VGB POWERTECH 10 (2020) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
10 2020
Focus
• Power plant
by-products
Global aspects on
coal combustion
products
Developments in
CCP management
in Europe
Continuous Analysis for Feedwater and Steam
Swan is your one-stop provider for monitoring your
water steam cycle chemistry.
Swan Analytical Instruments ∙ CH-8340 Hinwil
www.swan.ch · swan@swan.ch
Implementation
of Basic Work
Requirement 3 in
harmonized product
standards
Wood fly ash as
cement replacement
Water Steam Cycle
Publication of VGB PowerTech e.V. l www.vgb.org
ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition

KWS TRAININGS- UND TAGUNGSZENTRUM
VGB WERKSTOFFLABOR
H
H
KWS
APARTMENTHAUS
CAMPUS-
RESTAURANT
KSG|GfS
VGB POWERTECH
VGB SERVICE
VGB FORSCHUNGSSTIFTUNG
Energie-Campus Deilbachtal
Das Kompetenz- und Weiterbildungszentrum
der deutschen und internationalen Energiewirtschaft
Die KWS (KraftWerKSSchule e. V.) bietet mit ihren großzügigen und modernen einrichtungen ausreichend Platz für alle
arten von Veranstaltungen. Sie wirkt für den energie-campus Deilbachtal als Schulungs-, trainings- und tagungszentrum.
unser haus dient der Wissens- und Kompetenzvermittlung, dem erfahrungstransfer und der Begegnung. Seit 1957 sind wir
ein zuverlässiger Partner der energiewirtschaft und stehen mit einem zukunfts- und praxisorientierten angebot zur Verfügung.
VGB Powertech e.V. ist der technische Verband der energieanlagen-Betreiber. als unabhängiges technisches Kompetenzzentrum
und Netzwerk unterstützen wir unsere Mitglieder in ihren jeweiligen Geschäftsaktivitäten sowie bei der umsetzung von
Innovationen und strategischen aufgaben. Im fokus stehen der erfahrungsaustausch sowie anwendungsnahe Dienstleistungen,
um Wirtschaftlichkeit, Sicherheit, arbeits- und Gesundheitsschutz sowie umweltfreundlichkeit entlang der Wertschöpfungskette
zu optimieren. Mit seiner breit aufgestellten expertise für die energiebranche bringt sich der VGB Powertech in das Netzwerk
des energie-campus Deilbachtal ein.
Seit seiner Gründung 1987 ist das Simulatorzentrum der KSG|GfS verantwortlich für die zentrale ausbildung des Betriebspersonals
aller deutschen und eines niederländischen Kernkraftwerks. als teil des energie-campus Deilbachtal stellt sich die KSG|GfS den
herausforderungen des energiemarkts und bietet seinen Kunden Dienstleistungen in den Bereichen training, engineering und consulting
an - für mehr Sicherheit und effiziente Prozesse. Branchenübergreifend hat sich das Simulatorzentrum zu einem führenden
anbieter von professionellen Verhaltensstandards entwickelt. Zudem entwickelt das Simulatorzentrum training- und engineering-
Simulatoren für Kraftwerksbetreiber. Das Simulatorzentrum betreibt auf dem energie-campus Deilbachtal ein hochverfügbares
rechenzentrum, das für alle aspekte der Digitalisierung in der energiewirtschaft und allen anderen Branchen genutzt werden kann.

VGB PowerTech 10 l 2020
Editorial
100 years VGB: Welcome address
Dear Ladies, dear Gentlemen,
I am very pleased about the
invitation to the 100 th anniversary
of VGB PowerTech.
I very much welcome the
fact that VGB PowerTech
will not miss the opportunity
to celebrate this anniversary
despite the Corona Pandemic
– on a small scale on the
Energy-Campus Deilbachtal
and with the online guests
live on screen. I am glad and
relieved that strict hygiene
measures – as they are also
observed on site – make it
possible to be together and that digital technology also allows
us to meet virtually.
I would like to extend a warm welcome to you in and from
Essen, one of the most important energy metropolises in
Europe.
Essen is the “Powerhouse of Europe”. Here in the center
of the Metropole Ruhr, renowned international energy
companies have their headquarters. They make Essen a
decision-making center for the energy industry. The Essen-based
companies have leading market positions in energy
generation, distribution, supply and energy management.
Essen-based companies are among the key players:
RWE AG, E.ON SE, or Evonik AG – they are nationally and
internationally active independent power producers.
The Essen-based companies have extensive know-how in
research and development in both renewable and conventional
energy technologies. However, small and mediumsized
companies are also part of Essen´s energy industry.
As a whole, these partly highly specialized production and
service companies cover the most important areas of the
value chain.
With Messe Essen, Essen offers a central event location as a
platform for the energy industry with international appeal.
The leading trade fair “E-world energy & water” is of outstanding
importance in this respect. Current research and
development results, future market developments of energy
sources and the presentation of new technologies can be
experienced there. The global players of the international
energy industry will present themselves here.
The entrepreneurial and technical know-how of the energy
industry is concentrated in Essen. The concentrated energy
of the international groups, the medium-sized companies,
the educational and research institutions as well as the international
trade fair and congress events is an outstanding
trademark of the electricity metropolis Essen.
The most important energy industry network in the state
of North Rhine-Westphalia operates under the umbrella of
the EnergyAgentur.NRW. It coordinates the cooperation of
over 3,000 players in 18 working groups and competence
networks.
An outstanding Essen network partner of the energy industry
is – you guessed it – the jubilarian: VGB PowerTech e.V.
What makes the international association of power plant
operators so special? First and foremost the 100-year tradition.
To be successful for more than a century, to set standards,
to always be at the cutting edge of technology and
even more: to shape the future - this is not a foregone conclusion,
behind it there is a lot of power, ambition and the
unconditional will to be at the pulse of time, to keep up with
the times. 100 years of bundled knowledge are gathered in
VGB, which is reflected in its current core competence. Today,
430 VGB members from 33 countries benefit from this.
Because answers have to be found to how to deal with the
three major trends in the energy sector: decentralisation,
digitalisation and decarbonisation.
VGB provides an impressive answer to these questions in
its mission statement published in 2019 – this is another
reason why it is so special. With a sense of proportion and
the knowledge of technical feasibility, its mission statement
not only describes the main aspects of modern energy supply
– sustainability, environmental friendliness, safety and
economic efficiency – it also shows how to implement them
realistically in eight strategic fields of action.
All good things come in threes: I would like to address three
fields of action:
First, as Lord Mayor, I have a duty to ensure security of supply
for our citizens. On the other hand, VGB knows how an
energy mix leads to supply stability. This is fundamental for
the economic situation and future of a municipality and for
its private households.
Second, the citizens expect an affordable energy supply. To
secure electricity prices, VGB can advise its members on the
efficiency of their electricity generation and storage facilities.
Electricity must be affordable for everyone and must
create value for the companies.
Third, as the Green Capital of Europe the expansion of renewable
energies is not only good for us, a climate-neutral
and modern energy infrastructure also means quality of
life and strengthens environmental protection. Thanks to
its Europe-wide network, VGB advises its members on the
development of the energy systems of the future - the generation
of energy by wind, water, solar energy and biomass.
This is valuable knowledge for the energy industry for the
near future – “made in Essen”!
At the “Energy Campus Deilbachtal”, the VGB PowerTech
e.V., the KWS Power Tech Training Center and the Simulator
Centre bring together important players in the energy
supply sector, providing the energy industry with innovative
know-how and far-reaching impulses. I admit that I am
also proud of my home town.
It is something special to represent the energy metropolis Essen
and I am glad that VGB has its headquarters in Essen and
that it links and holds together the European energy industry.
I congratulate VGB PowerTech e.V. on its 100 th anniversary!
Thomas Kufen
Lord Mayor of the City of Essen, Germany
Welcome address on the occasion of VGB OnLine – 100 years VGB,
9 September 2020. The spoken word applies,
available on VGB´s YouTube channel: www.vgb.org/youtube
1

Editorial VGB PowerTech 10 l 2020
100 Jahre VGB: Grußworte
Sehr geehrte Damen,
sehr geehrte Herren,
ich freue mich sehr über die
Einladung zum 100-jährigen
Jubiläum des VGB Power Tech.
Ich begrüße es außerordentlich,
dass der VGB PowerTech
es sich nicht nehmen lässt,
diese Jubiläumsfeier trotz der
Corona-Pandemie zu begehen
– im kleinen Rahmen auf
dem Essener Energie-Campus
Deilbachtal und mit den
Online-Gästen live am Bildschirm.
Ich bin froh und erleichtert,
dass mit strengen
Hygienemaßnahmen – wie sie auch vor Ort eingehalten werden
– ein Zusammensein möglich ist und uns die digitale Technik
auch ein virtuelles Zusammenkommen ermöglicht.
Ich begrüße Sie ganz herzlich in und aus Essen, einer der bedeutendsten
Energiemetropolen Europas.
Essen ist das „Powerhouse of Europe“. Hier im Zentrum der
Metropole Ruhr haben namhafte international tätige Energiekonzerne
ihren Hauptsitz. Sie machen Essen zu einem
Entscheidungszentrum der Energiewirtschaft. Die Essener
Konzerne haben führende Marktpositionen in der Energiegewinnung,
-verteilung, -versorgung und im Energiemanagement.
Essener Unternehmen gehören zu den Key Playern: Die
RWE AG, die E.ON SE, oder die Evonik AG – sie sind national
und international tätige Independent Power Producer.
In den erneuerbaren und den konventionellen Energietechnologien
verfügen die Essener Unternehmen über umfangreiches
Know-how in Forschung und Entwicklung. Ein Bestandteil der
Essener Energiewirtschaft sind aber ebenso kleine und mittlere
Unternehmen. In ihrer Gesamtheit decken diese zum Teil hoch
spezialisierten Produktions- und Dienstleistungsunternehmen,
die wichtigsten Bereiche der Wertschöpfungskette ab.
Essen bietet mit der Messe Essen einen zentralen Veranstaltungsort
als Plattform der Energiewirtschaft mit internationaler
Ausstrahlungskraft. Eine herausragende Bedeutung
hat hierbei die Leitmesse „E-world energy & water“. Aktuelle
Forschungs- und Entwicklungsergebnisse, künftige
Marktentwicklungen von Energieträgern und die Präsentation
von neuen Techniken erfahren Sie dort. Die Global Player
der internationalen Energiewirtschaft geben sich hier ein
Stell-dich-ein.
In Essen konzentriert sich das unternehmerische und technische
Know-how der Energiewirtschaft. Die geballte Energie
der internationalen Konzerne, der mittelständischen Betriebe,
der Bildungs- und Forschungseinrichtungen sowie der internationalen
Messe- und Kongressveranstaltungen ist ein herausragendes
Markenzeichen der Strommetropole Essen.
Unter dem Dach der EnergieAgentur.NRW arbeitet das wichtigste
Netzwerk der Energiewirtschaft des Landes Nordrhein-Westfalen.
Sie koordiniert die Zusammenarbeit von
über 3.000 Akteuren in 18 Arbeitsgruppen und Kompetenznetzwerken.
Ein herausragender Essener Netzwerkpartner der Energiewirtschaft
ist – Sie ahnen es – der Jubilar: der VGB PowerTech.
Was macht den internationalen Verband der Energieanlagenbetreiber
so besonders? Als Allererstes einmal die 100-jährige
Tradition. Über ein Jahrhundert lang erfolgreich zu sein, Standards
zu setzen, immer auf dem neuesten Stand der Technik
sein und mehr noch: die Zukunft zu gestalten – das ist kein
Selbstläufer, dahinter stecken viel Power, Ehrgeiz und der unbedingte
Wille am Puls der Zeit zu sein, mit der Zeit zu gehen.
100 Jahre gebündeltes Wissen versammelt sich im VGB, das
sich in seiner heutigen Kernkompetenz widerspiegelt. Davon
profitieren heutzutage 430 VGB-Mitglieder aus 33 Ländern.
Denn es müssen Antworten gefunden werden, wie mit den drei
großen Trends im Energiebereich umgegangen wird: der Dezentralisierung,
der Digitalisierung und der Dekarbonisierung.
Eine eindrucksvolle Antwort gibt der VGB in seinem Leitbild
– auch das macht ihn so besonders. Denn mit Augenmaß und
dem Wissen um die technische Machbarkeit beschreibt sein
Leitbild nicht nur die Hauptaspekte der modernen Energieversorgung
– Nachhaltigkeit, Umweltfreundlichkeit, Sicherheit
und Wirtschaftlichkeit – sie zeigt an acht strategischen
Handlungsfelder auch die realistische Umsetzung auf.
Aller guten Dinge sind 3: Drei der Handlungsfelder möchte ich
ansprechen:
Zum einen bin ich als Oberbürgermeister für die Versorgungssicherheit
der Bürgerinnen und Bürger in der Pflicht. Der VGB
weiß wiederum, wie ein Energiemix zu Versorgungsstabilität
führt. Das ist fundamental für die wirtschaftliche Lage und Zukunft
einer Kommune und für ihre Privathaushalte.
Zum Zweiten erwarten die Bürgerinnen und Bürger eine bezahlbare
Energieversorgung. Der VGB kann zur Sicherung der
Strompreise seine Mitglieder zur Effizienz ihrer Stromerzeugungs-
und Speicheranlagen beraten. Strom muss für alle bezahlbar
und für die Unternehmen wertschöpfend sein.
Drittens steht uns als Grüne Hauptstadt Europas der Ausbau
Erneuerbarer Energien nicht nur gut zu Gesicht, eine
klimaneutrale und moderne Energieinfrastruktur bedeutet
auch Lebensqualität und stärkt den Umweltschutz. Der VGB
berät dank seines europaweiten Netzwerkes seine Mitglieder
im Hinblick auf die Entwicklung der Energiesysteme der
Zukunft – der Gewinnung von Energie durch Wind, Wasser,
Sonnenenergie und Biomasse.
Das ist für die Energiewirtschaft kostbares Wissen für die nahe
Zukunft – „made in Essen“!
Am „Energie-Campus“ Deilbachtal kommen mit dem VGB
PowerTech e.V., der Kraftwerksschule und dem Simulatorzentrum
wichtige Akteure der Energieversorgung zusammen,
die der Energiebranche innovatives Know-how und
weitreichende Impulse geben. Ich gebe zu, ich bin auch stolz
auf meine Heimatstadt.
Es ist etwas Besonderes, die Energiemetropole Essen zu vertreten
und ich bin froh, dass der VGB hier in Essen seinen
Stammsitz hat und die Fäden europäischer Energiewirtschaft
verknüpft und zusammenhält.
Ich gratuliere dem VGB PowerTech e.V. ganz herzlich zum
100-jährigen Geburtstag!
Thomas Kufen, Oberbürgermeister der Stadt Essen
Grußworte im Rahmen von VGB OnLine – 100 Jahre VGB,
9. September 2020. Die gesprochene, gültige Rede ist verfügbar im
YouTube Kanal des VGB: www.vgb.org/youtube. Foto: Ralf Schultheiß
2

VGB-OnLine Seminar
Basics Wasserchemie im Kraftwerk
Veranstaltungsort
Online im Web
Programm/Anmeldung
26. und 27. Januar 2021
Kontakt
Konstantin Blank
Tel.
+49 201 8128-214
E-mail
vgb-wasserdampf@vgb.org
• Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig durch chemisch
bedingte Probleme im Bereich des Wasser-Dampf-Kreislaufs negativ
beeinflusst. Aus diesem Grund ist es wichtig, die grundlegenden
Zusammenhänge zu kennen und die chemische Fahrweise entsprechend
der betrieblichen Belange einzustellen. Die Teilnehmer sollen durch das
Basisseminar „Basics Wasserchemie im Kraftwerk“ in die Lage versetzt
werden, die chemischen Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen.
Für die ebenso angebotenen Seminare „Wasseraufbereitung“ und
„Chemie im Wasser-Dampf-Kreislauf“ dient „Basics Wasserchemie
im Kraftwerk“ als hilfreiche Vorbereitung.
• Den Teilnehmern wird darüber hinaus die Möglichkeit geboten, spezifische
Probleme in ihren Anlagen zu diskutieren und Fragen zu stellen.
• Profitieren Sie durch die Teilnahme an „Basics Wasserchemie
im Kraftwerk“ von den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeiter
des Bereiches „Wasserchemie“ der VGB PowerTech Service GmbH.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
• Weitere Informationen | Programm | Anmeldung
www.vgb.org/basics_wasserchemie_kw21.html
Foto: depositphotos
www.vgb.org

Contents VGB PowerTech 10 l 2020
Swiss high-quality online water steam cycle monitoring.
Reliable. User-friendly. Robust. Economical.
• Conductivity
• Hydrazine/Carbohydrazide
• Hydrogen
• Oxygen
• pH
• Phosphate
• Redox Potential (ORP)
• Silica
• Sodium
• Turbidity
Know your water properties. Control your processes.
Swan – your one stop shop for all key parameters.
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 10 l 2020
100 years VGB: Welcome address
100 Jahre VGB: Grußworte
Thomas Kufen 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Industry News 20
Power News 23
Global aspects on coal combustion products
Globale Aspekte zu Produkten aus der Kohleverbrennung
David Harris, Craig Heidrich and Joachim Feuerborn 25
Developments in CCP management in Europe
Entwicklungen im Nebenprodukt(CCP)-Management in Europa
Ivan Skidmore and Joachim Feuerborn 34
Production and utilisation of coal combustion products
Produktion und Verwendung von Nebenprodukten
aus Kohlekraftwerken
Thomas Eck 40
Implementation of Basic Requirement 3 in harmonized product
standards – update on CEN/TC 351 for test procedures and status
of work in CEN/TC 104/WG4 for implementation into EN 450-1 –
Umsetzung der Grundanforderung Nr. 3 an Bauwerke in harmonisierten
Produktnormen – Aktualisierung von CEN/TC 351 für Testverfahren und
Stand der Arbeiten in CEN/TC 104/WG4 zur Umsetzung in EN 450-1 -
Udo Wiens and Angelo Saraber 45
Wood fly ash as cement replacement – screening of different
pre-treatments for optimization of WA characteristics
Holz(flug-)asche als Zementersatz Screening verschiedener
Vorbehandlungen zur Optimierung der Holzascheeigenschaften
Lisbeth M. Ottosen, Benjamin Ebert, Nina M. Sigvardsen,
Pernille E. Jensen and Gunvor M. Kirkelund 51
Implementation of the next generation slagging prediction
tool to a large scale pf boiler fired with lignite blends
Einsatz des Verschlackungsvorhersage-Tools der nächsten
Generation für einen in großem Maßstab staubbefeuerten
Kessel mit Braunkohlemischungen
Piotr Plaza, Bernhard Schopfer, Jörg Maier, Thomas Brunne
and Günter Scheffknecht 57
Assessment of the nutrient and heavy metal content
of wood ash from Bavarian heat (and power) plants
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte
von Holzaschen aus bayerischen Heiz(kraft)werken
Hans Bachmaier, Daniel Kuptz und Hans Hartmann 63
4

SYSTEM
VGB PowerTech 10 l 2020
Contents
ANALYTI
Continuous Analysis for Feedwater and Steam
Swan is your one-stop provider for monitoring your
water steam cycle chemistry.
Swan Analytical Instruments ∙ CH-8340 Hinwil
www.swan.ch · swan@swan.ch
SWAN ANALYTICAL
INSTRUMENTS AG
CH-8340 Hinwil, Switzerland
E-mail: swan@swan.ch
www.swan.ch
Water Steam Cycle
Stratego. A treatment plant for the preparation
of non-ferrous metal mixtures
Stratego. Eine Behandlungsanlage zur Aufbereitung
von Nichteisen-Metallgemischen
Georg Rottlaender 71
Hazardous property HP 14 of municipal waste
incineration bottom ash
Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen
Hermann Nordsieck, Karsten Wambach, Ragnar Warnecke
and Wolfgang Rommel 75
A journey through 100 years VGB |
The foundation of the VGB 1920
100 Jahre VGB: Eine Zeitreise |
Die Gründung des VGB 1920
VGB Association 82
Operating results 92
VGB News 93
Personalien93
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
Preview VGB PowerTech 11|2020 96
A journey through 100 years VGB | The 1920ies to 1930ies
100 Jahre VGB: Eine Zeitreise | Die 1920er und 1930er Jahre
Avoidance of double work. Progress in America.
Operation experience
Vermeidung von Doppelarbeit. Fortschritte in Amerika.
Betriebserfahrungen
VGB Association 83
Operating experience in the Moscow Municipal Power Plant
Betriebserfahrungen im Städtischen Elektrizitätswerk Moskau
I. W. Nikolaew 89
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 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
David Harris, Craig Heidrich
and Joachim Feuerborn
As global energy demand and electrification
rates increase, coal remains the most abundantly
consumed fossil fuel for the production
of electrical power. At the same time, international
agreements and local policies are driving
a transition towards alternative energy sources,
with a central focus on reducing CO 2 emissions
associated with fossil fuel combustion. Coal
combustion by products are well established
as valuable, high volume inputs for the manufacture
of construction and building materials.
They provide functional benefits in these applications
and, as substitutes for energy intensive
materials such as cement, sand and aggregates,
they provide options for lower embedded carbon.
The paper is jointly written by members of
the World Wide Coal Combustion Products Network
and is the result of an ongoing, international
collaboration between respective country
industry associations, being non-governmental
organizations (NGO’s).
Developments in CCP management in Europe
Ivan Skidmore and Joachim Feuerborn
About half of the European energy production
is based on fossil fuels. The energy strategies of
the European Commission require CO 2 reduction,
increased production by renewables and
energy savings. Each member state has its own
answer for CO 2 savings due to dependencies in
coal-fired generation from zero to about 85 %.
Also energy security has to be considered starting
with fuel availability, economics in production
and grid stability. The report gives an update
on developments of regulations impacting
the production of energy by coal-fired power
plants and also quality and quantity of CCPs.
Production and utilisation of coal
combustion products
Thomas Eck
Coal combustion products are produced during
the generation of electricity in coal fired power
plants. In the last years more than 20 million
tonnes per year were produced and utilised in
Germany. CCPs like boiler slag, bottom ash, fly
ash or FGD gypsum were used since many years
as quality controlled raw material or building
material in the construction industry or in civil
engineering as well as for restoration and reclamation
purposes in open cast mines. The power
plant operators spent much effort in producing
a quality material which can easily be utilized.
This leads to high utilization rates of about 96
to 100 percent. This article gives an overview
about the results of the VGB survey “Production
and utilisation of CCPs in Germany” of the years
2008 to 2019.
Implementation of Basic Requirement 3 in
harmonized product standards – update on
CEN/TC 351 for test procedures and status
of work in CEN/TC 104/WG4 for
implementation into EN 450-1 –
Udo Wiens and Angelo Saraber
The Construction Products Regulation (CPR)
entered force in July 2013 and requires i. a. the
implementation of Basic Work Requirements No
3 on „Hygiene, Health and the Environment“
into harmonized product standards. A precondition
for this work is the availability of horizontal
test standards which are developed in CEN/
TC 351. As the standards are available as CEN/
TS and will enter the CEN-enquiry route at the
beginning of next year for conversion into ENs
the work for implementation of existing regulations
for construction products can be started.
TC 104/WG 4 „Fly ash for concrete“ started
the work on existing (notified) regulations and
prepared a proposal for the implementation of
BWR3 into EN 450-1 for fly ash for concrete.
This contribution is to update on the development
in CEN/TC 351 and CEN/TC 104/WG4
since 2017.
Wood fly ash as cement replacement –
screening of different
pre-treatments for optimization of WA
characteristics
Lisbeth M. Ottosen, Benjamin Ebert,
Nina M. Sigvardsen, Pernille E. Jensen
and Gunvor M. Kirkelund
Two wood fly ashes (WAs) with different properties
were tested for low level replacement (5
or 10 %) of cement in mortar. WA1 was sprayed
with water directly after the incinerator at the
plant, which resulted in hydration whereas
WA2, which had not been sprayed did contain
CaO. There is no current standard regulating
use of WA as partly cement replacement, and
thus EN 450-1, which is the current standard
covering ashes from co-combustion of wood
and coal, was used to evaluate the composition
of the investigated WAs.
Implementation of the next generation
slagging prediction tool to a large scale pf
boiler fired with lignite blends
Piotr Plaza, Bernhard Schopfer, Jörg Maier,
Thomas Brunne and Günter Scheffknecht
Changing quality of lignite may affect significantly
the operation of modern large scale lignite
fired pf boilers. One of the main risks is
associated with decreasing ash quality and occurrence
of the elevated slagging/fouling in a
boiler. Firing a proper mixture of lignite coals
or/and changing boiler operational conditions
can mitigate the risk. This paper presents relevant
results from the implementation and validation
of the next generation slagging prediction
tool in Boxberg power plant (Unit Q) fired
with blends of Nochten and Reichwalde lignite.
The use of slagging prediction tool developed
combined with the online ash deposition monitoring
probe can help operators avoid much of
the uncertainty associated with decisions related
to fuel selection and operating procedures in
order to achive highly efficient boiler operation
without elevated slagging risk.
Assessment of the nutrient and heavy metal
content of wood ash from Bavarian heat
(and power) plants
Hans Bachmaier, Daniel Kuptz
and Hans Hartmann
Ashes from biomass heating (and power) plants
that apply natural fuels may be suitable for the
use as fertilisers if certain requirements regarding
pollutants and nutrient contents are met.
The range and average values of relevant nutrients
and pollutants in wood ashes from Bavarian
biomass heating and power plants were
determined by on-site sampling. Quality assurance
systems should be applied at biomass heating
plants to improve ash quality if wood ashes
should be used as fertilisers in agriculture. The
analysis of the main nutrients showed high values
for potassium and calcium, but also relevant
amounts of phosphorus in wood ashes, making
them suitable as fertilisers if pollutant limits are
met.
Stratego. A treatment plant for the
preparation of non-ferrous metal mixtures
Georg Rottlaender
In Germany, approximately 6 million tonnes of
slag are produced annually in household and
commercial waste incineration plants. Approximately
460,000 tonnes of metals can be recovered
from these slags in special slag processing
plants (SA plants). The development of increasingly
efficient non-ferrous separators has also
made it possible to recover metal particles in
the fine range (0 to 3 mm). Due to the precious
metals contained in the fine range, this grain
spectrum requires special treatment which will
be explained.
Hazardous property HP 14 of municipal
waste incineration bottom ash
Hermann Nordsieck, Karsten Wambach,
Ragnar Warnecke and Wolfgang Rommel
Incineration of residual municipal waste renders
it inert and allows for energy recovery, but
leaves huge amounts of incinerator bottom ash
(IBA). Considering the amount of this stream of
waste, proper assessment of hazardous properties
has high importance. Eco-toxicity (HP 14)
is the most critical hazardous property in the
classification of waste incineration bottom ash.
The work presented here is the basis of HP 14
assessment in the municipal waste IBA classification
guidance issued by the German confederations
of waste incinerator plants (ITAD) and
IBA treatment plants (IGAM).
A journey through 100 years VGB
| The early years, 1920ies and 1930ies
The foundation of the VGB 1920
VGB Association
Avoidance of double work. Progress in
America. Operation experience
VGB Association
Operating experience in the Moscow
Municipal Power Plant
I. W. Nikolaew
6

VGB PowerTech 10 l 2020
Kurzfassungen
Globale Aspekte zu Produkten aus der
Kohleverbrennung
David Harris, Craig Heidrich
und Joachim Feuerborn
Da der weltweite Energiebedarf und die Elektrifizierungsraten
steigen, bleibt Kohle der am
meisten verbrauchte fossile Brennstoff für die
Produktion von elektrischer Energie. Gleichzeitig
treiben internationale Vereinbarungen und
lokale Politiken den Übergang zu alternativen
(nuklearen, erneuerbaren, ...) Energiequellen
voran, wobei die Reduzierung der mit der
Verbrennung fossiler Brennstoffe verbundenen
CO 2 -Emissionen im Mittelpunkt steht. Die
Nebenprodukte der Kohleverbrennung haben
sich als wertvoller, hochvolumiger Input für die
Herstellung von Bau- und Baustoffen etabliert.
Sie bieten in diesen Anwendungen funktionelle
Vorteile und bieten als Ersatz für energieintensive
Materialien wie Zement, Sand und
Zuschlagstoffe Optionen für Kohlenstoffeinsparungen.
Dieser Bericht wurde gemeinsam von
Mitgliedern des World Wide Coal Combustion
Products Network verfasst und ist das Ergebnis
einer fortlaufenden internationalen Zusammenarbeit
zwischen den Industrieverbänden der jeweiligen
Länder, bei denen es sich um Nichtregierungsorganisationen
(NGO‘s) handelt.
Entwicklungen im Nebenprodukt(CCP)-
Management in Europa
Ivan Skidmore und Joachim Feuerborn
Etwa die Hälfte der europäischen Energieproduktion
basiert auf fossilen Brennstoffen. Die
Produktion in diesen Kraftwerken steht unter
ständigem Druck, die gesetzlichen Anforderungen
zur Luftreinhaltung und die Marktanforderungen
hinsichtlich Verfügbarkeit und
wirtschaftlicher Produktion zu erfüllen. Die
Energiestrategien der Europäischen Kommission
fordern CO 2 -Reduktion, Produktionssteigerung
durch erneuerbare Energien und Energieeinsparungen.
Jeder Mitgliedsstaat hat seine
eigene Antwort für CO 2 -Einsparungen aufgrund
von Abhängigkeiten bei der Kohleverstromung
von Null bis etwa 85 %. Der Bericht gibt einen
aktuellen Überblick über die Entwicklung der
Vorschriften, die sich auf die Energieerzeugung
durch Kohlekraftwerke sowie auf die Qualität
und Quantität der Nebenprodukte (CCPs) auswirken.
Produktion und Verwendung von
Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken
Thomas Eck
Kraftwerksnebenprodukte entstehen bei der
Verbrennung von Kohle in Kohlekraftwerken.
In Deutschland wurden in den letzten Jahren
mehr als 20 Millionen Tonnen Kraftwerksnebenprodukte
pro Jahr hergestellt und nahezu
vollständig vermarktet. Die Nebenprodukte, wie
Schmelzkammergranulat, Kesselsand, Flugasche
und Gips werden seit vielen Jahren z.B. als
qualitätsüberwachte Roh- und Baustoffe in der
Bauindustrie oder im Rahmen von Verfüllungsund
Rekultivierungsmaßnahmen im Braunkohletagebau
eingesetzt. Zur qualitätsgesicherten
Erzeugung der Kraftwerksneben¬produkte und
Erzielung von Verwendungsraten zwischen 96
und 100 % waren und sind erhebliche Anstrengungen
der Kraftwerksbetreiber erforderlich.
Der Beitrag gibt eine Übersicht über die Ergebnisse
der jährlich seitens VGB durchgeführten
Erhebung zur Produktion und Verwendung von
Kraftwerksnebenprodukten der Jahre 2008 bis
2019.
Umsetzung der Grundanforderung Nr. 3
an Bauwerke in harmonisierten
Produktnormen – Aktualisierung von
CEN/TC 351 für Testverfahren und Stand
der Arbeiten in CEN/TC 104/WG4 zur
Umsetzung in EN 450-1 -
Udo Wiens und Angelo Saraber
Die Bauprodukte-Verordnung (BauPVO) ist im
Juli 2013 in Kraft getreten und bedingt u. a.
die Umsetzung der Grundanforderung Nr. 3 an
Bauwerke „Hygiene, Gesundheit und Umwelt“
in harmonisierte Produktnormen. Eine Voraussetzung
für diese Arbeit ist die Verfügbarkeit von
horizontalen Prüfnormen, die im CEN/TC 351
entwickelt werden. Da die Prüfvorschriften als
Technische Spezifikationen vorliegen und Anfang
2021 in die CEN-Umfrage zur Überführung
in europäische Normen gegeben werden, können
diese bei der Überarbeitung bestehender
Normen für Bauprodukte berücksichtigt werden.
TC 104/WG 4 „Flugasche für Beton“ hat
die bestehende (notifizierte) Anforderungen
geprüft und einen Vorschlag für die Umsetzung
von BWR3 in EN 450-1 für Flugasche für Beton
vorbereitet. Dieser Beitrag soll über die Entwicklung
in CEN/TC 351 und CEN/TC 104/WG4 seit
2017 informieren.
Holz(flug-)asche als Zementersatz Screening
verschiedener Vorbehandlungen zur
Optimierung der Holzascheeigenschaften
Lisbeth M. Ottosen, Benjamin Ebert,
Nina M. Sigvardsen, Pernille E. Jensen
und Gunvor M. Kirkelund
Zwei Holz(flug-)aschen (WA‘s) mit unterschiedlichen
Eigenschaften wurden für einen geringen
Ersatz (5 oder 10 %) von Zement in Mörtel
getestet. WA1 wurde direkt nach der Verbrennungsanlage
im Werk mit Wasser besprüht, was
zu einer Hydratation führte, während WA2, die
nicht besprüht worden war, CaO enthielt. Der
Gesamt-Ca-Gehalt in den beiden WAs war ähnlich,
aber andere Merkmale variierten. Es gibt
keine aktuelle Norm, die die Verwendung von
Holz(flug-)aschen als teilweisen Zementersatz
regelt. Daher wurde EN 450-1 für Flugasche für
Beton, die auch die Mitverbrennung regelt, zur
Bewertung der Zusammensetzung der untersuchten
WAs herangezogen.
Einsatz des Verschlackungsvorhersage-
Tools der nächsten Generation für einen
in großem Maßstab staubbefeuerten
Kessel mit Braunkohlemischungen
Piotr Plaza, Bernhard Schopfer, Jörg Maier,
Thomas Brunne und Günter Scheffknecht
Eine sich ändernde Qualität der Braunkohle
kann den Betrieb von modernen, mit Braunkohle
befeuerten Großkesseln erheblich beeinträchtigen.
Eines der Hauptrisiken ist mit der
abnehmenden Aschequalität und dem Auftreten
von erhöhter Verschlackung/Verschmutzung
in einem Kessel verbunden. In diesem Beitrag
werden relevante Ergebnisse zum Einsatz und
Validierung des Verschlackungsprognosetools
der nächsten Generation im Kraftwerk Boxberg
(Block Q) vorgestellt, das mit Mischungen aus
Nochten- und Reichwalder Braunkohle befeuert
wird. Der Einsatz des entwickelten Verschlackungsvorhersage-Tools
in Kombination mit
der Online-Überwachungssonde für Ascheablagerungen
kann den Betreibern helfen, einen
Großteil der Unsicherheiten zu vermeiden, die
mit Entscheidungen im Zusammenhang mit der
Brennstoffauswahl und den Betriebsverfahren
verbunden sind, um einen hocheffizienten Kesselbetrieb
ohne erhöhtes Verschlackungsrisiko
zu erreichen.
Bewertung der Nährstoff- und
Schwermetallgehalte von Holzaschen aus
bayerischen Heiz(kraft)werken
Hans Bachmaier, Daniel Kuptz
und Hans Hartmann
Aschen von Biomasseheiz(kraft)werken, die
naturbelassene Brennstoffe einsetzen, können
sich aufgrund der enthaltenen Nährstoffe für
Düngezwecke eignen. Dazu müssen die Aschen
bestimmte Voraussetzungen z. B. hinsichtlich
Schad- und Nährstoffgehalten erfüllen. Durch
gezielte Probenahme vor Ort wurden die Bandbreite
und die Durchschnittswerte von Nährund
Schadstoffen in Holzaschen bayerischer
Biomasseheiz(kraft)werke ermittelt. Eine generelle
stoffliche Verwertbarkeit von Holzaschen,
beispielsweise als Düngemittel in der Landwirtschaft,
ohne ein vorangeschaltetes Aschequalitätsmanagement
kritisch zu hinterfragen.
Stratego. Eine Behandlungsanlage zur Aufbe
reitung von Nichteisen-Metallgemischen
Georg Rottlaender
In Deutschland fallen jährlich ca. 6 Millionen
Tonnen Schlacke bei der Verbrennung von
Hausmüll und Gewerbeabfällen in den Hausmüllverbrennungsanlagen
an. Aus diesen Schlacken
lassen sich ca. 460.000 Tonnen Metalle
in speziellen Schlackeaufbereitungsanlagen
(SA-Anlagen) zurückgewinnen. Durch die Entwicklung
immer leistungsfähigerer NE-Scheider
ist auch die Rückgewinnung von Metallpartikeln
im Feinbereich (0 bis 3 mm) möglich geworden.
Aufgrund der im Feinbereich enthaltenen Edelmetalle
bedarf dieses Kornspektrum einer besonderen
Behandlung die erläutert wird.
Gefährliche Eigenschaft HP 14 von
Rostaschen
Hermann Nordsieck, Karsten Wambach,
Ragnar Warnecke und Wolfgang Rommel
Trotz der Anstrengungen zur getrennten Erfassung
stofflich verwertbarer Abfälle verbleibt eine
große Menge an gemischt anfallenden Abfällen
und Sortierresten, die nur energetisch genutzt
werden können oder beseitigt werden müssen.
Die Einstufung von Abfällen erfolgt nach dem
inhärenten Gefahrenpotential der im Abfall vorhandenen
Stoffe, dabei spielen die Freisetzbarkeit
und der Gesamtgehalt toxischer Elemente
zunächst nur eine untergeordnete Rolle. Die
hier beschriebenen Ergebnisse sind Grundlage
der Bewertung von HP 14 (umweltgefährlich)
im Praxisleitfaden der Verbände IGAM und ITAD
e.V. „Einstufung von Hausmüllverbrennungs¬schlacken
in das Abfallverzeichnis anhand der
gefahrenrelevanten Eigenschaften HP1-HP15“.
100 Jahre VGB: Eine Zeitreise
| Die Gründerjahre: 1920er/1930er
Die Gründung des VGB 1920
VGB
Vermeidung von Doppelarbeit. Fortschritte
in Amerika. Betriebserfahrungen
VGB
Betriebserfahrungen im Städtischen
Elektrizitätswerk Moskau
I. W. Nikolaew
7

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Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
Members´
News
BS Energy: Wasserstoff-Impuls
für Niedersachsen
(bs-energy) Unter dem Titel „H 2 Mehrum“
hat sich eine breite Initiative aus Politik,
Wirtschaft und Wissenschaft gegründet,
die das Potenzial von grünem Wasserstoff
für die Wirtschaftsregion Hannover-Braunschweig-Wolfsburg
nachhaltig voranbringen
möchte.
Die beteiligten Partner haben es sich zum
Ziel gesetzt, für eines der wichtigsten Industriezentren
Niedersachsens, den Weg
in die Wasserstoffwirtschaft zu entwickeln.
Damit sollen die Voraussetzungen für dekarbonisierte
Geschäftsmodelle als Grundlage
einer landesweiten Energie- und Verkehrswende
geschaffen werden. In einer
ersten Phase wird im Rahmen einer Machbarkeitsstudie
untersucht, inwiefern sich
der Standort des heute noch mit Steinkohle
befeuerten Kraftwerks Mehrum (Gemeinde
Hohenhameln, Landkreis Peine) für den
Aufbau eines regional übergreifenden
Wasserstoff-Netzwerks (Cluster) eignet.
Das Ergebnis der Studie, die in Zusammenarbeit
der Firma Siemens Energy mit der
Leibniz Universität Hannover entsteht,
wird bis Sommer 2021 erwartet.
Mehrum bietet sich als ein potenzielles
Zentrum einer niedersächsischen Wasserstoff-Produktion
an, weil hier optimale
Schnittstellen zwischen Energieerzeugung
und Energieverbrauch sowie der benötigten
Infrastruktur auf Strom- und Gasseite
bestehen. Ein auf dem Kraftwerksgelände
zu errichtender Elektrolyseur würde große
Mengen an regenerativ erzeugtem Strom
in Wasserstoff umwandeln können. Industrielle
Abnehmer der Region Hannover/
Braunschweig/Wolfsburg könnten so ihren
Eigenbedarf an grünem Wasserstoff durch
die in Mehrum produzierten Mengen decken
Die nach aktuellen Planungen in naher
Zukunft gut ausgebauten Strom- und
Gasnetze der Region könnten dem Transport
des regenerativen Windstroms und
des erzeugten Wasserstoffs dienen. Das
Gasnetz könnte darüber hinaus die Speicherung
des Wasserstoffs übernehmen.
Als weitere Fragestellungen verfolgt die
Machbarkeitsstudie die mögliche Produktion
von synthetischen Kraftstoffen sowie
grundsätzliche Aspekte der Sektorkopplung,
also der Verbindung von Elektrizität,
Wärmeversorgung, Mobilität und Industrie.
Der Kreis der Gründer von „H 2 Mehrum“
besteht aus Braunschweiger Versorgungs-AG
& Co. KG (BS|ENERGY), dem
Fernleitungsnetzbetreiber Gasunie
Deutschland Transport Services GmbH
(Gasunie), Kraftwerk Mehrum GmbH
(KWM), Siemens Energy, dem Übertragungsnetzbetreiber
TenneT, VW Kraftwerk
GmbH, ÜSTRA/regiobus sowie dem Niedersächsischen
Ministerium für Umwelt,
Energie, Bauen und Klimaschutz, dem Niedersächsischen
Ministerium für Wirtschaft,
Arbeit, Verkehr und Digitalisierung,
dem Karlsruher Institut für Technologie
(KIT) und dem Institut für Elektrische
Energiesysteme (IfES) der Leibniz Universität
Hannover.
„Als Energieversorger für Braunschweig
und die Region haben wir uns einer
Null-CO 2 -Emissionsstrategie bis 2035 verschrieben.
Den ersten Schritt dorthin gehen
wir mit der Modernisierung unseres
Kraftwerksparks, die den Ausstieg aus der
Energieerzeugung mit Kohle bis Ende 2022
vorsieht. Als Partner der Initiative und damit
künftiger Nutzer von Wasserstoff können
wir unsere Umweltstrategie konsequent
in Richtung Dekarbonisierung umsetzen,“
Julien Mounier, Vorstandsvorsitzender
BS|ENERGY
„Als deutsch-niederländischer Fernleitungsnetzbetreiber
verfolgen wir die Mission,
das bestehende Gasnetz zum Rückgrat
der Wasserstoffwirtschaft zu entwickeln.
Deshalb begrüßen wir den im Projekt gewählten
ganzheitlichen Ansatz und möchten
mit unserem leistungsstarken Gasnetz
einen wichtigen Beitrag zum Transport
und zur Speicherung von Wasserstoff gerade
im industriellen Herzen von Niedersachsen
leisten“. (Matthias Schulz, Manager
Business, Gasunie Deutschland)
„Um eine Dekarbonisierung der Wirtschaft
zu erreichen, brauchen wir ganz
neue Konzepte für Energiesysteme und
Wasserstofferzeugung in industriellem
Maßstab. Diese Machbarkeitsstudie wird
zeigen, welche Möglichkeiten und Chancen
eine umweltfreundliche, nachhaltige
Wasserstoffwirtschaft für die Region bietet.
Ich bin überzeugt, dass der Standort
für die Umsetzung einer wegweisenden
Power-to-Gas-Technologie vielversprechende
Voraussetzungen bietet und grüner
Wasserstoff der dort ansässigen Wirtschaft
helfen wird, ihre Dekarbonisierungsziele
zu erreichen. Daher freue mich auf die Zusammenarbeit
mit der Leibniz Universität
Hannover“, betont Prof. Dr. Armin Schnettler,
Executive Vice President New Energy
Business. (Siemens Energy)
„Stromnetzausbau, leistungsfähige Speicher
wie Power-to-Gas-Lösungen und Sektorenkoppelung
zusammen sind die einzige
Chance für Deutschland, die Wettbewerbsfähigkeit
in energieintensiven Wirtschaftszweigen
auch auf lange Sicht zu erhalten“,
sagte Tim Meyerjürgens, COO des
Übertragungsnetzbetreibers TenneT.
(TenneT)
Kraftwerk Mehrum GmbH
Das Steinkohlekraftwerk Mehrum wurde
1979 in Betrieb genommen. Der Standort
befindet sich in Hohenhameln-Mehrum,
nördlich des Mittellandkanals zwischen
Hannover und Braunschweig.
Das KWM ist ein bedeutender Arbeitgeber
in der Region. Darüber hinaus sichern
Investitionsmaßnahmen und regelmäßige
Revisionen in Millionenhöhe viele weitere
Arbeitsplätze in zahlreichen Dienstleistungsbetrieben.
Erfahrung und Wissen
werden kontinuierlich auch an die junge
Generation weitergegeben. Durch die Verabschiedung
des Kohleausstiegsgesetzes
gewinnt die Frage nach der Nachnutzung
des Geländes an Bedeutung.
Grüner Wasserstoff wird für unsere Zukunft
ein wichtiger Energieträger sein. Um
als Energiestandort die Region auch weiterhing
zuverlässig zu versorgen, die Energiewende
zu begleiten und zukunftsträchtige
Technologien zur Marktreife zu führen,
beteiligt sich das Kraftwerk am Projekt
H2Mehrum als potenzieller Betreiber.
(203211108)
LL
www.bs-energy.de
Foto: Spatenstich für Netzstabilitätsanlage in Marbach (v.l.): Dirk Güsewell (Leiter Erzeugung/
Portfolioentwicklung EnBW), Bürgermeister Jan Trost, EnBW-Technikvorstand Dr. Hans-Josef
Zimmer, Umweltminister Franz Untersteller und TransnetBW-Geschäftsführer Dr. Werner Götz.
(Quelle: EnBW/Fotograf: ARTIS Uli Deck).
8

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
EnBW: Baustart für neue
Gasturbine in Marbach
• Offizieller Spatenstich zur Errichtung
der Netzstabilitätsanlage
(enbw) Die Umsetzung der Energiewende
bei gleichzeitiger Gewährleistung der Versorgungssicherheit
– so lautete nicht nur
das Thema einer von der EnBW organisierten
Diskussionsrunde von Expert*innen
aus Wissenschaft und Energiewirtschaft
mit Umweltminister Franz Untersteller in
Marbach. Der Titel war zugleich auch Motto
des im Anschluss daran durchgeführten
symbolischen ersten Spatenstichs, mit dem
jetzt offiziell die Bauarbeiten für die neue
Netzstabilitätsanlage auf dem Gelände des
EnBW-Kraftwerks Marbach begonnen haben.
Innerhalb von zwei Jahren soll das
„besondere netztechnische Betriebsmittel
nach §11 Abs. 3 EnWG“ – so die offizielle
Bezeichnung der neuen Anlage – einsatzbereit
sein. Seine Aufgabe wird nicht die
Stromerzeugung für den Bedarf von Verbrauchern
sein. Das mit leichtem Heizöl
betriebene Gasturbinenkraftwerk soll vielmehr
die Netzstabilität im Auftrag des
Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW
absichern, um die Versorgungssicherheit
auch in Ausnahmesituationen aufrechterhalten
zu können.
„Die Anlage in Marbach ist notwendig,
damit die Transformation unseres Energiesystems
hin zu einer klimafreundlichen
Energieversorgung bei gleichzeitiger Gewährleistung
der Versorgungssicherheit
gelingen kann. Auch wenn dafür Öl als Betriebsmittel
eingesetzt wird. Dies ist für
mich schmerzlich, aber angesichts der Voraussetzungen
in Marbach vertretbar“, sagte
Minister Untersteller anlässlich des offiziellen
Spatenstichs in Marbach.
Marbachs Bürgermeister Jan Trost nahm
ebenfalls an der Veranstaltung teil. „Die
neue Netzstabilitätsanlage leistet einen
wichtigen Beitrag zur Energiewende, weshalb
wir auch das Projekt im Gemeinderat
konstruktiv begleitet haben. Und daher
freue ich mich, dass diese Anlage von der
EnBW jetzt hier errichtet wird, und von
Marbach aus für eine sichere Stromversorgung
in ganz Baden-Württemberg gesorgt
wird“, so Trost.
Hans-Josef Zimmer, Technik-Vorstand
der EnBW Energie Baden-Württemberg
AG, betonte in seinem Grußwort das
Selbstverständnis des Energieunternehmens:
„Mit der Energiewende und der damit
einhergehenden Transformation der
Stromerzeugung ist der Bedarf an zuverlässiger
Erzeugungsinfrastruktur eminent.
Unser starkes Bekenntnis zur Versorgungsicherheit
in Baden-Württemberg erkennen
Sie daran, dass wir zusätzlich zum Ausbau
der Erneuerbaren Erzeugung auch in Infrastruktur
für besondere Notsituationen im
Stromsystem investieren.“
Im Auftrag des
Übertragungsnetzbetreibers
Die neue Anlage wird ausschließlich auf
Anforderung der TransnetBW GmbH zur
Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit
im Übertragungsnetz eingesetzt.
Nach einem wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren
hatte der Übertragungsnetzbetreiber
im vergangenen Jahr
der EnBW den Auftrag für das Kraftwerk
erteilt. „Die Energiewende stellt unser Netz
vor große Herausforderung“, erklärt Werner
Götz, Vorsitzender der TransnetBW-Geschäftsführung.
„Heute startet hier ein Projekt,
das der TransnetBW hilft, die Stromversorgung
sicher und stabil zu halten –
mit einer bewährten Technik, mit einem
neuartigen Einsatzkonzept, das das Funktionieren
des Strommarktes sicherstellt.“
Großes „Notstromaggregat“
soll Stromnetz absichern
Die Errichtung der neuen Anlage geht auf
einen Beschluss der Bundesnetzagentur
von 2018 zurück. Ergänzend zum jetzigen
Kraftwerksbestand sollen neue hochflexible
Erzeugungsanlagen zur Sicherung der
Netzstabilität in Süddeutschland errichtet
werden. Diese dienen der kurzfristigen
Entlastung der Stromnetze, wenn nach
vorherigem Ausfall anderer Anlagen die
Netzstabilität gefährdet wäre. Vergleichbar
etwa mit einem Notstromaggregat, das zur
Überbrückung von Stromausfällen zum
Einsatz kommt – nur dass das Gasturbinenkraftwerk
natürlich wesentlich größer ist
und bereits vor einem drohenden Versorgungsausfall
zum Einsatz käme.
Verwendung von leichtem Heizöl
erhöht Systemsicherheit
Da für den Zweck der Anlage eine hohe
und zuverlässige Verfügbarkeit entscheidend
ist, fiel die Entscheidung bewusst auf
die Verwendung von leichtem Heizöl als
Brennstoff. In Marbach kann der maximale
Brennstoffbedarf für ein ganzes Jahr in bereits
vorhandenen Öltanks direkt am
Standort gelagert werden. Damit ist man
unabhängig von kurzfristigen Lieferengpässen,
wie sie bei anderen Brennstoffen
eintreten könnten. Außerdem hängt die
Systemsicherheit in Süddeutschland damit
nicht von einem einzigen Primärenergieträger
– wie beispielsweise Erdgas – ab.
(203211125)
Eckdaten des Projektes
Technik:
Gasturbine – betrieben mit
extraleichtem Heizöl (HEL)
Netto-Leistung: 300 Megawatt
Anfahrzeit: 30 Minuten bis auf Volllast
Genehmigte Betriebsstunden:
max. 1.500/Jahr
Schornsteinhöhe: ca. 80 m
Gesamtkapazität Öllager: 70.000 m 3
Gesamtfläche: 14.000 m 2
(ca. 2 Fußballfelder)
Betriebsbereitschaft: ab Oktober 2022
LL
www.enbw.com
EVN: Eine Turbine
namens Cordula
(evn) Aktuell sorgt das Kraftwerk Theiß
mit 430 MW für die Netzstabilisierung bei
kritischen Netzsituationen
Das neue Herzstück des EVN Kraftwerkes
Theiß hat nun einen Namen: „Cordula“. So
lautet das Ergebnis der breit angelegten
Namenssuche für die Turbine, die rund
480.000 Haushalte mit elektrischer Energie
versorgen kann.
Mit der Kunstfigur „Cordula Grün“ aus
dem gleichnamigen Musik-Video des Sängers
Josh. war auch rasch eine passende
Patin gefunden. „Durch den Einsatz von
Naturgas können auch Gaskraftwerke
künftig grünen Strom produzieren. 2030
sollen bereits 500 Mio. Kubikmeter grünes
Gas in die österreichischen Netze eingespeist
werden“, erläutert EVN Sprecher
Stefan Zach. „Unsere erneuerbare Energiezukunft
braucht für die Versorgungssicherheit
flexible Gas-Turbinen.“
Getriebeservice
Instandsetzung aller
Fabrikate und Größen
www.brauer-getriebe.de
Tel.: +49 (0) 2871 / 70 33
9

Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
EVN: Eine Turbine namens Cordula.
Sänger Josh., Patin Cordula Grün und EVN Sprecher Stefan Zach
Denn der Ausbau der erneuerbaren Energien
gelingt nur, wenn dieser Hand in
Hand mit der Versorgungssicherheit geschieht.
„Flexible Gaskraftwerke sorgen für
Versorgungssicherheit, wenn einmal nicht
ausreichend Strom aus Sonne, Wasser oder
Wind produziert wird. Das heißt unser
Gaskraftwerk muss immer bereit sein, läuft
aber nur, wenn es für die Versorgungssicherheit
abgerufen wird. Diese Art von Betrieb
ist aktuell wirtschaftlich nicht darstellbar.
Hier brauchen wir künftig entsprechende
Rahmenbedingungen“, so
Zach.
Das EVN Kraftwerk Theiß
Das Kraftwerk Theiß ist mit bis zu 800
Megawatt Leistung nicht nur das größte,
sondern auch das modernste und effizienteste
Wärmekraftwerk der EVN in Niederösterreich.
Neben elektrischer Energie
wird in Theiß auch Fernwärme für Gedersdorf
und die Stadt Krems erzeugt.
Aktuell sorgt das Kraftwerk Theiß mit
430 MW für die Netzstabilisierung bei kritischen
Netzsituationen. Das Kraftwerk
Theiß ist auch heute noch ein unerlässlicher
Eckpfeiler der Versorgungssicherheit
in Niederösterreich. (203211123)
LL
www.evn.at
Fortum supports Synthos Green
Energy in initial steps of regulatory
dialogue on SMR in Poland
(fortum) Synthos Green Energy S.A. (SGE)
has started discussions with Polish National
Atomic Energy Agency (Państwowa
Agencja Atomistyki - PAA) on a possible
Small Modular Reactor (SMR) project. As a
first step, SGE has presented to PAA a proposal
on the scope of a general opinion regarding
organizational and technical solutions
to be applied in possible SMR deployment
based on BWRX-300 technology by
GE Hitachi Nuclear Energy (GEH).
Fortum has supported Synthos Green Energy
in this first step of a dialogue with the regulatory
body. Other partners that have supported
SGE at this stage include GE Hitachi
Nuclear Energy and Exelon Generation.
We are very happy to be part of this process
and to support it with our nuclear expertise
and experience. We are excited that
developments regarding nuclear power are
taking steps forward in Poland, says Olli
Kymäläinen, Head of Newbuild and Upgrades
Services at Fortum.(203211111)
LL
www.fortum.com
Leag: Boxberg plant Investition in
weitere thermische Verwertung
• Neue technische Anlagen für die
Kraftwerksblöcke Q und R geplant
(leag) Die Lausitz Energie Kraftwerke AG
(LEAG) plant, das Kraftwerk Boxberg mit
Kapazitäten zur thermischen Verwertung
von Sekundärbrennstoffen (SBS) auszustatten.
Die neu zu errichtenden technischen
Anlagen an den Kraftwerksblöcken
Q und R sollen diese voraussichtlich ab
2023 dazu befähigen, maximal 300.000
Tonnen SBS im Jahr zu verwerten. SBS ist
ein aufwendig aufbereiteter, heizwertreicher
Brennstoff und wird zusammen mit
der Braunkohle in der Brennkammer des
Dampferzeugers vollständig verbrannt. Er
wird von Entsorgungsunternehmen aus
nicht-gefährlichen, nicht-recycelbaren
kommunalen und gewerblichen Siedlungsabfällen
hergestellt.
Mit dem Einsatz der thermischen Verwertung
von SBS können an beiden Blöcken
erhebliche Mengen CO 2 aus fossilen
Quellen eingespart werden. Gleichzeitig
erhöht die technische Erweiterung des bestehenden
Kraftwerks die Entsorgungssicherheit
im regionalen Umfeld. Dabei
kann auf die vorhandenen modernen Anlagen
und Infrastrukturen am Standort
zurückgegriffen werden.
„Die Kraftwerke der LEAG tragen seit Beginn
der 2000er Jahre durch die nach dem
Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigte
Mitverbrennung zur umwelt- und
ressourcenschonenden Entsorgung bei“,
erinnert der Boxberger Kraftwerksleiter
Carsten Marschner. „Wir verfügen also
über das erforderliche Know-how und erkennen
am Markt einen entsprechenden
Bedarf für Mitverbrennungskapazitäten.
Mit diesem Projekt können wir zudem zwei
positive Effekte gleichzeitig erzielen: Wir
unterstützen maßgeblich die regionale
Entsorgung und leisten einen Beitrag zur
Stärkung des Kraftwerksstandortes. Beides
kommt der Region und ihrer weiteren Entwicklung
zugute.“
Der Zubau der Mitverbrennung ist nach
dem Bundes-Immissionsschutzgesetz zu
genehmigen. Teil des Genehmigungsverfahrens
ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung
(UVP). Die zuständige Genehmigungsbehörde
ist die Landesdirektion
Sachsen. Die Einreichung des Genehmigungsantrags
ist für 2021 vorgesehen.
Die Kraftwerksblöcke Q und R, die gemeinsam
das Werk IV des Kraftwerks Boxberg
bilden, gehören zu den modernsten
deutschen Braunkohleanlagen. Beide Blöcke
werden dem Kohleausstiegspfad der
Bundesregierung folgend bis spätestens
2038 am Netz bleiben. Die jährliche Stromproduktion
liegt bei rund 11 Milliarden Kilowattstunden,
rechnerisch genug, um
mehr als drei Millionen Haushalte zu versorgen.
Zudem liefert Werk IV Fernwärme
für die Stadt Weißwasser und die Gemeinde
Boxberg. (203211118)
LL
www.leag.de
MVV: Klimaschutz und
Nachhaltigkeit sind zentrale
Bausteine der DNA unseres
Unternehmens
• Mannheimer Energieunternehmen MVV
und baden-württembergische
Landesregierung unterzeichnen
gemeinsame Klimaschutzvereinbarung
• Klimabündnis Baden-Württemberg
unterzeichnet: Landesumweltminister
Frank Untersteller (links) und MVV-
Vorstandsvorsitzender Dr. Georg Müller.
Bild: Eric Vazzoler
• Ministerpräsident Winfried
Kretschmann und Umweltminister
Franz Untersteller: „Wir sind
Bündnispartner für einen
ambitionierten und nachhaltigen
Umweltschutz.“
Das Mannheimer Energieunternehmen
MVV gehört zu den ersten Unternehmen in
Baden-Württemberg, die im Rahmen des
heute in Stuttgart mit Ministerpräsident
Wilfried Kretschmann stattfindenden Ressourceneffizienz-Kongresses
eine eigene
Klimaschutzvereinbarung mit dem Land
unterzeichnet haben. Nach den Worten von
10

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
Landesumweltminister Franz Untersteller hat „ein hoch industrialisiertes
Land wie Baden-Württemberg beim Klimaschutz eine
besondere Rolle als Vorbild und Taktgeber.“ Dieser Rolle seien
sich die Landesregierung und die Unternehmen des Landes bewusst.
MVV-Vorstandsvorsitzender Dr. Georg Müller betonte bei
der Unterzeichnung, dass „Klimaschutz und Nachhaltigkeit zentrale
Bausteine der DNA unseres Unternehmens sind.“
Mit der individuell auf sie zugeschnittene Klimaschutzvereinbarung
tritt MVV dem neuen Klimabündnis Baden-Württemberg
bei und geht eine freiwillige Selbstverpflichtung ein, die
Treibhausgasemissionen konsequent weiter zu verringern. Die
Vereinbarung hat dabei zunächst eine Laufzeit von zehn Jahren,
kann dann aber verlängert werden. Sie legt konkrete Maßnahmen
zur Erreichung der unternehmerischen Klimaschutzziele
fest. Dazu werden die Emissionen jährlich erfasst und alle fünf
Jahre ein Monitoringbericht erstellt.
„Wir wollen und werden bis spätestens 2050 als Unternehmen
komplett klimaneutral sein,“ unterstrich MVV-Chef Dr. Müller
das langfristige Unternehmensziel. Daher sei die Strategie seit
Jahren konsequent auf den Ausbau der erneuerbaren Energien
und die Stärkung der Energieeffizienz ausgerichtet. MVV habe
dazu in den letzten zehn Jahren bereits knapp 4 Milliarden Euro
in das Energiesystem der Zukunft investiert. „Wir halten dieses
Tempo im Strom- und Wärmebereich hoch und werden in den
nächsten Jahren weitere 3 Milliarden Euro dafür in die Hand
nehmen.“
Als Meilensteine auf dem Weg zur Klimaneutralität hat sich
das Unternehmen nun in der Vereinbarung mit dem Land auf
konkrete Klima- und Nachhaltigkeitsziele verpflichtet, „an denen
wir uns auch jederzeit transparent messen lassen“, so Dr.
Müller. Danach will das Unternehmen den Ausstoß von Kohlendioxid
aus den eigenen Kraftwerken und Anlagen von zuletzt
jährlich rund fünf Millionen Tonnen bis 2030 auf unter zwei
Millionen Tonnen mehr als halbieren und in dieser Zeit auch auf
dem Weg zur Grünen Wärmeversorgung die Treibhausgasemissionen
um mehr als 40 Prozent verringern. Gleichzeitig sollen
die Emissionen der von MVV versorgten Kunden sowie der Lieferanten
jährlich um rund drei Prozent sinken.
Die Dekarbonisierung der Energieversorgung ist nach den
Worten des MVV-Vorstandsvorsitzenden eine unverzichtbare
Grundlage für die Klimaziele auf lokaler, regionaler, nationaler
und internationaler Ebene: „Das erreichen wir nur mit erneuerbaren
und klimaneutralen Energien. Das entspricht gleichermaßen
unserem unternehmerischen Anspruch und unserer gesellschaftlichen
Verantwortung.“
Dabei kann sich MVV auf die Unterstützung des Landes Baden-Württemberg
verlassen. Landesumweltminister Untersteller:
„Wir sind Bündnispartner für einen ambitionierten und
nachhaltigen Klimaschutz und leisten gemeinsam mit dem Unternehmen
einen Beitrag zum notwendigen Wandel hin zu einer
immer nachhaltigeren Wirtschaft.“ (203211104)
www.mvv.de
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Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
MVV: Sichere Entsorgung, Recycling,
Klimaschutz und Energieerzeugung
unter einem Dach
• MVV gibt Startschuss für innovative
Anlage auf der Friesenheimer Insel –
Regierungspräsidentin Felder: „Ein
unverzichtbarer Beitrag für eine
nachhaltige Kreislaufwirtschaft“
(mvv) Mit dem symbolischen 1. Spatenstich
hat das Mannheimer Energieunternehmen
MVV am Donnerstag den Startschuss
für den Bau einer innovativen Phosphor-Recycling-Anlage
auf der Friesenheimer
Insel im Norden der Quadratestadt
gegeben. Bereits Ende 2021 soll das knapp
50 Millionen teure Projekt, bei dem in einem
thermischen Verfahren das in Klärschlamm
enthaltene Phosphor umweltfreundlich
zurückgewonnen wird, in Betrieb
gehen. Für den MVV-Vorstandsvorsitzenden
Dr. Georg Müller vereint die neue
Anlage gleich mehrere Vorteile unter einem
Dach: So sorgt sie sowohl für eine ökologische
Entsorgung des in der Region anfallenden
kommunalen Klärschlamms und
die Schonung der endlichen natürlich
Phosphor-Vorkommens als auch für eine
klimaneutrale Energieerzeugung und damit
einen weiteren Schritt auf dem Weg
zur Grünen Wärmeversorgung: „Die Anlage
ist ein wichtiger Baustein, mit dem wir
die Friesenheimer Insel zur zentralen
Drehscheibe der Wärmeversorgung in der
Region weiterentwickeln.“
Nachdem das Unternehmen den Energiestandort
bereits im Frühjahr erfolgreich
an das Fernwärmenetz angeschlossen hat,
können von hier derzeit bereits 30 Prozent
des gesamten Wärmebedarfs gedeckt werden.
Dr. Müller: „In den Sommermonaten
reicht es sogar für die komplette Versorgung.
So war der 15. September ein historischer
Tag in der erfolgreichen Geschichte
der Mannheimer Fernwärme, als sie zum
allerersten Mal vollständig aus klimaneutraler
Energie erzeugt wurde.“
Auf die vielfältigen Vorteile der neuen
Klärschlammanlage verweist auch die Karlsruher
Regierungspräsidentin Sylvia M.
Felder. „Sie verbindet Entsorgungssicherheit
mit Klimaschutz und ist damit ein unverzichtbarer
Beitrag für eine nachhaltige
Kreislaufwirtschaft.“
Die Mannheimer Umweltbürgermeisterin
Felicitas Kubala sieht in der umweltgerechten
Behandlung und Entsorgung von Klärschlämmen
eine der zentralen Zukunftsaufgaben
der kommunalen Abwasserwirtschaft:
„Die effiziente und umweltfreundliche
Nutzung von Klärschlamm ist Bestandteil
einer erfolgreichen Umsetzung der
Energiewende. Durch die vom Land geförderte
Klärschlammbehandlungsanlage
wird mehr umweltfreundliche Fernwärme
in Mannheim produziert werden. Dies ist
ein weiterer Beitrag auf dem Weg zur klimaneutralen
Stadt.“
Innovation ermöglicht Phosphor-Recycling
Nach den Worten von MVV-Technikvorstand
Dr. Hansjörg Roll wird die innovative
Klärschlammbehandlungsanlage direkt in
das bestehende Heizkraftwerk integriert.
In zwei knapp 30 Metern langen Drehrohrtrommeln
durchläuft der entwässerte Klärschlamm
einen mit dem heißen Verbrennungsgas
aus den Abfallkesseln beheizten
thermischen Prozess. Das Verbrennungsgas
wird danach zur Nachverbrennung und
Energierückgewinnung in die Abfallkessel
zurückgeführt. Alle enthaltenen Schadstoffe
werden in der Rauchgasreinigung
abgeschieden. Die entstehende Asche enthält
rund 90 Prozent des im Klärschlamm
enthaltenen Phosphors und kann als wertvoller
Rohstoff anschließend in der Düngemittelproduktion
genutzt werden.
Derzeit wird Klärschlamm in Deutschland
überwiegend in Kraftwerken, Zementwerken
oder Abfallbehandlungsanlagen
mit verbrannt oder in kleinen Teilen
auch noch in der Landwirtschaft ausgebracht.
Dr. Roll: „Die thermische Rückgewinnung
des Phosphors ist dagegen nur
möglich, wenn der Klärschlamm allein
thermisch verwertet wird. Allein in Baden-Württemberg
können durch Phosphor-Recycling
aus Klärschlamm rund 50
Prozent der sonst importierten Rohphosphate
ersetzt werden.“
In der Mannheimer Anlagen sollen nach
den Angaben des MVV-Technikvorstands
künftig bis zu 180.000 t Klärschlamm pro
Jahr aus der Region verwertet werden:
„Mit dieser innovativen Technologie schaffen
wir eine nachhaltige Lösung für Umwelt
und Bürger und bieten eine ressourcenschonende
und wirtschaftliche Behandlung
für Klärschlämme.“ (203211105)
LL
www.mvv.de
Ørsted and Yara seek to develop
groundbreaking green ammonia
project in the Netherlands
(orsted) Ørsted and Yara have joined forces
in developing a pioneering project aiming
at replacing fossil hydrogen with renewable
hydrogen in the production of ammonia
with the potential to abate more than
100,000 tonnes of CO 2 per year, equivalent
to taking 50,000 conventional cars off the
road. If the required public co-funding is
secured and the right regulatory framework
is in place, the project could be operational
in 2024/2025.
Ørsted’s Borssele 1&2 offshore wind farm
Yara and Ørsted share the vision of creating
a sustainable future through being first
movers and have joined forces to develop a
100 MW wind powered electrolyser plant
for renewable hydrogen production, aiming
to replace fossil-based hydrogen with
renewable hydrogen for ammonia production
in Yara’s Sluiskil plant, located in the
Dutch province of Zeeland. The renewable
hydrogen would generate around 75,000
tons of green ammonia per year - approx.
10% of the capacity of one of the ammonia
plants in Sluiskil - based on dedicated renewable
energy supply from Ørsted’s offshore
wind farms. Ørsted is about to inaugurate
its Borssele 1&2 offshore wind
farm, the second biggest in the world, located
off the coast of Zeeland close to the
Sluiskil plant.
The green ammonia is intended to be
used in the production of carbon neutral
fertilizer products, decarbonizing the food
value chain, and also has potential as a future
climate neutral shipping fuel.
Hydrogen produced from renewable energy
sources offers a carbon-free alternative
to fossil-based hydrogen, but currently
comes at a significantly higher cost. Closing
this cost gap takes time and will depend
on public support to supplement private
investments in large-scale renewable hydrogen
and ammonia production. Ørsted
and Yara will therefore now seek public
co-funding for the development and construction
of the 100 MW electrolyser facility
to support the project. Subject to sufficient
co-funding and a confirmed business
case, a final investment decision to build
the new plant could be taken late 2021 or
early 2022.
“Ørsted is committed to investing in renewable
hydrogen production at scale, and
with the right support in place this joint
flagship project between Yara and Ørsted
will not only lead to a significant reduction
of CO 2 emissions, but also help mature the
technology for the wider decarbonisation
of European industry”, says Martin Neubert,
Executive Vice President and CEO of
Ørsted Offshore.
“Green ammonia can be essential to enable
sustainable food production, in addition
it is emerging as the most promising
carbon neutral energy carrier for several
energy applications, such as decarbonized
shipping fuel. Teaming up with Ørsted in
this project in the Netherlands represents a
major step forward in enabling Yara to deliver
on its strategic ambitions”, says Terje
Knutsen, Executive Vice President and
head of Farming Solutions in Yara.
With its abundant offshore wind resources
and large hydrogen consumption centres
in coastal areas, the Netherlands are
well-positioned to lead the way in the
green transformation of heavy industry
powered by offshore wind, while securing
the competitiveness of key industrial sectors
and creating economic activity and
jobs. This project can be a milestone on the
hydrogen roadmap of the Smart Delta Resources
cluster in Zeeland, and an important
step in the scaling of renewable hydrogen
in the Netherlands towards 3-4 GW by
2030. (203211117)
LL
www.orsted.com
12

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
RWE startet in den USA den
kommerziellen Betrieb des
Onshore-Windparks Cranell
• Fertigstellung des Onshore-Windparks
erhöht die Erzeugungskapazität von
RWE in den USA um 220 Megawatt
• Mehr als 66.000 Haushalte können mit
grünem Strom versorgt werden
• Aktuell baut RWE in den USA Onshore-
Windparks mit einer Gesamtkapazität
von fast 1 Gigawatt
(rwe) „Nordamerika ist einer unserer strategischen
Kernmärkte, in dem wir weitere
Projekte entwickeln wollen. Dafür können
wir auf unsere starke Entwicklungspipeline
zurückgreifen. Durch die Inbetriebnahme
unseres jüngsten Onshore-Windparks
Cranell mit einer Leistung von 220
Megawatt haben wir bereits unser 25.
US-Windprojekt erfolgreich abgeschlossen.
Diese Erweiterung unseres Portfolios
und unser Engagement in diesem Markt
unterstreicht die strategische Bedeutung,
die die USA für uns haben.“ Anja-Isabel
Dotzenrath, CEO von RWE Renewables
RWE baut ihr Erneuerbare-Energien-Portfolio
in Nordamerika – einem der
strategischen Kernmärkte des Unternehmens
– weiter aus: Der Onshore-Windpark
Cranell, der mit einer Kapazität von 220
Megawatt (MW) in Texas errichtet wurde,
hat den kommerziellen Betrieb aufgenommen.
Im Windpark erzeugen 100 Vestas-Turbinen
mit einer Leistung von je 2,2
MW genügend grünen Strom, um den Bedarf
von mehr als 66.000 US-Haushalten
zu decken. Mit der Inbetriebnahme von
Cranell betreibt RWE in den USA jetzt 25
Onshore-Windparks, die über eine installierte
Gesamtkapazität von mehr als 4.200
MW verfügen (der RWE-Anteil beträgt
rund 3.600 MW). Die Investitionen für
Cranell belaufen sich auf 250 Millionen
US-Dollar.
Cranell ist bereits der zweite Onshore-Windpark
in Texas, den RWE in diesem
Jahr in Betrieb genommen hat. Während
der Errichtung des Windparks hatte die
Einhaltung der Gesundheits- und Sicherheitsrichtlinien
stets oberste Priorität, und
so konnte der Windpark sicher in
Betrieb genommen werden. Bereits
im März ging der Onshore-Windpark
Peyton Creek (151
MW) in den kommerziellen Betrieb,
ebenfalls ohne Zwischenfälle
während der Bauphase.
„Mit Cranell hat ein weiterer Onshore-Windpark
von RWE in Texas den kommerziellen
Betrieb aufgenommen“, freut
sich Silvia Ortín Rios, COO Onshore Wind
and Solar PV Americas von RWE Renewables.
„Wir sind besonders stolz darauf, dass
wir dieses Bauprojekt unter Einhaltung unserer
hohen Gesundheits- und Sicherheitsstandards
abgeschlossen haben und viele
unserer für diesen Windpark festangestellten
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter aus
der lokalen Umgebung von Cranell kommen.
Mit Erneuerbaren-Projekten von fast
einem Gigawatt im Bau haben wir unsere
Position als einer der Branchenführer in
den USA fest etabliert.“
Nordamerika ist einer der strategischen
Kernmärkte von RWE im Bereich der erneuerbaren
Energien, in dem das Unternehmen
aufbauend auf einer starken Entwicklungspipeline
weiter wachsen möchte.
Die installierte Kapazität von RWE in den
USA macht mehr als ein Drittel der Gesamtkapazität
des Konzerns im Bereich der
erneuerbaren Energien aus. Als eines der
weltweit führenden Unternehmen im Bereich
der erneuerbaren Energien plant
RWE, bis Ende 2022 weltweit 5 Milliarden
Euro netto zu investieren. Durch Projektpartnerschaften
kann das tatsächliche Investitionsvolumen
in Projekte deutlich höher
ausfallen.
Aktuell errichtet RWE in den USA Onshore-Windparks
mit einer Gesamtkapazität
von fast 1 GW. Die Projekte befinden sich in
Texas, Oklahoma, Ohio und im Bundesstaat
New York.
RWE baut, besitzt und betreibt einige der
leistungsstärksten Wind- und Solaranlagen
sowie Energiespeicherprojekte in den USA.
Als etablierter Marktführer im Bereich der
erneuerbaren Energien ist RWE kürzlich
das Joint Venture New England Alpha Ventus
eingegangen, um ein Pilotprojekt für
Floating-Offshore-Wind im Bundesstaat
Maine zu realisieren. (203211050)
LL
www.rwe.com
Jede ist zu ersetzen!
Redesign
PE01
S4
S2
RWE erforscht Großstromspeicher
für grünen Strom in Salzkavernen
• Dank der Organic-Flow-Technologie
lassen sich unterirdische Gasspeicher
künftig als große Batterien nutzen
(rwe) Die RWE Gas Storage West GmbH
und die CMBlu Energy AG haben ein gemeinsames
Projekt gestartet, um zu erforschen,
wie sich die heute zur Gasspeicherung
genutzten Salzkavernen von RWE in
Zukunft als große, organische Flussbatterien
nutzen lassen. In den unterirdischen
Kammern könnten bis zu einige Gigawattstunden
Strom aus Erneuerbaren Energien
gespeichert werden. Zum Vergleich: Die
derzeit größte Batterie Europas (basierend
auf der Lithium-Ionen-Technologie) steht
im schleswig-holsteinischen Jardelund
und bietet eine Speicherkapazität von rund
50 Megawattstunden.
„Den Erneuerbaren Energien gehört die
Zukunft. Um grünen Strom maximal nutzen
zu können, braucht es stationäre Großstromspeicher.
Bei RWE forschen wir an
verschiedenen Speicherlösungen“, so
Andreas Frohwein, technischer Geschäftsführer
der RWE Gas Storage West. „In der
Zukunft könnten unsere Salzkavernen als
Batterien genutzt werden, die gigantische
Mengen an Strom speichern. Dank der vorhandenen
technischen Infrastruktur ließen
sie sich zudem schnell ans Stromnetz anbinden.“
Auch Peter Geigle, CEO der CMBlu Energy
AG, sieht großes Potential: „Organic-Flow-Batterien
basieren auf Kohlenstoff,
der in nahezu unbegrenztem Umfang
weltweit verfügbar ist. Die Komponenten
sind einfach recycelbar und Wasser ist vom
Volumen her der größte Bestandteil. Die
Batterie ist daher nicht brennbar und entsprechend
sicher in der Handhabung. Zudem
kommen organische Speicher im Gegensatz
zu den meisten anderen Batterien
komplett ohne Metall aus.“
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Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
Aufsichtsrat der Städtische Werke
Energie + Wärme GmbH
beschließt Kohleausstieg für 2025
RWE erforscht Großstromspeicher für grünen Strom in Salzkavernen
Installation einer Testanlage
bis 2024 geplant
Um die Salzkavernen künftig als Batterien
nutzen zu können, planen RWE und
CMBlu, sie mit einer organischen Elektrolytlösung
zu füllen. Diese dient als Energieträger.
In einem ersten Schritt wurden
bereits im Rahmen einer theoretischen
Machbarkeitsstudie potenziell geeignete
Elektrolyte identifiziert. Im zweiten Schritt
werden diese nun bis Anfang 2021 für die
Anwendung in Salzkavernen labortechnisch
untersucht.
Nach der Bestimmung eines geeigneten
Elektrolyts soll ab Frühjahr 2021 dann mit
dem Bau und Betrieb einer Testanlage begonnen
werden. Die Anlage soll über eine
elektrische Leistung von 100 Kilowatt und
über eine Speicherkapazität von bis zu
1.000 Kilowattstunden verfügen. Dieser
dritte Projektschritt soll bis Frühling 2024
abgeschlossen sein. (203211048)
www.rwe.com
RWE Power AG: Landesregierung
legt Entwurf für Leitentscheidung
vor: RWE wird
Beteiligungsverfahren konstruktiv
begleiten
(rwe) Die nordrhein-westfälische Landesregierung
hat unter dem Titel „Neue Perspektiven
für das Rheinische Revier“ den
Entwurf einer neuen Leitentscheidung für
das rheinische Braunkohlerevier vorgestellt.
In dem Entwurf werden sowohl die
Vorgaben aus dem Kohleausstiegsgesetz
umgesetzt als auch die energiewirtschaftliche
Notwendigkeit des Tagebaus Garzweiler
bestätigt. RWE Power begrüßt, dass
damit nun auch die Landesregierung verlässliche
Rahmenbedingungen für die Zukunft
des rheinischen Braunkohlereviers
absteckt und gleichzeitig Perspektiven für
die Region insgesamt darstellt. Bereits im
Sommer hatten Bundestag und Bundesrat
– basierend auf den Empfehlungen der
Kommission für „Wachstum, Strukturwandel
und Beschäftigung“ – das Gesetz zur
Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung
verabschiedet, das den
schrittweisen Ausstieg aus der Nutzung der
Kohle bis spätestens 2038 regelt.
Für die Braunkohlenkraftwerke wurde
ein blockspezifischer Stilllegungspfad festgelegt,
durch den RWE Power bis 2030 die
Hauptlast beim Ausstieg aus der Braunkohle
trägt. Darüber hinaus ist der Erhalt des
Hambacher Forsts vereinbart worden. Als
Folge der Festlegungen der Bundesregierung
wird die Kohlegewinnung in den Tagebauen
Inden und Hambach bis etwa
Ende 2029 eingestellt. Folglich steht ab
2030 nur noch der Tagebau Garzweiler zur
Verfügung, um die verbleibenden Kraftwerke
und Veredlungsbetriebe mit Kohle
zu versorgen. Entsprechend hatte schon
die Bundesregierung die energiewirtschaftliche
Notwendigkeit von Garzweiler
bestätigt und damit auch die Erforderlichkeit
der Umsiedlungen.
Für die konsequente, zügige und operative
Umsetzung auf Landesebene ist die Leitentscheidung
ein wichtiger Schritt. Den
jetzt vorliegenden Entwurf der Leitentscheidung,
der in Teilen über die Planung
hinaus geht, die RWE Power auf Anforderung
der Landesregierung im Februar vorgelegt
hatte, wird das Unternehmen intensiv
prüfen und sich konstruktiv in das anstehende
Beteiligungsverfahren einbringen.
(203211051)
LL
www.rwe.com
(sw-ks) In der heutigen Sitzung des Aufsichtsrates
der Städtische Werke Energie
+ Wärme GmbH hat das Gremium geschlossen
für die Umsetzung des Kohleausstiegs
im Kraftwerk in der Dennhäuser
Straße bereits im Jahr 2025 gestimmt. Dafür
wird das Kasseler Fernwärmekraftwerk,
das von der Städtische Werke Energie
+ Wärme GmbH, einer Tochter der
Städtische Werke AG, betrieben wird, sukzessive
von Kohle auf die klimaneutralen
Brennstoffe Klärschlamm und Altholz umgestellt.
Mit dem Beschluss des Aufsichtsrats
ist nun der Weg frei für eine klimafreundlichere
Wärme- und Stromversorgung
der Bürgerinnen und Bürger in Kassel
– und das bereits 13 Jahre vor dem vom
Bund festgelegten Ausstiegsdatum und
drei Jahre vor dem ursprünglich geplanten
Kohleausstieg der Städtischen Werke
Energie + Wärme GmbH.
Kassels Oberbürgermeister Christian Geselle,
der auch Vorsitzender des Aufsichtsrats
der Städtische Werke Energie + Wärme
GmbH ist, freut sich: „Wir als Stadt
Kassel haben uns das Ziel gesetzt, bis 2030
klimaneutral zu werden. Mit dem heutigen
Beschluss sind wir diesem Ziel und einer
klimafreundlichen Wärmeversorgung tausender
Kasseler Haushalte einen wichtigen
Schritt nähergekommen.“
Dr. Michael Maxelon, Vorstandsvorsitzender
der Städtische Werke AG und Vorsitzender
der Geschäftsführung der Städtische
Werke Energie + Wärme GmbH erläutert:
„Wir arbeiten schon seit Jahren
mit Hochdruck an der Umsetzung unserer
Decarbonisierungsstrategie und mit messbaren
Erfolgen am schrittweisen Kohleausstieg
in der Dennhäuser Straße. Unser
Plan zur Umstellung auf klimaneutrale
Brennstoffe ist ambitioniert – aber nun haben
wir notwendige Parameter wie Lieferverträge
für Klärschlamm und realistischere
Einschätzungen zur Dauer von Genehmigungsprozessen
und zur technischen
Machbarkeit. Ich freue mich, dass wir so
einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutralität
Kassels leisten können.“ Bereits im April
dieses Jahres konnte die Städtische
Werke Energie + Wärme mit der Inbetriebnahme
einer neuen Klärschlammbandtrocknungsanlage
einen weiteren
wesentlichen Meilenstein auf dem Weg
zum Kohleausstieg feiern.
Auch die Kasseler Bürgerinnen und Bürger
rechnen dem Thema Kohleausstieg einen
hohen Stellenwert bei – das machte
das Aktionsbündnis „kassel kohlefrei“ in
den vergangenen Monaten mit einer Unterschriftensammlung
deutlich und trug dieses
Anliegen in Gesprächen und Aktionen
an die Stadt Kassel und die Städtische Werke
Energie + Wärme heran. Im Anschluss
14

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
an die Aufsichtsratssitzung informierte
sich das Bündnis vor Ort im Kraftwerk in
der Dennhäuser Straße, um den wichtigen
verbindlichen Meilenstein Richtung Kohleausstieg
in Kassel zu feiern: „Wir freuen
uns, dass der Kohleausstieg jetzt wirklich
so bald umgesetzt wird.“, betonte Marie
Ossenkopf, Sprecherin des Aktionsbündnisses
„kassel kohlefrei“.
Der Beschluss im Wortlaut
Beschluss zum Kohleausstieg
„Der Aufsichtsrat stimmt dem Vorschlag
der Geschäftsführung der Städtische Werke
Energie + Wärme GmbH (EWG) zur
Umsetzung des Kohleausstiegs zu. Es ist
beabsichtigt, diesen in 2025 zu realisieren.
Die dafür erforderlichen Investitionen sind
dem Aufsichtsrat gesondert zur Entscheidung
vorzulegen. Ferner soll im Aufsichtsrat
regelmäßig über den Fortschritt des
Kohleausstiegs berichtet werden.“
Über das Fernwärmekraftwerk
Schon heute produziert das Kraftwerk an
der Fulda in ressourcenschonender
Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Wärme.
Der Brennstoffausnutzungsgrad liegt dabei
bei 82 Prozent. Ältere konventionelle
Kraftwerke liegen bei lediglich rund 40
Prozent. Daher werden bereits heute wertvolle
Ressourcen eingespart. Fernwärme
deckt rund ein Drittel des gesamten Wärmemarktes
in Kassel. (203211115)
LL
www.sw-kassel.de
Steag: Abwärme nutzen, CO 2 -
Bilanz verbessern
• STEAG und KRAFTBLOCK streben mit
gemeinsamen Projekten die
Marktführerschaft bei industriellen
Abwärme-Lösungen an
(steag) Das saarländische Startup KRAFT-
BLOCK und die STEAG New Energies
GmbH, Tochtergesellschaft des Essener
Energieunternehmens STEAG, wollen gemeinsame
Abwärme- und Energiespeicher-Projekte
angehen. Darauf verständigten
sich beide Unternehmen im Rahmen
eines „Letter of Intent“.
STEAG ist bedeutender Anbieter von
passgenauen, dezentralen Energielösungen
für Industriekunden und Kommunen
mit jahrzehntelanger Erfahrung in den Bereichen
regenerativer Energieerzeugung,
Geothermie sowie Abwärmenutzung und
Fernwärmeversorgung. Das aus der Universität
des Saarlandes in Saarbrücken
ausgegründete Startup KRAFTBLOCK hat
einen stationär und mobil einsetzbaren
Wärmespeicher entwickelt, der das Potenzial
hat, einen wichtigen Beitrag zum Gelingen
der Energiewende – insbesondere
auch der Wärmewende – in Deutschland
und Europa zu leisten.
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1. und 2. Juni 2021
Köln
Die ursprünglich für Juni 2020 geplante
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.
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Diana Ringhoff
E-Mail
vgb-dampfturb@vgb.org
Telefon
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Fachausstellung
Angela Langen
E-Mail
angela.langen@vgb.org
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15
Neuer Termin
in 2021!

Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
Thyssengas-Erdgastransportleitung
zwischen Datteln und Herne
erreicht neues STEAG-Kraftwerk
Steag: Insbesondere im verarbeitenden Gewerbe wie etwa der Eisen- und Stahlindustrie existieren
erhebliche Mengen an Abwärme, die auf eine Nutzbarmachung warten. Dies sparte nicht nur
Betriebskosten, sondern schonte auch Klima und Umwelt.
Innovative, mobile Speichertechnik
made in Saarland
KRAFTBLOCK ist ein modulares, skalierbares
Speichersystem, das thermische
Energie – also Wärme – von bis zu 1.300
Grad Celsius speichern kann. Das auf
Nanotechnologie basierende Granulat ist
deutlich effizienter als herkömmliche Speichermedien
wie Salz und Beton, die üblicherweise
nur auf maximal 600 Grad kommen.
Es besteht außerdem zu 85 Prozent
aus Recycling-Material und hat eine vorraussichtliche
Lebensdauer von über 30
Jahren, was KRAFTBLOCK zu einem sehr
nachhaltigen Wärmespeicher macht.
„Mit unserem Speichersystem gelingt es,
die regenerative Energieerzeugung und
den Verbrauch der klimaschonend erzeugter
Energie zu entkoppeln. Sie wird damit
verfügbar gemacht, wann sie benötigt wird
– auch bei Windstille oder in der Nacht. Außerdem
lässt sich unser modulares System
in der Industrie sehr effizient für die Nutzung
von Abwärme einsetzen, was vielen
Unternehmen bei der Dekarbonisierung
helfen wird“, sagt Dr. Martin Schichtel, von
Hause aus Chemiker sowie Gründer und
Geschäftsführer von KRAFTBLOCK.
Frank Thelen setzt auf KRAFTBLOCK
Von den ökologischen und wirtschaftlichen
Potenzialen und der technologischen
Innovationskraft ist auch Investor Frank
Thelen überzeugt. Der CEO von Freigeist
Capital ist an KRAFTBLOCK im Rahmen
eines strategischen Investments beteiligt.
„Freigeist setzt auf Startups mit visionären
Ideen, die das Potenzial haben, disruptive
Entwicklungssprünge in ihren Branchen
anzustoßen“, sagt Frank Thelen, dessen Investment-Unternehmen
sinnigerweise in
der Bonner Joseph-Schumpeter-Allee residiert;
benannt nach dem österreichischen
Nationalökonomen, der schon in den
1940er-Jahren die Wirkung bahnbrechender
technologischer Innovationen als
„schöpferische Zerstörung“ althergebrachter
Wirtschaftsweisen beschrieben hat.
Stärken bündeln
Solches Potenzial sehen die Partner aus
einer künftigen Zusammenarbeit erwachsen.
Indem STEAG und KRAFTBLOCK ihre
spezifischen Stärken bündeln, wollen Sie
projektbezogen innovative Konzepte im
Bereich der Speichertechnik entwickeln.
„Die Möglichkeiten sind hier dank der hohen
Mobilität des Speichers sehr vielfältig.
So lassen sich auf diese Weise künftig auch
Abwärme-Potenziale in Industrie und Gewerbe
erschließen, für die es bisher keine
wirtschaftlich darstellbaren Lösungen
gab“, sagt Dino Mechenbiervon STEAG
New Energies begleitet.
Doch nicht nur die Mobilität des KRAFT-
BLOCK-Speichers bedeutet einen echten
Quantensprung: Dino Mechenbier: „Dank
der bedeutend höheren Gesamteffizienz
gegenüber anderen Thermalspeichern
können in der Abwärmenutzung künftig
bis dato ungenutzte Potenziale ausgeschöpft
werden, deren Erschließung bislang
zu teuer war, weil die abzuschöpfende
Wärme beispielsweise nicht dauerhaft,
sondern nur zeitweilig anfällt.“ In solchen
Fällen habe sich eine fest installierte Anlage
zur Abwärmenutzung wegen der geringen
Zahl an Betriebsstunden nicht rentiert;
mit einer mobilen Lösung aus dem Hause
KRAFTBLOCK sehe dies nun anders aus.
Entwicklung gemeinsamer Projektideen
Dank der einschlägigen und langjährigen
Branchenerfahrung von STEAG und der
technischen Innovationskraft von KRAFT-
BLOCK gehen die Kooperationspartner zuversichtlich
an die Entwicklung gemeinsamer
Projektideen. „Hier ergänzen sich die
Skalierbarkeit der neuen Speichertechnik
und die Mentalität der STEAG, Energielösungen
passgenau für die Bedarfe des jeweiligen
Kunden zu planen und entsprechend
umzusetzen, auf geradezu ideale
Weise“, freuen sich Martin Schichtel und
Dino Mechenbier auf die künftige, gemeinsame
Projektentwicklung. (203211053)
LL
www.steag.com
• Im Sommer 2021 wird die Inbetriebnahme
des neuen Gas- und Dampfturbinenkraftwerks
(GuD) beginnen. Eine wesentliche
Voraussetzung dafür: der Anschluss
an das Erdgastransportnetz. Deshalb
baut Thyssengas seit Anfang 2020
eine neue Erdgastransportleitung zwischen
Datteln und Herne. Vor wenigen
Tagen wurde nun der Rhein-Herne-Kanal
unterquert. Damit hat ein wichtiger
Teilabschnitt der Leitung die Kraftwerksbaustelle
der STEAG erreicht.
(steag) Die neue Erdgastransportleitung
zwischen Datteln und Herne hat den Kraftwerksstandort
der STEAG in Herne erreicht.
Vor wenigen Tagen wurden mithilfe
eines Dükers sowohl die Emscher als auch
der Rhein-Herne-Kanal unterquert – ein
wichtiger Teilabschnitt des Gesamtprojekts.
Damit treffen erstmals das Leitungsbauprojekt
der Thyssengas und das Kraftwerksbauprojekt
zusammen.
Laufen die Arbeiten weiter nach Plan,
wird Thyssengas den Leitungsbau im Sommer
2021 abschließen und kann damit wie
vorgesehen die Versorgung des derzeit im
Bau befindlichen GuD-Kraftwerks mit Erdgas
sicherstellen. Bis Ende 2022 soll die
hochmoderne und umweltfreundliche Gasund
Dampfturbinenanlage, die STEAG gemeinsam
mit Siemens Energy errichtet, in
den kommerziellen Dauerbetrieb gehen.
Das neue GuD wird perspektivisch das derzeit
noch in Betrieb befindliche Steinkohlekraftwerk
ersetzen und dann weite Teile
des Ruhrgebiets mit Strom und klimafreundlicher
Fernwärme versorgen.
„Das Leitungsbauprojekt zwischen Datteln
und Herne ist für Thyssengas eines der
größten und wichtigsten Neubauprojekte
in den vergangenen Jahren. Umso mehr
freut es mich, dass die Arbeiten bisher nach
Zeitplan verlaufen“, so Dr. Thomas Gößmann,
Vorsitzender der Geschäftsführung
von Thyssengas. „Indem wir unseren gesetzlichen
Auftrag erfüllen und für einen
fristgerechten Anschluss des neuen Kraftwerks
der STEAG sorgen, leisten wir hier
einen Beitrag zur Energiewende im Ruhrgebiet.“
„Der Neubau des GuD Herne ist für
STEAG ein wichtiges und wegweisendes
Projekt. Angesichts der Entscheidung zur
Dekarbonisierung der Energieversorgung
sichern wir mit dieser Investition insbesondere
die Fernwärmeversorgung im Ruhrgebiet
langfristig ab. Dabei haben wir mit
Thyssengas einen ebenso erfahrenen wie
verlässlichen Partner an unserer Seite“,
sagt Joachim Rumstadt, Vorsitzender der
Geschäftsführung der STEAG GmbH.
(203211054)
LL
www.steag.com
16

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
Glückwunsch, STEAG Fernwärme!
• Am 20. Oktober wird der
Fernwärmeversorger aus Essen 60 Jahre
jung
(steag) Die STEAG Fernwärme GmbH
blickt in diesen Tagen zurück auf ihre unternehmerischen
Anfänge: Was am 20. Oktober
1960 mit der Inbetriebnahme des
Fernheizwerks an der Essener Schederhofstraße
begann, hat sich bis heute zu einer
echten Erfolgsgeschichte im und für das
Ruhrgebiet entwickelt: Stand heute ist
STEAG Fernwärme, eine Tochtergesellschaft
des Essener Energieunternehmens
STEAG GmbH, das größte Unternehmen
der Branche in Nordrhein-Westfalen.
Der erste Kunde der heutigen STEAG
Fernwärme im Oktober 1960 war das frühere
Thyssen-Industrie-Hochhaus, heute
als „Ruhr Tower“ bekannt. Das Gebäude,
mit einer Höhe von rund 80 Metern einst
das höchste Gebäude der Stadt Essen, hatte
eine Hausanschlussleistung von fünf
Megawatt (MW). Heute liefert STEAG
Fernwärme rund 1,6 Millionen Megawattstunden
(MWh) Wärme an seine Kunden,
das entspricht dem Bedarf von mehr als
275.000 Haushalten.
„Damit ist die heute von uns an unsere
Kunden gelieferte Energiemenge rund 250
Mal so groß wie bei Gründung des Unternehmens“,
zeigt Michael Straus, Sprecher
der Geschäftsführung der STEAG Fernwärme
GmbH, noch einmal die Wachstumsdimensionen
von sechs Jahrzehnten Fernwärmegeschäft
im Ruhrgebiet auf.
Seit 1966: Fernwärme für Bottrop
Rund sechs Jahre nach der Gründung begann
STEAG Fernwärme mit der Belieferung
auch der Bottroper Innenstadt mit
Fernwärme. Diese stammte, durchaus typisch
für die montanindustrielle Prägung
des Ruhrgebiets, aus dem Heizwerk der
damaligen Zeche Prosper 3. „Das STEAG
damals ein Konzept entwickelte, um Teile
der Wärmeproduktion des Zechenkraftwerks
für eine Belieferung der Bottroper
Bürgerinnen und Bürger mit Heizwärme
zu nutzen, steht sinnbildlich für die Bestrebungen
von STEAG, Energie stets so effizient
wie möglich einzusetzen. Dieser Anspruch
ist bis heute Teil unserer Unternehmens-DNA
geblieben“, sagt Michael Straus.
Seit 1971: Fernwärme für Gelsenkirchen
Auch die Ausweitung der Wärmeversorgung
auf die Stadt Gelsenkirchen 1971
stand in engem Zusammenhang mit damaligen
industriepolitischen Weichenstellungen:
„Als mit der Ruhrkohle AG 1968 ein
Verbundunternehmen geschaffen wurde,
um den Herausforderungen der damals virulenten
Ruhrbergbaukrise Herr zu werden,
ging auch die Gelsenkirchener Zeche
Consolidation von der Mannesmann AG
auf die Ruhrkohle über“, berichtet Michael
Straus. In der Folge habe sich Mannesmann
von seinen Zechenheizwerken ge-
VGB Workshop | OnLine
Operation of Wind
Power Plants
in Cold Climate 2021
Programme out now!
www.vgb.org
12 and 13 January 2021
Web Conference
| Outcome of the VGB Research Projects
dealing with ice detection
| Operational optimization concepts
| Operators of wind turbines
| Manufacturer of wind power plants
| Manufacturer of ice detection systems
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45257 Essen
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Contacts
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Phone
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17

Members´ News VGB PowerTech 10 l 2020
trennt. „Wie wenige Jahre zuvor schon in
Bottrop, übernahm STEAG die Heizwerke
und begann mit dem Aufbau einer Fernwärmeversorgung
für Gelsenkirchen.“
So gesehen war STEAG schon früh aktiver
Mitgestalter des Strukturwandels im Ruhrgebiet
und Vorreiter einer ressourcen- und
klimaschonenden Energieversorgung in
der Region.
1978: Fernwärmeschiene Ruhr
Diese Haltung des Unternehmens manifestierte
sich auch im nächsten Meilensteinprojekt,
das im Sommer 1978 nach
dreijähriger Planungs- und Bauzeit in Betrieb
ging: Die Fernwärmeschiene Ruhr,
seinerzeit das erste, überregionale Fernwärmeverbundsystem
in Deutschland
überhaupt, und zugleich das erste Mal,
dass Fernwärme der STEAG nach dem besonders
effizienten und ressourcenschonenden
Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung
erzeugt wurde.
„An diesem Projekt werden die beiden,
bis heute für das Unternehmen bestimmenden
Kernkompetenzen von STEAG besonders
deutlich: Ein hohes Maß an technischem
Know-how und damit einhergehend
Problemlösungskompetenz und die ebenso
notwendige energiewirtschaftliche Expertise,
um eine überzeugende Planung auch
zu einem wirtschaftlichen Erfolg zu führen“,
sagt Joachim Rumstadt, Vorsitzender
der Geschäftsführung der STEAG GmbH.
1989: Fernwärme aus Herne
Vor rund 30 Jahren stand – wie auch heute
– ein Kraftwerksbau in Herne im Blickpunkt
des Interesses: Damals ging mit dem
Kraftwerksblock Herne IV erstmalig eine
leistungsstarke Wärmeauskopplung am
Standort in Betrieb, um von Herne aus die
die Fernwärmekunden in Essen, Bottrop
und Gelsenkirchen zu versorgen. „Heute
schreiben wir am Standort Herne mit dem
Bau eines neuen Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerks
ein neues Kapitel der
STEAG-Unternehmensgeschichte“, so Joachim
Rumstadt.
Das neue, hocheffiziente Gaskraftwerk
wird bis Ende 2022 in Betrieb gehen und
das Steinkohlekraftwerk ersetzen. Dabei
wird die auch heute schon gute Umweltbilanz
der STEAG Fernwärme durch den Umstieg
von Steinkohle auf den Energieträger
Erdgas noch einmal spürbar besser.
Sechs Jahrzehnte Erfolgsgeschichte
Rückblickend betrachtet stellen die vergangenen
sechs Jahrzehnte der STEAG
Fernwärme eine beeindruckende Erfolgsgeschichte
dar, wie schon die eingangs zitierten
energiewirtschaftlichen Leistungsdaten
des Unternehmens eindrücklich belegen.
Dabei hat der wirtschaftliche Erfolg
des Unternehmens die handelnden Akteure
niemals dazu verleitet, sich auf dem bisher
Erreichten auszuruhen – im Gegenteil:
„Wir entwickeln uns stetig weiter, planen
Projekte, treiben technische Innovationen
voran und haben dabei aus unserem unternehmerischen
Selbstverständnis heraus
stets auch im Blick, das die Versorgung mit
Wärme mehr ist als ein Geschäft: STEAG ist
nicht nur, aber ganz besonders im Ruhrgebiet
ein fester Bestandteil dessen, was man
‚Daseinsvorsorge‘ nennt“, skizziert Michael
Straus das Selbstverständnis seines Unternehmens.
Insofern war es für STEAG auch nur folgerichtig,
in einer Partnerschaft mit den
Stadtwerken Essen den Ausbau der Fernwärmeversorgung
in Essen noch einmal
deutlich voranzutreiben: „Das Projekt ‚Osttrasse‘,
dessen erster von drei Bauabschnitten
aktuell bis auf Restarbeiten erfolgreich
abgeschlossen werden konnte, ist die Voraussetzung
für eine Versorgung von 19
weiteren Essener Stadtteilen mit Fernwärme.
Erste Abschlüsse mit Groß- und Endkunden
liegen bereits vor. So wird ab Ende
2020 der neue ALDI-Nord-Campus in Essen-Kray
mit Fernwärme versorgt. Etwa
zum gleichen Zeitpunkt startet die Fernwärmelieferung
für das neue Verwaltungsgebäude
des TÜV-Nord in Essen-Frillendorf.
Für die Stadt Essen ist diese Ausbau
der Fernwärmeversorgung in Sachen
Seit 60 Jahren versorgt STEAG Fernwärme Kunden im Ruhrgebiet mit ressourcen- und damit
klimaschonender Heizenergie. Unser Bild zeigt eine Fernwärmeleitung der STEAG im
Gelsenkirchener Nordsternpark
Nachhaltigkeit und Klimaschonung ein
großer Schritt nach vorn“, verdeutlicht Michael
Straus die Bedeutung.
Blick zurück nach vorn
2021 wird das Projekt „Osttrasse“ abgeschlossen
sein. Anschließend wird STEAG
Fernwärme daran gehen, weitere neue
Projektideen zu entwickeln, technische Innovationen
voranzutreiben und damit
nicht nur die eigene Erfolgsgeschichte fortzuschreiben,
sondern damit zugleich auch
erfolgreicher Akteur und Gestalter des
Strukturwandels der Metropolregion
Ruhrgebiet zu bleiben. (203211054)
LL
www.steag.com
Vattenfall eröffnet größten Onshore-
Windpark der Niederlande
(vattenfall) Vattenfall hat den bis dato
größten niederländischen Onshore-Windpark
eröffnet. Der ehemalige Windpark
„Wieringermeer“ wurde im Rahmen einer
Eröffnungsfeier offiziell in „Prinzessin Ariane
Windpark“ umbenannt. Er besteht aus
82 Windkraftanlagen und wird genügend
Ökostrom erzeugen, der rechnerisch dem
Jahresbedarf von rund 370.000 niederländischen
Haushalten entspricht.
„Der Windpark Prinzessin Ariane ist aus
vielen Gründen ein Leuchtturmprojekt für
uns. Es ist ein Beleg für unsere Mission, ein
fossilfreies Leben innerhalb einer Generation
zu ermöglichen. Darüber hinaus passt
die Größe des Projekts perfekt zu unserer
Strategie des profitablen Wachstums in Europa
und es zeigt, dass das Repowering von
Windparks erfolgreich ist“, sagt Gunnar
Groebler, Senior Vice President und Chef
des Geschäftsbereichs Wind von Vattenfall.
Zehn Jahre Vorbereitung und drei Jahre
Bauzeit gingen der Eröffnung des Windparks
voraus. Die Turbinen wurden in „Linienkonfigurationen“
gebaut, sodass sie
gut in die Landschaft des Wieringermeers
passen. Die gesamte installierte Leistung
aller 82 Windturbinen beträgt 301 Megawatt
(MW).
Einzigartig für diesen Windpark ist auch,
dass vier der Windkraftanlagen im Robbenoord-Wald
gebaut wurden. Dank der
guten Zusammenarbeit mit der staatlichen
Forstbehörde Staatsbosbeheer wurden in
den Niederlanden erstmals Windkraftanlagen
im Wald aufgestellt.
„Die Zusammenarbeit mit den niederländischen
Behörden, der Gemeinde Hollands
Kroon und den Beteiligten vor Ort war außergewöhnlich
und sie dient als Vorbild für
weitere Projekte, wofür ich mich ausdrücklich
bei allen Beteiligten bedanken möchte.
Ich möchte mich zudem bei allen Teammitgliedern
von Vattenfall bedanken, die mit
ihrem Engagement und ihrer exzellenten
Arbeit dafür gesorgt haben, dass der Prinzessin
Ariane Windpark ein echter Erfolg
ist“, so Gunnar Groebler.
18

VGB PowerTech 10 l 2020
Members´ News
Fakten & Zahlen zum Prinzessin Ariane Windpark
• Derzeit der größte Onshore-Windpark in den Niederlanden.
Die Gesamtkapazität der 82 Windkraftanlagen
beläuft sich auf 301 MW und wird Strom erzeugen, der
dem Bedarf von rund 370.000 Haushalten entspricht.
• Der Bau begann im Jahr 2018.
• Die Höhe der Windkraftanlagen bis zur Rotorblattspitze
beträgt 177 Meter.
• Turbinentyp: Nordex N117 / 3,6 MW (203211045)
LL
www.vattenfall.de
Vattenfall: Schwimmender Solarpark eröffnet
(vattenfall) Vattenfall hat den ersten schwimmenden Solarpark
im niederländischen Gendringen eröffnet. Der Solarpark
hat eine Kapazität von 1,2 Megawatt und wurde auf
dem Gelände der Sand- und Kiesabbaufirma Netterden errichtet.
So wird von jetzt an die Hälfte des jährlichen Energieverbrauchs
des elektrischen Schwimmbaggers und der
zugehörigen Sortier- und Aufbereitungsanlage nachhaltig
vor Ort erzeugt.
Freie Flächen für Solarparks sind in den Niederlanden selten.
Eine Lösung hierfür ist die Errichtung schwimmender
Solarparks, zum Beispiel auf Teichen oder Tümpeln, die infolge
von Sand- und Kiesgewinnung entstehen. Dies hat den
zusätzlichen Vorteil, dass die Solarmodule vom Wasser gekühlt
werden. So wird ein höherer Wirkungsgrad erzielt als
bei Solarparks, die sich an Land befinden. Als Generalunternehmer
war Vattenfall für den Bau des schwimmender Solarparks
verantwortlich, während Netterden die Finanzierung
bereitstellte. (203211044)
LL
www.vattenfall.de
VERBUND: Projekt
„LIFE Riverscape Lower Inn“ gestartet
(verbund) VERBUND als Kraftwerksbetreiber hat gemeinsam
mit den Projektpartnern Regierung von Niederbayern,
Abteilung Naturschutz des Amtes der Oberösterreichischen
Landesregierung sowie den Landesfischereiverbänden von
Oberösterreich und Bayern das EU-LIFE Natur-Projekt „LIFE
Riverscape Lower Inn“ beantragt und die Förderzusage von
der EU erhalten.
Der Untere Inn ist Lebensader und prägend für den Lebensraum,
weit über die Ufer hinaus. In den vergangenen 200
Jahren hat aber auch der Mensch den Inn gestaltet und erheblich
verändert. Landgewinnung, Schiffbarkeit, Hochwasserschutz
und der Wunsch nach festen, unveränderlichen
Grenzen haben maßgeblich zur Umbildung der Flusslandschaft
beigetragen. Erst diese massiven flussbaulichen
Veränderungen machten später auch den Bau von Kraftwerken
möglich. Neben der zuverlässigen Stromversorgung
sorgten sie für die Stabilisierung der Sohle, die durch die
erhöhte Fließgeschwindigkeit des Inns mehr und mehr erodierte.
Zudem sind die Kraftwerke mit ihren großen Stauräumen
ursächlich für das Entstehen des heutigen Europaschutzgebiets
Unterer Inn, welches als Vogelparadies gilt.
VERBUND ist Betreiber der Wasserkraftwerke am Inn und
bekennt sich zum Miteinander von Natur, Umwelt und nachhaltiger
Stromerzeugung aus regenerativer Wasserkraft.
Daher hat VERBUND gemeinsam mit den Projektpartnern
Regierung von Niederbayern als höhere Naturschutzbehörde,
Abteilung Naturschutz des Amtes der Oberösterreichischen
Landesregierung sowie den Landesfischereiverbänden
von Oberösterreich und Bayern das EU-LIFE Natur-Projekt
„LIFE Riverscape Lower Inn“ beantragt und die Förderzusage
von der EU erhalten.
VGB Workshop | OnLine
2. Digi-Tag
Save the Date!
www.vgb.org
10. und 11. Februar 2021
OnLine/Essen, Deutschland
Die Nutzung der Digitalisierung als
technologischer Wegbereiter für das
Energiesystem ist eines von acht
strategischen Handlungsfeldern des
VGB für die Zukunft.
Themen des Workshops sind:
Big Data, Robotics, VR/AR, Blockchain,
intelligente Sensorik und Aktorik, KI,
Predictive Maintenance, Virtuelles Kraftwerk,
Mobilität, Flexibilität, Digital Twin sowie
Informations- und Datensicherheit
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Barbara Bochynski
(Organisation)
Jörg Kaiser
Dr. Thomas Eck
(Fachliche Koordination)
E-Mail
vgb-digi-tag@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-205
www.vgb.org
19

Industry News VGB PowerTech 10 l 2020
Bis 2028 werden die Projektpartner in
Bayern und Oberösterreich zahlreiche
Maßnahmen zur ökologischen Entwicklung
der Flusslandschaft am Unteren Inn
zwischen Braunau-Simbach und Schärding-Neuhaus
umsetzen. Dazu gehören
naturnahe Umgehungsgewässer an den
Innkraftwerken Braunau-Simbach und Egglfing-Obernberg
sowie weitere Umsetzungsschritte
zur Schaffung von Gewässerlebensraum
in den Kraftwerksbereichen
der Innkraftwerke Ering-Frauenstein, Egglfing-Obernberg
und Schärding-Neuhaus.
Auf 40 Kilometern Länge werden zudem
die Dämme von insgesamt vier Innkraftwerken
durch gezielte Pflegemaßnahmen
als Lebensraum für geschützte Pflanzenund
Tierarten optimiert und langfristig erhalten.
Weitere Maßnahmen in den ausgedämmten
Auen sollen die naturschutzfachliche
Qualität der Auwälder wesentlich verbessern
und zusätzliche Lebensräume für Insekten,
Vögel und Amphibien schaffen. Um
die Flusslandschaft für die Bevölkerung
besser erlebbar zu machen, ohne dabei die
naturschutzfachlichen Ziele zu gefährden,
wird in enger Abstimmung mit den Projektpartnern
ein grenzüberschreitendes Besucherlenkungskonzept
für das Europaschutzgebiet
Unterer Inn entwickelt und
umgesetzt.
Das LIFE Natur-Projekt „LIFE Riverscape
Lower Inn“ dient der Erreichung wesentlicher
Ziele der Fauna-Flora-Habitat- (FFH-)
und Vogelschutzrichtlinie im Rahmen des
europäischen Natura 2000-Netzwerks. Es
ist darüber hinaus aber auch ein wichtiger
Beitrag zur Umsetzung der EU-Wasserrahmenrichtlinie,
mit der das gute ökologische
Potenzial für den Unteren Inn erreicht
werden soll. Wesentliches Erfolgskriterium
ist dabei die Stärkung der Fischpopulationen.
Diese benötigen für alle Entwicklungsstadien
vernetzte Lebensräume, die
mit der Projektumsetzung geschaffen werden
sollen. Daher werden auch die Auen
und Seiten- und Nebengewässer mit einbezogen,
die künftig wieder als Lebensräume
an den sommerkalten Inn angebunden
werden sollen.
Das Projekt fügt sich darüber hinaus in
weitere EU-geförderte Maßnahmenpakete
ein, die derzeit in der Region umgesetzt
werden. Das INTERREG-Projekt „Innsieme“
widmet sich grenzüberschreitend den
Themen Artenschutz und Umweltbildung
am Inn. Beim INTERREG-Projekt„Bachlandschaften“
werden durch Renaturierungsmaßnahmen
und ökologische Aufwertung
an vier Zuflüssen von Inn und
Donau Beiträge zum Hochwasserschutz
und vor allem auch zur Förderung der Arten-
und Lebensraumvielfalt geleistet.
(203211039)
LL
www.verbund.com
Wien Energie: Sonnenstrom-
Rekord für Wien
(wien energie) Wien Energie hat von Jänner
bis Ende Juni 2020 so viel Sonnenenergie
erzeugt wie noch nie. Österreich größter
Solarstromerzeuger steigerte seine Produktion
im Vergleich zum Vorjahreszeitraum
um fast 60 Prozent auf 13.800 Megawattstunden.
Der Anstieg ist vor allem auf
das engagierte Photovoltaik-Ausbauprogramm
von Wien Energie zurückzuführen.
27 Anlagen mit rund 16 Megawatt wurden
allein seit Jahresbeginn neu errichtet oder
befinden sich aktuell in Umsetzung. Aber
auch das Wetter spielte im heurigen Frühjahr
mit: Insbesondere der Mai 2020 wurde
seinem Namen als Sonnenmonat gerecht,
fast täglich liefen die Anlagen hier
auf Spitzenleistung.
“Unser Photovoltaik-Ausbauprogramm
trägt Früchte: Wir erzeugen heute bereits
so viel CO 2 -freien Sonnenstrom, dass wir
damit umgerechnet fast alle Haushalte in
der Josefstadt versorgen könnten”, so Michael
Strebl, Geschäftsführer von Wien
Energie. “Und das ist erst der Anfang: Die
Solarkraft ist wesentlich, um den Klimaschutz
in der Stadt voranzutreiben. Für das
zweite Halbjahr haben wir bereits weitere
Solar-Projekte mit mehr als 10 Megawatt in
der Pipeline. Dach für Dach, Fläche für Fläche
machen wir Wien so zur Sonnenstadt.”
2030: Sonnenenergie soll 250.000
Haushalte versorgen
Wien Energie betreibt aktuell rund 230
Photovoltaikanlagen, davon 27 BürgerInnen-Solarkraftwerke.
Die installierte Leistung
liegt bei knapp 50 Megawatt. Das entspricht
einer ausgebauten Fläche von rund
750.000 Quadratmetern oder mehr als 100
Fußballfeldern. Mehr als 80 Prozent der
Anlagen befinden sich bisher auf Dachflächen,
aber: “Allein mit Aufdach-Anlagen
werden wir die Klimaziele nicht erreichen.
Der Ausbau auch auf Freiflächen ist dafür
unumgänglich. Wir achten dabei insbesondere
darauf, Flächen ohne höherwertigen
Nutzen wie Industrieflächen oder versiegelte
Flächen zu nutzen. Potential sehen
wir auch beim weiteren Ausbau der Agrar-PV”,
so Strebl. Im Vorjahr errichtete
Wien Energie das erste Agrar-PV-Projekt
Österreichs, ein weiteres Projekt zur Kombination
von Photovoltaik-Anlagen und
landwirtschaftlicher Nutzung soll noch im
heurigen Spätsommer präsentiert werden.
Bis 2030 will Wien Energie Sonnenstrom
mit einer Leistung von 600 Megawatt erzeugen.
Damit können dann umgerechnet
250.000 Haushalte oder zwei Städte wie
Graz und Linz zusammengenommen versorgt
werden. Eine halbe Milliarde Euro
nimmt das Unternehmen dafür in den
nächsten zehn Jahren in die Hand.
Wien Energie holt Gold bei
Nachhaltigkeits-Ranking
Das Klimaschutz-Engagement von Wien
Energie spiegelt sich auch in einem aktuellen
Ranking des European Brand Institutes
(EBI) wieder. Im Rahmen der Österreichischen
Markenwert Studie 2020 holt Wien
Energie den ersten Platz unter den Energieversorgern
im “Sustainable Brand Rating”.
Die neu geschaffene Kategorie bewertet
den Beitrag von Marken zur nachhaltigen
Entwicklung Österreichs.
(203211059)
LL
www.wienenergie.at
Industry
News
Company
Announcements
ANDRITZ to supply another highefficiency
PowerFluid circulating
fluidized bed boiler with biomass
firing 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 Ichihara, Chiba Prefecture,
some 30 km southeast of Tokyo. Commercial
operations are scheduled to begin
in late 2023.
The PowerFluid boiler to be supplied by
ANDRITZ features low emissions, high efficiency
and availability, as well as high fuel
flexibility. It forms an essential part of a
high-efficiency biomass power plant for
supply of green energy to the national grid.
The biomass power plant fired with wood
pellets and palm kernel shells as main fuels
will generate around 75 MWel of power.
This is now the ninth order within three
years for supply of an ANDRITZ PowerFluid
circulating fluidized bed boiler to the
Japanese market. This confirms ANDRITZ’s
comprehensive expertise and acknowledged
competence in the biomass-fired fluidized
bed boiler sector. ANDRITZ 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.
LL
www.andritz.com
20

VGB PowerTech 10 l 2020
Industry News
Mitsubishi Power liefert erste
Festoxid-Brennstoffzelle nach
Europa
• Hocheffiziente Anlage wird Strom und
Wärme erzeugen – Flexibler Betrieb mit
Wasserstoff
(mhi) Mitsubishi Power hat kürzlich einen
Auftrag zur Lieferung der ersten Festoxid-Brennstoffzelle
(SOFC) in Europa erhalten.
Das hocheffiziente Hybridsystem soll
bis März 2022 am Gas- und Wärme-Institut
Essen e.V. (GWI) in Betrieb genommen werden.
Unter anderem soll der flexible Betrieb
der Hybrid-SOFC und die anteilige Nutzung
von Wasserstoff als Brenngas unter realen
Bedingungen erforscht werden.
Das System ist Teil des Forschungsprojektes
„KWK.NRW 4.0“ und wird vom Land
Nordrhein-Westfalen und dem European
Regional Development Fund (EFRE) gefördert.
Eine zentrale Rolle in dem Projekt
spielt die Festoxid-Brennstoffzelle (Hybrid-SOFC)
von Mitsubishi Power. Das hocheffiziente
System liefert nicht nur Strom
und Wärme, sondern kann auch dezentral
und unabhängig vom bestehenden Stromnetz
eingesetzt werden. Ein weiterer wesentlicher
Vorteil der Hybrid-SOFC: Das
System lässt sich flexibel mit verschiedenen
Brennstoffen - von Erdgas über Biogas
bis hin zu Wasserstoff - betreiben.
Die Hybrid-SOFC kann rechnerisch ein
großes Bürogebäude, ein Krankenhaus
oder rund 300 Einfamilien-Häuser mit
Strom und Wärme versorgen. Neben Erdgas,
verflüssigtem Erdgas und Biogas kann
sie auch mit Wasserstoff betrieben werden,
hierbei fällt als einzige Emission Wasser
an, was zur Dekarbonisierung der Stromerzeugung
beiträgt. Mitsubishi Power hat
bereits 9 solcher Hybrid-SOFC- Systeme in
Japan installiert. Die Anlage in Essen wird
die erste ihrer Art außerhalb Japans sein.
Aufgrund ihrer kompakten Abmessungen
lässt sich die Hybrid-SOFC auch ideal in
das bestehende Strom- und Wärmeversorgungssystem
eines Anwenders integrieren.
Am GWI wird der An- und Abfahrvorgang
der Anlage sowie der flexible (Teillast-)Betrieb
demonstriert. „Ein Energiesystem mit
einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien
erfordert zwangsläufig Anlagen, die
auch dann zuverlässig, schnell und umweltfreundlich
Strom und Wärme liefern
können, wenn die Sonne nicht scheint und
der Wind nicht weht“, so Professor Klaus
Görner, wissenschaftlicher Geschäftsführer
des GWI. Ein solcher flexibler und
nachhaltiger Betrieb - insbesondere mit
der Beimischung von Wasserstoff als
Brenngas - wird mit der Hybrid-SOFC umfassend
realisiert.
„Wir freuen uns, dieses einzigartige
SOFC-System auf den europäischen Markt
zu bringen. Es bestätigt die wachsende
Nachfrage nach sauberen Energiequellen,
bei denen Mitsubishi Power über große Erfahrung
verfügt“, sagt Professor Emmanouil
Kakaras, Leiter der Business Unit
New Products bei Mitsubishi Power Europe.
„Neben der Festoxid-Brennstoffzelle
verfügen wir über zahlreiche weitere hochmoderne
Technologien und Lösungen, die
zu einer erfolgreichen Energiewende beitragen
können.“ Dazu gehören unter anderem
Gasturbinen, die für den Betrieb mit
Wasserstoff ausgelegt sind, Batteriespeicherlösungen
im Großmaßstab, Power-to-X-Technologien,
Biomassenutzung
und Wärmepumpen.
LL
power.mhi.com.
Products and
Services
Deutliche Verlängerung der WEA-
Lebensdauer durch begutachtete
Methodik zur Lastrekonstruktion
(woelfel) In einem Gutachterverfahren hat
die WindGuard Certification GmbH kürzlich
nachgewiesen, dass das Monitoring-System
SHM.Tower® von Wölfel durch
die Aufzeichnung von Schwingungsprofilen
die tatsächlich auftretenden und über
den Turmquerschnitt verteilten Ermüdungslasten
auf einfache Weise und mit
einer hohen Genauigkeit erfassen kann.
Mit dieser Methodik kann somit der exakte
Lebensdauerverbrauch einer Windenergieanlage
(WEA) ermittelt werden. Damit eignet
sich das System sehr gut für den Einsatz
im Rahmen von Weiterbetriebsgutachten.
Konservative Lastannahmen und eine unzureichende
Berücksichtigung der Windrichtung
– beide Faktoren führten in der
Vergangenheit häufig dazu, dass das Potenzial
für einen möglichst langen Weiterbetrieb
deutlich unterschätzt wurde – können
durch den Einsatz von SHM.Tower
demnach vermieden werden.
„Nachdem gezeigt werden konnte, dass
die mit SHM.Tower aufgezeichneten
Schwingungsprofile sehr gut die für eine
Ermüdung relevante Systemdynamik abbilden,
ergeben sich tatsächlich wertvolle
Möglichkeiten zur Beurteilung der Weiterbetriebsfähigkeit
bei modernen WEA“,
erläutert Frank Weise, Geschäftsführer
der WindGuard Certification GmbH.
„Zum einen können die aus Schwingungen
abgeleiteten DELs zur Validierung
und Optimierung des dynamischen Berechnungsmodells
herangezogen werden,
um damit konservative Sicherheitsfaktoren
abzuschmelzen. Zum anderen kann
durch die gemessene Lastverteilung im
Turmquerschnitt die ermittelte Schädigung
von Fundament und Turm reduziert
werden. Daraus ergibt sich real eine deutliche
Verlängerung des Lebensdauerhorizontes
ohne Einbußen an Prognosesicherheit.
Das haben wir im Gutachterverfahren
nachgewiesen.“
WindGuard Certification hat selbst jahrelange
Erfahrung und umfangreiche Expertise
auf dem Gebiet der Weiterbetriebszertifizierung
für Windenergieanlagen und
zählt mit inzwischen über 1.200 erfolgreichen
Weiterbetriebsprüfungen zu den
Marktführern.
SHM.Tower erfasst die Schwingungsbeanspruchung
über einen integrierten Sensor.
Durch den permanenten Abgleich der
aktuellen RMS-Werte mit den geltenden
Normen können zusätzlich zur Berechnung
des Lebensdauerverbrauchs Turbineneinstellungen
und Betriebsweise kontinuierlich
und proaktiv optimiert werden.
Übermäßige Beanspruchung und Schäden
werden frühzeitig identifiziert, Gegenmaßnahmen
können eingeleitet werden.
Das System wurde bereits 2019 von der
WindGuard Certification GmbH als Structural
Health Monitoring-System zertifiziert.
„Die besten Ergebnisse erzielen wir natürlich,
wenn SHM.Tower von Beginn an
eingesetzt wird, denn dann werden der Betriebszustand
und die verbrauchte Lebensdauer
über alle Nutzungsphasen hinweg
exakt erfasst. Aber auch wenn das System
als Retrofit nachgerüstet wird, liefert es im
Vergleich zu den herkömmlichen Methoden
signifikant verbesserte Lebensdauerbewertungen.
In diesem Fall ermöglichen
Extrapolationen die Beurteilung über die
gesamte Betriebsdauer hinweg”, so Manuel
Eckstein, Leiter Vibration and Monitoring
Technologies bei Wölfel.
LL
www.woelfel.de
Viessmann: Blockheizkraftwerke
sind wichtiger Bestandteil der
Energiewende
• Mehr als 35 Jahre Erfahrung kann
Viessmann im Produktbereich BHKWs
vorweisen. Die neue Gerätegeneration
des Familienunternehmens setzt nun
technologische Standards. Insgesamt 13
verschiedene Module mit Leistungen bis
530 kWel und 660 kWth stehen zur
Verfügung, während der Service durch
verlängerte Wartungsintervalle
optimiert werde.
(viessmann) Klimaschonendes Handeln
ist heute mehr denn je geboten. Dazu gehört
der verstärkte Einsatz hocheffizienter
Technologien und erneuerbarer Energien.
Im Bereich der dezentralen Stromerzeugung
sind dies neben Mikro-KWK mit
Brennstoffzellen vor allem motorische
Blockheizkraftwerke (BHKW). Im Gegensatz
zu Windkraft und Photovoltaik erzeugen
sie die elektrische Energie dann, wenn
sie benötigt wird, und können so Engpässe
in der volatilen Stromerzeugung ausgleichen.
Dementsprechend haben sich die politischen
Diskussionen in den vergangenen
Jahren hin zu flexibel operierenden BHKW
entwickelt, was sich in den aktuellen No-
21

Industry News VGB PowerTech 10 l 2020
vellierungen des Kohleausstiegsgesetzes
und des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes
(KWKG) widerspiegelt. Moderne Blockheizkraftwerke
sind deshalb ein wichtiger
Bestandteil der Energiewende.
Zahl der verkauften BHKW leicht aber
stetig angestiegen
So hat die Zahl der verkauften BHKW in
den vergangenen fünf Jahren allgemein
leicht, aber stetig zugenommen. Den größten
Anteil hatten 2019 Mikro-KWK-Geräte
bis 12 kWel mit über 45 Prozent am gesamten
Absatz. Gefolgt von Mini-KWK-Modulen
bis 50 kWel, die rund 35 Prozent Marktanteil
hatten. Die restlichen 20 Prozent
entfielen auf BHKW mit größeren Leistungen.
Vitobloc 200 BHKW für jede Anwendung
Mit mehr als 35 Jahren Erfahrung in diesem
Produktbereich bietet Viessmann effiziente
gasbetriebene BHKW an. Standardmäßig
stehen insgesamt 13 verschiedene
Module mit elektrischen Leistungen von 6
bis 530 Kilowatt und thermischen Leistungen
von 15 bis 660 Kilowatt zur Verfügung.
Die Geräte sind für den Einsatz in Gewerbe-
und Industriebetrieben sowie in Kommunen
und Wohnanlagen konzipiert.
Technische Weiterentwicklung ist
entscheidend für den Markterfolg
Im Wesentlichen gab es in den vergangenen
Jahren vier Treiber, die die technische
Weiterentwicklung geprägt haben:
• Umsetzung nationaler und
internationaler
Netzanschlussrichtlinien, z. B. der
Anwendungsregel für
Erzeugungsanlagen am
Niederspannungsnetz (VDE-AR-N 4105)
• Umsetzung nationaler und europäischer
Emissionsvorschriften, z.B. der 44.
BImSchV und der europäischen
Richtlinie für mittelgroße
Feuerungsanlagen (MCPD)
• Technischer Fortschritt bei den Motoren
• Erhöhte Kundenanforderungen,
insbesondere aus der Industrie, wie z.B.
Hochtemperaturanwendungen und
Dampfauskopplung
Entsprechend dieser Anforderungen hat
Viessmann gezielt neue BHKW entwickelt,
frühzeitig die SCR-Technologie zur Stickoxid-Reduktion
eingeführt und so seine
Marktposition weiter gefestigt. Zu den
Neuentwicklungen zählen vor allem:
Speziell auf die individuellen Kundenbedürfnisse
abgestimmte Varianten unserer
Standard-BHKW, zum Beispiel für hohe
Rücklauftemperaturen (bis 80 °C) für den
effizienten Betrieb einer Adsorptions-Kältemaschine,
Kompaktmodule ohne Abgaswärmetauscher
zur Nutzung der hohen
Abgastemperaturen in externen Wärmetauschern
oder Dampfkesseln sowie Module
mit geringsten Schadstoffemissionen zur
Erfüllung nationaler oder lokaler Emissionsanforderungen.
• BHKW mit integrierten SCR-Systemen.
• Einführung neuer Vitobloc 300 BHKW
(6, 9, 15 und 20 kWel) für
Anwendungen im Bereich Residential
zum Jahresende 2020.
• Verbesserungen und Optimierung für
den Service der Geräte, z.B. von 1800
auf bis zu 3000 Betriebsstunden
verlängerte Wartungsintervalle bei den
Vitobloc 200 EM-50 und EM-70.
• Markteinführung des Vitobloc 200 EM-
100 (Leistung: 99 kWel, 167 kWth) mit
einem einzig für diese Leistungsklasse
entwickelten Motor.
• Einführung der neuen BHKW-
Steuerung ViNCI und Ausbau unserer
Elektronik Plattform.
• Markteinführung von Vitoscada, ein
innovatives Cloud-basiertes Online-
Monitoring für multivalente
Energiesysteme mit BHKW.
Durch die Neuentwicklungen und den
noch in diesem Jahr geplanten Produkteinführungen
sieht sich Viessmann bestens
gerüstet, um auch weiterhin in eine positive
Zukunft zu blicken. (203211229)
LL
www.viessmann.com
HKS: Innovative Drehantriebe für
jede Anwendungsform
• An drei Standorten in Deutschland
entwickelt und produziert HKS
hochwertige Drehantriebe, wie den
erfolgreichen I-DA-H. Der flexible
Drehantrieb wird aufgrund seiner
besonders hohen Funktionalität und
Präzision weltweit in allen industriellen
Bereichen eingesetzt.
(hks) Seit 50 Jahren konstruiert das familiengeführte
Unternehmen der HKS hydraulische
Drehantriebe, Stellantriebe,
Dreh-Hub-Kombinationen und Zahnstangenritzelantriebe,
die für industrielle Branchen
wie den Maschinenbau, Fahrzeugbau,
für Baumaschinen, Kraftwerke, Onund
Offshore Anlagen sowie für die Lebensmittelindustrie
geeignet sind. Alle
Produkte werden auf den großflächigen
Produktionsstätten der HKS Dreh-Antriebe
GmbH angefertigt und sind von der Idee,
der Konstruktion über die Fertigung bis zur
Montage „Made in Germany“. Je nach Bedarf
können die HKS-Fachleute Serienfertigungen
oder Einzelstücke herstellen und
kundenspezifische Prototypen entwickeln.
Der I-DA-H ist der universelle Antrieb aus
dem Hause der HKS-Produkte, der eine
Weiterentwicklung des hydraulischen
DA-H Drehantriebs darstellt. Im Gegensatz
zu Zylindern benötigen Drehantriebe keine
externe Lagerung und können wesentlich
größere Schwenkwinkel erreichen. Dabei
unterscheidet man zwei verschiedene Antriebsprinzipien,
den Steilgewindeantrieb
und das Zahnstangenritzelprinzip. Der
I-DA-H ist ein Steilgewindeantrieb, welcher
auf einem mehrgängigen, gegenläufigen
Steilgewinde basiert. Dabei wird die
Linearbewegung des Kolbens über das
Steilgewinde in eine summierte Drehbewegung
umgewandelt. Je länger der Linearweg
des Kolbens, umso größer wird die
Drehbewegung. Der innovative I-DA-H ist
in seinen äußeren Abmessungen flexibel
gestaltbar und bietet zahlreiche technische
Features. Der Drehantrieb ist für einen Betriebsdruck
bis zu 250 bar und für Drehmomente
bis 250.000 Nm geeignet. Der
I-DA-H erreicht im Standard Drehwinkel
bis zu 360° sowie Sonderdrehwinkel bis zu
1.500°. Sämtliche Zwischendrehwinkel
sind möglich, so dass der Drehantrieb problemlos
in bestehende Systeme integriert
werden kann. Es sind keine externen Anschläge
nötig, denn die Drehkolben können
auf ihre Endanschläge gefahren und
belastet werden. Dank serienmäßig optimierter
Endlagendämpfung erfolgt ein
sanftes Abbremsen von Massenträgheitsmomenten.
Auf diese Weise entlastet der
I-DA-H die Maschine und erhöht die Lebensdauer
des gesamten Systems. Alle
Gleitflächen und Verzahnungen sind oberflächengehärtet,
was den Drehantrieb nahezu
verschleißfrei macht und den Wirkungsgrad
maximiert. Genaue Drehwinkel-
und Endlagenabfragen sind über die
serienmäßige Steuerwelle möglich. Der
I-DA-H ist mit neuester Dichtungstechnik
ausgestattet, was die Sicherheit und Lebensdauer
der Maschine deutlich erhöht,
denn innere Leckagen werden vermieden
und Verschleißerscheinungen minimiert.
Praktisch sind zudem die stufenlose Verstellung
der Wellenlage, die verbesserte
Lagerung mit Vierpunktlagern sowie die
serienmäßige Winkelverstellung.
(203211231)
LL
www.hks-partner.com
22

VGB PowerTech 10 l 2020
Power News
Power News
AG Energiebilanzen: Deutschland.
Energieverbrauch bleibt auf Talfahrt
• Daten für neun Monate
• Aktualisierte Schätzung für das Gesamtjahr
(ageb) Der Energieverbrauch in Deutschland wird in diesem
Jahr voraussichtlich um knapp 7 Prozent unter das Niveau
des Vorjahres fallen und eine Höhe von 11.920 Petajoule
(PJ) oder 406,6 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten
(Mio. t SKE) erreichen, schätzt die Arbeitsgemeinschaft
Energiebilanzen (AG Energiebilanzen) auf Grundlage der
aktuellen Berechnungen für den Verbrauch in den ersten
neun Monaten des laufenden Jahres. Infolge des Verbrauchsrückgangs
sowie weiteren Verschiebungen im Energiemix
zugunsten der Erneuerbaren und des Erdgases rechnet
die AG Energiebilanzen für 2020 mit einem Rückgang
der energiebedingten CO 2 -Emissionen in einer Größenordnung
von knapp 72 Mio. t. Das entspricht einem Rückgang
gegenüber dem Vorjahr um mehr als 10 Prozent. Sollte der
Verlauf der Corona-Pandemie noch weitere Maßnahmen erzwingen,
ist mit einem stärkeren Rückgang beim Energieverbrauch
sowie beim CO 2 -Ausstoß zu rechnen.
Nach Ablauf der ersten neun Monate lag der gesamte Energieverbrauch
in Deutschland mit 8.469 PJ beziehungsweise
289,1 Mio. t SKE um 8,7 Prozent unter dem Vorjahreszeitraum.
Nach einem starken Einbruch des Energieverbrauchs
im 2. Quartal konnte sich die Verbrauchsentwicklung im 3.
Quartal etwas erholen; die dafür verantwortliche, leicht verbesserte
wirtschaftliche Entwicklung schwächte sich zuletzt
jedoch wieder spürbar ab. Für die deutlich rückläufige Verbrauchsentwicklung
sind vor allem die gesamtwirtschaftlichen
Auswirkungen der Corona-Pandemie verantwortlich.
Hinzu kamen langfristige Trends, wie die weitere Zunahme
der Energieeffizienz sowie die im Jahresdurchschnitt bisher
etwas höheren Temperaturen.
Der Verbrauch von Mineralöl sank in den ersten neun Monaten
des Jahres 2020 insgesamt um 8,7 Prozent. Vor allem
bei den Kraftstoffen kam es zu kräftigen Absatzund Verbrauchsrückgängen.
Ottokraftstoffe lagen mit 10,5 Prozent
im Minus, beim Dieselkraftstoff lag der Rückgang bei 7,5
Prozent. Der Absatz von Flugkraftstoff verzeichnete beinahe
eine Halbierung. Beim leichten Heizöl kam es dagegen zu
Absatzsteigerungen in der Größenordnung von knapp 8 Prozent;
viele Verbraucher nutzten die niedrigen Preise, um
ihre Vorräte aufzufüllen. Die Lieferungen von Rohbenzin an
die Chemische Industrie nahmen um 7,5 Prozent zu.
Der Erdgasverbrauch verringerte sich in den ersten neun
Monaten insgesamt um 3,0 Prozent. Verbrauchsmindernd
wirkten die im Vergleich zum Vorjahr mildere Witterung,
vor allem in den heizintensiven Monaten Januar und Februar,
sowie der konjunktur- und lockdown- bedingte Verbrauchsrückgang
in verschiedenen Industriezweigen und
im Gewerbe. Verbrauchssteigerungen im Kraftwerksbereich
konnten die rückläufigen Entwicklungen in den anderen
Verbrauchssektoren nicht ausgleichen.
Der Verbrauch an Steinkohle lag nach drei Quartalen um
25,7 Prozent unter dem Vorjahreszeitraum. Beim Einsatz
von Steinkohle in den Kraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung
betrug der Rückgang sogar mehr als 34 Prozent.
Diese Entwicklung ist vornehmlich auf die deutlich höhere
Stromeinspeisung aus Wind- und PV-Anlagen sowie den stärkeren
Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung zurückzuführen.
Der Einsatz von Koks und Kohle in der Stahlindustrie
reduzierte sich konjunkturbedingt um knapp 18 %.
VGB-Workshop
Emissionsüberwachung
Save the date!
www.vgb.org
10. März 2021
Essen
VGB PowerTech e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
Informationen
Stephanie Schlüter
E-Mail
vgb-emission@vgb.org
Telefon
+49 201 8128-244
Fachliche Koordination
Sven Göhring
E-Mail
sven.goehring@vgb.org
www.vgb.org
23

Prozent
Mineralöl
Erdgas
Steinkohle
ersten neun Monate mit insgesamt 8,7 Prozent im Minus. Nach vorläufigen Berechnungen
in Prozent. Gesamt 8.469 PJ oder 289,1 Mio. t SKE
der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen erreichte der Gesamtverbrauch eine Höhe
von 8.469 Petajoule (PJ) beziehungsweise 289,1 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten
Braunkohle
Der Verbrauch von Braunkohle lag nach
den ersten neun Monaten um 27 Prozent
unter dem des Vorjahreszeitraums. Diese
Entwicklung ist neben dem pandemiebedingten
Verbrauchsrückgang im Wesentlichen
auf die Überführung weiter Kraftwerksblöcke
in die Sicherheitsbereitschaft,
die höhere Stromeinspeisung aus Windund
PV-Anlagen sowie durch niedrige Erdgaspreise
bedingte Verschiebungen der
Wettbewerbssituation auf dem nationalen
und europäischen Strommarkt zurückzuführen.
Bei der Kernenergie kam es infolge der
planmäßigen Abschaltung des Kraftwerks
Philippsburg zum Jahresende 2019 zu einem
Rückgang der Stromproduktion um
12 Prozent.
Die erneuerbaren Energien steigerten ihren
Beitrag zum gesamten Energieverbrauch
in den ersten neun Monaten um
insgesamt 3 Prozent. Der Zuwachs beruht
überwiegend auf der witterungsbedingt
höheren Stromerzeugung aus Wind- und
PV-Anlagen.
Auswirkungen auf die Höhe des nationalen
Energieverbrauchs hat auch der Saldo
beim Stromaustausch mit den Nachbarländern.
Niedrige Stromverbräuche in den
Nachbarländern sowie gesunkene Erdgaspreise
führten zu deutlichen Verschiebungen
in der europäischen Stromerzeugungsstruktur.
Deutschlands negativer Stromaustauschsaldo
mit seinen Nachbarstaaten
fiel daher in den ersten neun Monaten wesentlich
geringer aus als im Vorjahreszeitraum.
Einerseits stiegen die Strommengen,
die aus dem Ausland nach Deutschland
flossen, andererseits gingen die Stromflüsse
aus Deutschland in die Nachbarländer
stark zurück. (203211243)
LL
www.ag-energiebilanzen.de
50129 Bergheim
Neuauflage der waste:research
t 02271/99 577 34
Potenzialstudie zur f 02271/99 577 834
Klärschlammentsorgung in
Deutschland bis 2030
(Mio. t SKE). Mit Ausnahme der Erneuerbaren verzeichneten alle Energieträger Rückgänge.
Kernenergie
Erneuerbare
Gesamt
Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
h.g.buttermann@ag-energiebilanzen.de
Auenheimer Straße 27
u.maassen@ag-energiebilanzen.de
www.ag-energiebilanzen.de
• Führt die hohe Zahl an Projekten
langfristig zu Überkapazitäten in der
Klärschlammmonoverbrennung?
(w:r) In seiner sich aktuell in Bearbeitung
befindenden Potenzialstudie „Klärschlammentsorgung
2030 (5. Auflage)“ untersucht
das Trend- und Marktforschungsinstituts
waste:research unter anderem den
aktuellen Stand der Projekte zum Bau von
Monoverbrennungsanlagen. Des Weiteren
wird in verschiedenen Szenarien eine Prognose
zu der Entwicklung der Verwertungswege
bis 2030 erstellt, die analysiert,
ob Überkapazitäten zu erwarten sind oder
nicht.
Der zeitnahe Ausstieg aus der landwirtschaftlichen
Klärschlammverbringung
durch die festgelegten Phosporrückgewinnungspflichten
stellt sowohl Betreiber
von Kläranla gen als auch angeschlossene
Kommunen vor er hebliche Herausforderungen.
Weiter steigende Entsorgungspreise,
die nun beschlossene Abschaltung
der mit Kohle gefeuerten Kraftwerke
und die damit immer knapper werdenden
Mitverbrennungs kapazitäten setzen
die Marktakteure unter
Handlungsdruck. Entsprechende Reaktionen
– auch infolge rechtlicher Bestimmungen
(u.a. LAGA-Vollzugs hilfe) – wurden
in den letzten Jahren neben den stark
betroffenen norddeutschen Bundesländern
auch deutsch landweit durch einen
Planungs- und Bauboom für Monoverbrennungsanlagen
beobachtet; so werden
aktuell 40 Neubauprojekte umgesetzt;
diese sind allerdings in unterschiedlichen
Planungs- und Realisierungszuständen.
Power News
Starker Rückgang des Energieverbrauchs durch Corona
VGB PowerTech 10 l 2020
Entwicklung des Primärenergieverbrauchs 1. bis 3. Quartal 2020
in Deutschland - Veränderungen in Prozent
Gesamt 8.469 PJ oder 289,1 Mio. t SKE
+ 8
Starker Anstieg an Projekten von
AGEB
Monoverbrennungsanlagen führt zu
+ 4
AG Energiebilanzen e.V.
möglichen Überkapazitäten
Während aktuell Verzögerungen beim
- 8,7 % - 3,0% - 25,7 % - 27,0 % - 12,0 %
- 8,7 %
+ 3,0 %
Bau der geplanten Projekte (u.a. infolge
der Coronakrise) noch zu einer weiterhin
- 4
angespannten Entsorgungssituation in Teilen
- 8
Deutschlands führen, wird zukünftig
durch den starken Anstieg von Monoverbrennungsanlagen
- 12
voraussichtlich zuneh-
mend die Problematik von Überkapazitäten
- 16
entstehen. Insbesondere in einzelnen
Regionen mit vielen Neubauprojekten kam
- 20
und kommt es dadurch zu einem „Wettlauf“
- 24
um Verträge. Zusätzlich werden wei-
tere Verwertungsalternativen, wie beispielsweise
- 28
die Kombination aus Klär-
schlammtrocknung, Pelletpressung und
Arbeitsgemeinschaft
Verfeuerung zur Nutzung als Fernwärme,
Energiebilanzen e.V.
erprobt; diese sind aber von den technischen
und logistischen Vorausset zungen
Mohrenstraße 58
10117 Berlin
am jeweiligen Standort abhängig und bisher
Berlin/Bergheim - Der Verbrauch an Primärenergie liegt in Deutschland nach Ablauf der t 0251/48 82 315
Entwicklung des Primärenergieverbrauchs 1. bis 3. Quartal 2020 in Deutschland - Veränderungen
in Bezug auf die gesamten
Entsorgungskapazitäten
von geringer Bedeutung.
Die Studie „Klärschlammentsorgung
2030 (5. Auflage)“ des Trend- und Marktforschungsinstituts
waste:research (powered
by trend:research) bietet auf Basis der
Vorauflage einen aktualisierten Überblick
über die aktuellen Planungen von
Monoverbrennungs anlagen. Auf der Basis
der Verände rungen bei Aufkommen und
(Mitverbrennungs-)Kapazitäten werden
die Märkte der Bundesländer aufgezeigt
und auf die jeweiligen Über- und Unterkapazitäten
überprüft. Davon ausgehend
wird in der Studie zudem die Entwicklung
der Verwertungswege bis 2030 in mehreren
Szenarien (auch unter Berücksichtigung
der Coronakrise) prog nostiziert.
LL
www.wasteresearch.de
24

VGB PowerTech 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
Global aspects on
coal combustion products
David Harris, Craig Heidrich and Joachim Feuerborn
Kurzfassung
Globale Aspekte zu Produkten
aus der Kohleverbrennung
Da der weltweite Energiebedarf und die Elektrifizierungsraten
steigen, bleibt Kohle der am
meisten verbrauchte fossile Brennstoff für die
Produktion von elektrischer Energie. Gleichzeitig
treiben internationale Vereinbarungen und
lokale Politiken den Übergang zu alternativen
(nuklearen, erneuerbaren, ...) Energiequellen
voran, wobei die Reduzierung der mit der Verbrennung
fossiler Brennstoffe verbundenen
CO 2 -Emissionen im Mittelpunkt steht. In einigen
Ländern führt das Wachstum der erneuerbaren
Energien dazu, dass die Betreiber von
Kohlekraftwerken Vereinbarungen über Grundlastlieferungen
verlieren, da sie gezwungen
sind, intermittierend und in geringeren Mengen
zu produzieren, um Nachfragespitzen zu bedienen,
die mit erneuerbaren Energien nicht gedeckt
werden können. Darüber hinaus sehen
sich die Betreiber von Kohlekraftwerken strengeren
Emissionskontrollen durch die „Clean
Air“-Gesetzgebung ausgesetzt, die Nachrüstungen
bestehender Kraftwerke und Konstruktionsänderungen
für neue Anlagen erfordern.
Die Verlagerung weg von der Grundlastleistung,
die Einführung von Nachrüstungen und Konstruktionsänderungen
wirken sich alle auf die
Qualität der Kohleverbrennungsprodukte und
die Versorgungssicherheit aus.
Die Nebenprodukte der Kohleverbrennung haben
sich als wertvoller, hochvolumiger Input für
die Herstellung von Bau- und Baustoffen etabliert.
Sie bieten in diesen Anwendungen funktionelle
Vorteile und bieten als Ersatz für energieintensive
Materialien wie Zement, Sand und
Zuschlagstoffe Optionen für Kohlenstoffeinsparungen.
Dieser Bericht wurde gemeinsam von Mitgliedern
des World Wide Coal Combustion Products
Network verfasst und ist das Ergebnis einer
fortlaufenden internationalen Zusammenarbeit
zwischen den Industrieverbänden der
jeweiligen Länder, bei denen es sich um Nichtregierungsorganisationen
(NGO‘s) handelt. l
Authors
David Harris
Asian Coal Ash Association
Beijing, China
Craig Heidrich
Ash Development Association Australia
Wollongong, Australia
Joachim Feuerborn
European Coal Combustion Products
Association
Essen, Germany
As global energy demand and electrification
rates increase, coal remains the most abundantly
consumed fossil fuel for the production
of electrical power. At the same time,
international agreements and local policies
are driving a transition towards alternative
(nuclear, renewable, ..) energy sources, with
a central focus on reducing CO 2 emissions associated
with fossil fuel combustion. In some
countries, growth in renewable energy is resulting
in coal-fired power operators losing
base load supply agreements as they are
forced to intermittent, lower volume production
serving peak demand requirements that
renewables are unable to meet. In addition,
coal power operators face stricter emission
controls from ‘Clean Air’ legislation that require
retrofits of existing power stations and
design changes for new plants. The shift
away from base load power, introduction of
retrofits and design changes all impact coal
combustion product quality and supply consistency.
Coal combustion by products are well established
as valuable, high volume inputs for the
manufacture of construction and building
materials. They provide functional benefits
in these applications and, as substitutes for
energy intensive materials such as cement,
sand and aggregates, they provide options
for lower embedded carbon.
With value as functional materials and recycled,
low carbon inputs for the built environment
CCP’s present a global opportunity for
international trade. Factors inhibiting trade
include regulatory constraints, limited export
and import infrastructure, supply and
demand imbalances in countries with CCP
surpluses and – importantly – a lack of general
consensus around product standards
and limited supply-side knowledge of quality
consistency.
Due to the long history of using coal ash in
construction materials, relevant standards
exist for a range of applications. A compilation
of national standards for use of fly ash in
cement and concrete has been provided to
demonstrate similarities and differences to
be considered when ashes are used in other
countries.
The paper is jointly written by members of
the World Wide Coal Combustion Products
Network and is the result of an ongoing, international
collaboration between respective
country industry associations, being nongovernmental
organizations (NGO’s). Our
collective mission is to inform the public, industry
and governmental entities about the
beneficial environmental, technical and commercial
uses of CCPs.
Introduction
CO 2 emission concerns are creating regulatory
and commercial incentives to reduce
coal fired generation in many countries
around the world. Despite this pressure,
the share of coal in global power production
remains above 38 %, with coal consumption
rising over the past few years after
a short period of annual decreases. This
recent rise in coal consumption is largely
driven by economic growth in large developing
countries such as China, India and
parts of Southeast Asia.
In many developed economies a reduction
of coal-fired power generation is underway,
with some countries aiming at a total
phase out of coal power over the next few
decades. The shift away from coal in many
countries is accompanied by increased use
of fossil fuels such as natural gas, alternative
fuels such as nuclear, biomass and increased
use of renewables including wind,
solar, hydro and geothermal. Energy production
choices and the speed of transition
to alternatives depend significantly on political,
economic and geographical conditions.
Coal Combustion Product (CCPs) production
volumes are directly correlated with
the combustion of coal in thermal power
stations. Their commercial and environmental
value is well established as nonvirgin,
functional inputs in construction
material manufacturing and geotechnical
engineering applications. Management
and utilization of CCP’s is similar in most
countries, with policymakers encouraging
producers and buyers to increase utilization
in these applications.
To achieve maximum utilization, producers
and policymakers must understand and
address regulatory conditions, market demand,
product quality and supply consistency.
In some countries the majority of
CCPs are already consumed in accordance
with established product standards or
technical guidelines. This has resulted in
mature markets with steady demand for
quality products used in construction materials
and geotechnical applications. In
25

Global aspects on coal combustion products VGB PowerTech 10 l 2020
other markets, lack of adequate standards,
poor market education and regulatory barriers
- such as designation of CCPs as
wastes and not resources – are resulting in
poor utilization rates with large volumes of
CCPs landfilled.
Changing operating conditions of power
plants leads to negative impacts on coal
combustion product quality, consistency
and availability. When the quality aspects
are a continuous task of the power plant
operators the availability is an issue of market
partners with all tools from interim
storage, re-use from stock, processing, beneficiation
and also export/import for serving
existing markets.
The members of the World-Wide CCP Network
(WWCCPN) endeavor to continuously
inform global stakeholders about developments
in the production, utilization and
trading of coal combustion products. The
most recent data are provided with this paper.
Role of coal in energy production
As global supply of CCPs is tied directly to
coal power production it is useful to understand
the current state and outlook for
global coal consumption and future demand.
At present, about 7,700 Mt of coal is used
worldwide by a variety of sectors including
power generation and other industries like
iron and steel production, cement manufacturing
etc. An overview of the coal recoverable
resources is given in F i g u r e 1
where recoverable means to be accessible
under current local economic and technological
conditions [1].
Asia represents the biggest market for coal
and currently accounts for 66 % of global
coal consumption [2]. After several years of
declines, coal consumption rose by 1 %, or
25 million tonnes of oil equivalent (mtoe),
with India recording the fastest growth
(4.8 %, 18 mtoe). After three years of successive
declines, China’s coal consumption
also increased (0.5 %, 4 mtoe) despite substantial
coal-to-gas switching in the industrial
and residential sectors, as increases in
power demand in China consumed additional
coal as the balancing fuel [3].
Interestingly, the increase in US production
came despite a further fall in domestic
consumption, with US coal producers increasing
exports to Asia. The world top 10
coal producers are given in Ta b l e 1 [4]
and TOP 10 coal exporter in Ta b l e 2 [5].
The growth in coal demand in the near future
is concentrated in India, Southeast
Asia and a few other countries in Asia. Coal
demand is expected to decline in Europe,
Canada, the United States and China (see
F i g u r e 2 ). As a result of these contrasting
trends, global coal demand will only
slightly increase over the next decade. Although
coal-fired power generation will
Asia
Europe
North America
East Asia
South East Asia & Pacific
South & Central Asia
Africa
Latin America & The Caribbean
100,000,000 200,000,000
225 thousand Mtoe
183 thousand Mtoe
172 thousand Mtoe
82.2 thousand Mtoe
74.5 thousand Mtoe
68.7 thousand Mtoe
21.5 thousand Mtoe
8.3 thousand Mtoe
Fig. 1. Coal recoverable resources by region [1].
Tab. 1. Top 10 coal producers [4].
No Country Amount
[million tonnes]
1 China 3,874.0
2 United States 906.0
3 Australia 644.0
4 India 537.6
5 Indonesia 458.0
6 Russia 357.6
7 South Africa 260.5
8 Germany 185.8
9 Poland 137.1
10 Kazakhstan 108.7
Mtce
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
Tab. 2. Top 10 coal exporter [5].
No Country Amount
[million tonnes]
1 Indonesia 467.7
2 Australia 394.7
3 Russia 155.5
4 United States 112.7
5 Columbia 82.4
6 South Africa 82.2
7 Canada 40.4
8 Kazakhstan 36.0
9 Mongolia 19.3
10 Korea 18.4
US Europe (EU28) Japan & Korea China India Southeast Asia
2000 2017 2023
Fig. 2. Coal demand in selected countries/regions in 2000, 2017 and 2023 [6].
increase in absolute terms, as a share of the
energy mix it is expected to decrease due to
growth of renewables and natural gas [6].
World primary energy consumption grew
by 2.2 % in 2017, up from 1.2 % in 2016 and
the highest since 2013. All fuels except coal
and hydroelectricity grew at above-average
rates. Natural gas provided the largest
increment to energy consumption at
83 (mtoe), followed by renewable power
(69 mtoe) and oil (65 mtoe) (see F i g -
ure 3 [2]).
The majority of coal is either utilised in
power generation, using steam coal or lignite,
or iron and steel production that uses
coking coal. Coal still provides nearly 40 %
of the world’s electricity. The increase in
world electricity consumption is closely
linked with economic growth, and economic
growth in turn relies upon dependable
sources of power. While coal power
can, in several geographies, provide reliable
supply, demands for climate change
mitigation, transition to renewable energy
forms and increased competition from other
resources are presenting challenges for
the sector.
Major agreements impacting coal
Over the past few decades, national governments
have required that coal combustion
for energy production meet emissions
standards for clean air. This has resulted in
emissions reduction technologies for dust
(fly ash), NOx and SOx and efforts to improve
overall combustion efficiency. Along
with these national regulations, global dis-
26

VGB PowerTech 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
Coal
14,000
Renewables
Hydroelectricity
13,000
Nuclear energy
Natural gas
12,000
Oil
11,000
10,000
9,000
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 0
Fig. 3. World primary energy consumption (in mt oil equivalent) [2].
cussions on climate protection have led to
international agreements with further
regulations applying in signatory countries.
The Climate Convention, Kyoto Protocol
and Paris Agreement are all well
known initiatives which aim at reducing
CO 2 emissions and mitigating risks of global
warming.
UNFCCC
The United Nations Framework Convention
on Climate Change (UNFCCC) is the
main international agreement on climate
action. It was one of three conventions
adopted at the Rio Earth Summit in 1992.
Its sister Rio Conventions are the UN Convention
on Biological Diversity and the
Convention to Combat Desertification. The
convention entered force on 21 March
1994. It started as a way for countries to
work together to limit global temperature
increases and climate change, and to cope
with their impacts. The 197 countries that
have ratified the Convention are called Parties
to the Convention (CoP) [7].
The objective of the Convention is
The ultimate objective of this Convention
and any related legal instruments
that the Conference of the Parties may
adopt is to achieve, in accordance with
the relevant provisions of the Convention,
stabilization of greenhouse gas
concentrations in the atmosphere at a
level that would prevent dangerous anthropogenic
interference with the climate
system. Such a level should be
achieved within a time-frame sufficient
to allow ecosystems to adapt naturally
to climate change, to ensure that food
production is not threatened and to enable
economic development to proceed
in a sustainable manner.
Kyoto Protocol
In the mid 1990’s, the UNFCCC realised
that stronger provisions were needed to reduce
emissions. In 1997, they agreed to the
KYOTO PROTOCOL, which introduced legally
binding emission reduction targets
for developed countries. The participating
countries have committed to reducing
emissions by at least 18 % below 1990 levels.
The EU has committed to reducing
emissions in this period to 20 % below
1990 levels [7].
When the Convention encourage industrialised
countries to stabilize GHG emissions,
the Protocol only commits them to
do so. Under the Protocol, countries must
meet their targets primarily through national
measures. However, the Protocol
also offers them an additional means to
meet their targets by way of three marketbased
mechanisms, such as International
Emissions Trading Mechanism (ETM),
Clean Development Mechanism (CDM)
and Joint Implementation projects (JI).
The CDM, for example, allows emissionreduction
projects in developing countries
to earn Certified Emission Reduction (CER)
credits, each equivalent to one tonne of
CO 2 . These CERs can be traded and sold,
and used by industrialized countries to a
meet a part of their emission reduction targets
under the Kyoto Protocol. The mechanism
stimulates sustainable development
and emission reductions, while giving industrialized
countries some flexibility in
how they meet their emission reduction
limitation targets. Accepted CDM and JI
projects are listed in the UNFCCC CDM
data base [8]. One example of a JI project
referring to the use of coal ash is the TEFRA
project from Poland, involving three installations
in different locations, where coal
ash is used or planned to be used in the production
of hydraulic binders [9, 10].
Paris Agreement
On 12 December 2015, parties to the Paris
Climate Conference reached a new global
agreement on climate change. Article 2 of
the Paris Agreement defines the three purposes
of the instrument: to make mitigation
effective by holding the increase of
temperature well below 2 °C, pursuing efforts
to keep warming at 1.5 °C above preindustrial
levels; to make adaptation possible
for all parties; and to make finance
available to fund low carbon development
and build resilience to climate impacts.
These three outcomes have an impact on
energy developments, primarily through
the adoption of commitments labelled as
Nationally Determined Contributions
(NDCs), which are only “intended” (hence
INDCs) until the Agreement enters into
force [11]. The Agreement entered into
force 4 November 2016 after the conditions
for ratification by at least 55 countries accounting
for at least 55 % of global greenhouse
gas emissions were met. All EU
Countries ratified the agreement [7].
The temperature target of Paris requires a
profound transformation process and an
inherently new understanding of our energy
systems. Credible and effective national
policies are crucial to translate the
pledges made at Paris into domestic policy.
To meet the Paris obligations, new policies
will need to be put in place and old ones
aggressively revisited:
––
carbon emissions will need to be priced;
––
energy production and consumption
technologies will be regulated;
––
funding for research and development
will need to be made available;
––
and low carbon assets will need to be
nurtured by financial markets.
Key market disruptions will be experienced
by market participants and governments
alike, including technology innovations
and stranded assets [11].
The changing regulatory environments described
above impact operating conditions
for power plants which can lead to negative
quality, consistency and availability impacts
on CCPs for existing users. Power
plant operators accordingly face difficulties
maintaining reliable CCPs supply and
quality consistency for served market partners.
Significant research into harvesting
of interim storage, recovery from stock,
processing, beneficiation and also export/
import for serving existing markets have
become priorities.
BAT – Best Available
Technologies
To ensure natural and economic ecosystems
are sustainable it is necessary that we
mitigate the negative impact of industrial
activities on the environment. Emissions
from industrial installations have therefore
been subject to national legislation for
many years. Clean air requirements for
power plants have, inter alia, led to the collection
and availability of CCPs. This has
been a successful example of pollution reduction
technology adoption around the
world, with additional environmental benefits
accrued through CCPs role as a substitute
for natural, energy intensive resources.
There are several requirements for clean air
which consider emission limit values round
27

Global aspects on coal combustion products VGB PowerTech 10 l 2020
the world. Due to the ongoing information
exchange the so-called Best Available Technologies
(BAT) are partly referenced in
laws and regulations. The Organisation for
Economic Co-operation and Development
(OECD) has published a report on establishing
BAT which describes activities in the
different parts of the world [12].
The report presents a comprehensive analysis
of approaches to establishing BAT and
similar concepts to prevent and control industrial
emissions in a wide range of countries,
including examples from: the Russian
Federation, Korea, the United States, the
European Union, India, the People’s Republic
of China and New Zealand. For each
country, the report presents extensive information
on the procedures for collection
of data on techniques for control and prevention
of industrial pollution, evaluation
of the techniques and identification of BAT.
In addition, the report covers international
initiatives facilitating the application of
BAT, including under the Minamata Convention
on Mercury and the Stockholm
Convention on Persistent Organic Pollutants.
While acknowledging the inherent
differences of the policy contexts in which
BAT are applied, the report allows for a
cross-country comparison of existing approaches
to determine BAT.
The policies examined in the report use different
terms and definitions to describe
BAT. The European Union (EU) Industrial
Emissions Directive [13] defines BAT as
“the most effective and advanced stage in
the development of activities and their
methods of operation, indicating the practical
suitability of particular techniques for
providing the basis for emission limit values
and other permit conditions designed to
prevent and, where this is not practicable,
to reduce emissions and the impact on the
environment as a whole”. However, some
countries also include innovative and cutting-edge
techniques amongst their BAT.
The BAT documents in the EU, the Russian
Federation and Korea are called BAT reference
documents, or BREFs, while they are
named Guidelines on Available Techniques
of Pollution Prevention and Control in China.
All of the above present a list of techniques
identified as BAT, while the Indian
equivalent –Comprehensive Industry Documents
Series (COINDS) – are rather
guidelines highlighting the advantages and
disadvantages of various available techniques
to meet the Minimum National
Standards (MINAS).
The revised EU Best Available Techniques
(BAT) Reference Document for Large Combustion
Plants (BREF LCP) was published
in June 2017. The conclusions were published
in the Official Journal and give
bandwidths for emission limit values which
have to be defined by the national regulators
when implementing the new requirements.
Besides dust, NOx and SOx, limit
values for Hg will be defined. These limits
Tab. 3. WWCPN global definitions for coal combustion products [16].
Term
Coal Combustion
Products
Fly ash
Furnace Bottom Ash
(FBA)
Cenospheres
Conditioned ash
Flue Gas De-sulfurisation
may provide guidelines and regulatory certainty
that may allow for further investment
and effort to continue coal-fired generation
in some regions.
In Germany, producers formed the ‘Hgcapture
Initiative’ to publicly inform about the
success when using BAT as defined in the
BREF [15]. This is of special importance as
the CCPs from hard coal are used nearly
completely in the construction industry
and as changes in compositions may complicate
continued use. The research work
currently at lab and pilot scale demonstrate
that the expected very low Hg emission
values may not be reached with only one
BAT. In addition, the systems has different
effects in different power plants which has
not been considered in the revision phase
although commented several times.
Coal combustion products
Beneficial use of CCPs as raw materials in
the manufacture of construction materials
is well established. Globally, various terms
have been used to describe CCPs. Terms including
coal ash, pulverized fuel ash, coal
utilisation by-products (CUBs), coal combustion
by-products (CCBs), cool combustion
resides (CCRs), coal combustion wastes
(CWRs) and others are used to describe
what are basically the same materials. Precise
understanding and consistent definitions
are important in drafting effective
regulations and standards. In an attempt to
facilitate precision and consistency the
members of the World Wide Coal Combustion
Products Network (‘WWCCPN’ 1 or ‘Network’)
have collaborated to harmonize terminology
and to promote CCPs as the consistent
nomenclature. This terminology is a
more positive view and is in keeping with
1
http://www.wwccpn.org/ The WWCCPN is a
coalition of international Associations
interested in information exchange concerning
management and use of CCPs.
Definition
Coal combustion products (CCPs) include fly ash, bottom ash, boiler slag,
fluidized-bed combustion (FBC) ash, or flue gas desulfurization (FGD) material
produced primarily from the combustion of coal or the cleaning of the stack
gases. The term coal ash is used interchangeable for the different ash types.
The finer ash produced in a coal fired power station, which is collected using
electro-static precipitators. ….. This is also known as Pulverised Fuel Ash (PFA)
in some countries. … .About 85+ % of the ash produced is fly ash.
The coarse ash that falls to the bottom of a furnace. The molten ash adheres to
the boiler tubes, eventually falling to the base of the furnace. ….. Usually

VGB PowerTech 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
Tab. 4. Environmental Classification Systems adopted by Country [17].
Countries
Defined
as
Waste
Defined
as
haz.waste
Basel
Convetion
adopted
REACH
adopted
IInt’L
Treaty on
Mercury 3
Utilis. Env.
Condit.
United States Yes No Yes No Yes Yes
Australia Yes No Yes No No 4 Yes
Canada Yes No Yes Ref Yes Yes
China Yes No Yes Yes 2 Yes Yes
Europe Yes 1 No Yes Yes Yes 4 Yes
India Yes No Yes No Yes Yes
Indonesia Yes Yes Yes No Yes ?
Israel No No Yes No No Yes
Japan Yes No Yes No Yes Yes
Russia Yes No Yes No Yes 4 Yes
South Africa Yes No Yes No Yes 4 Yes
1
in some member states defined as by-products or products
2
China REACH is similar to EU REACH
3
International Treaty on Hg, under UN Environment Program
4
partly not ratified yet
Tab. 5. 2016 Annual Production and Utilisation Rates of CCPs by Country [17].
Country/Region
CCPs Production
(Mt)
CCPs Utilisation
(Mt)
Utilisation Rate
%
Australia 12.3 5.4 43.5
Asia
– China 565 396 70.1
– Korea 10.3 8.8 85.4
– India 197 132 67.1
– Japan 12.3 12.3 99.3
– Other Asia 18.2 12.3 67.6
Europe 140
– EU15 40.3 38 94.3
Middle East & Africa 32.2 3.4 10.6
Israel 1.1 1 90.9
United States of America 107.4 60.1 56.0
Canada 4.8 2.6 54.2
Russian Federation 21.3 5.8 27.2
Total 1,221.9 677.7 63.9
proven sources. The first worldwide compilation
of the worldwide production of coal
combustion products in 2010 resulted in
approximately 780 Million metric tonnes
(Mt) [18], the update was given by Heidrich
in 2017 resulting in 1.1 billion metric
tonnes [19].
Ta b l e 5 reports on Annual Production,
Utilization Rates by Country in 2016. The
largest coal combustion product producing
countries were China, India, Europe (total
production of 140 Mt to be considered as
utilization rates only available for EU15)
and the USA. The total production estimate
for the year totaled nearly 1.2 billion
tonnes.
Utilization varies widely in the countries
discussed in this paper. Japan had the highest
reported effective utilization rate of
99.3 % and Africa/Middle East (still) the
lowest at 10.6 %. Countries ranked with
the highest coal combustion product utilization
rates were; Japan 96.3 %, Europe
(EU15) 94.3 %, Korea 85 %, China 70 %
and Other Asia 67 % or US 56 %.
Fig. 4. World traded coal flows in 2015 [20].
The countries with a high utilization rate
also demonstrate an existing market where
CCPs are used regularly according to existing
regulations and can easily be put into
the market. Ashes are mostly used in cement
and concrete applications, especially
those with siliceous properties (or class F).
Furthermore they are used in road construction,
especially when stocks are available,
and for filling applications. Calcareous
ashes are mostly used for reclamation
or, due to their hydraulic properties, as
binders. FGD gypsum is predominantly
used as raw material for the gypsum industry
in different applications including manufacture
of wallboard and plaster and in
the cement industry as a setting regulator.
There has been an increase in use of FGD
gypsum as a substitute for natural gypsum
in agricultural applications, particularly in
the United States.
International trade
Unlike trade in coal, cement and other
commodities there are no comparable figures
or official statistics on the international
trade of coal combustion products. Information
collected from Network members
and from import/export data resources
provides some indication of trade activity.
Based on trade data provided by contributing
network members, global trade for
2010 was more than 3.5 Mt of CCPs traded
across borders worth over USD $101 million
in transaction value. From the 6 countries
reporting trade of CCPs during that
year, only 4 countries were able to determine
value attributable for these transactions.
The compilation of CCP’s trade data
for 2015 suggests global trade of more than
5 Mt (see F i g u r e 4 , [18]). With a very
limited number of countries reporting
trade data, the annual volumes and trade
revenue generated by CCP’s is believed to
highly underestimate actual volumes.
Despite having a designated HS code, coal
combustion by products have not yet
gained substantial trade volumes status
from a global import/export perspective.
29

Global aspects on coal combustion products VGB PowerTech 10 l 2020
Given increased interest in global CCPs
trading observed it is believed that volumes
and value of global CCPs trade have
increased substantially over the last decade
[19].The growth is driven by several market
changes including changes in power
production in the US with a switch to gas
and in the Western part of Europe with a
switch to increased production by renewables
as well as in the middle east areas were
the use of CCP’s has developed. In addition,
the CO 2 trading scheme for the industries
led to increased requests by the cement
industry as ashes and slags are accepted
and long term established
replacement materials as supplementary
cementitious materials. In Europe, ECOBA
reports on annual basis the cross border
transport which since 2012 is on a constant
level of nearly 3 million tonnes [21].
Considering ship transports of the cement
industry, ash transport into the US and cross
Europe as well as those to the middle East,
the trade volume of coal ash is estimated to
be about 6 million tonnes annually and this
figure is still seen as a minimum.
Domestic market demand in countries with
a net surplus of CCPs consumes much of
the supply located closest to export facilities.
This increases the total delivered cost
of the products as supplies need to be
transported from more distant production
facilities.
Accordingly, global trade in ashes and gypsum
(FGD) is increasing slowly.
International standards
As the use of CCPs is either standard or project
related the national regulations for the
use in different applications have to be considered.
The easiest way to serve existing
markets is via product standards with definitions,
properties and partly also use information
for the materials. Therefore, a
compilation of standards for the use of coal
ash in cement and/or concrete of the most
CCP producing countries is given in this report
as this high value application may lead
to increased international transport.
Combustion of different types of coal in different
types of boilers produces coal combustion
products with different characteristics.
The use of hard coal, bituminous and
subbituminous coal in dry bottom boilers
leads to siliceous fly ash with pozzolanic
properties. In some countries this is referred
to as Class F ash. When burning lignite
coals with higher lime and sulfur content
also ashes with hydraulic properties
are produced. Due to the higher lime (calcium)
content these are referred to as calcareous
ashes or Class C ashes in some
countries.
The definitions and related properties are
covered in standards and regulations governing
and guiding utilization. The following
international standards from Europe:
EN 450-1 [22]; USA: ASTM C 618 [23];
Australia/New Zealand: AZ/NZS 3582
[24]; Japan: JIS 6201 [25]; India: IS 3812-
1 [26]; China GB/T 1596 [27] and Russia:
GOST 25818 [28] are compiled to avoid
misunderstandings in cross border trade
and to inform about options for increased
utilisation through exchange of information
on existing studies and long term experience.
It has to be noted that the standards
are used in combination with application
standards and other regulations,
including environmental requirements.
Basically all standards deal with fly ash or
pulverized fuel ash from coal (Europe, Australia/New
Zealand and Japan), specifi-
Tab. 6. Scope and definitions of worldwide used standards for fly ash in cement and concrete.
Europe
USA
Australia/
New
Zealand
Japan India China Russia
EN 450-1 ASTMC 618 AZ/NZS 3582 JIS 6201 IS 3812-1 GB/T 1596 GOST25818
type of coal coal anthracite,
bituminous,
subbituminuous,
lignite
coal coal anthracite,
bituminous,
subbituminuous,
lignite
anthracite,
bituminous,
subbituminuous,
lignite
coal or coal
mixtures
co-combustion materials;
from burning of ground
– max 40 or 50 % by
mass in case of green
wood;
– ash amount from CCM
max 30 % by mass
from burning of
ground or
pulverized or
crushed coal or
lignite
covers processing
(of FA from fresh
prodution)
covers
“conditioned”
ash (humidity
for handling)
covers processing
to modify physical
or chemical
characteristics
definition
fine powder of mainly
spherical, glassy
particles, derived from
burning of pulverised
coal, with or without
co-combustion materials,
which has pozzolanic
properties and consists
essentially of SiO2 and
Al2O3
class F typicallly
produced by
anthracite and
bitmuninous
class C typically
produced by
subbituminous and
lignite
solid material
extracted from
the flue gases
of boiler fired
with pulverized
coal
ash collected
by the dust
collector from
the flue gas
of the
pulverized
coal
combustion
boiler
siliceous pulverized
fuel ash for use with
CaO react. less than
10 %; from
anthrazit or
bituminous coal /
calcareous
pulverized fuel ash
for use with
CaOreact.
Not less than 10 %;
from lignite or
sub-bituminous coal
class F fly ash from
combustion of
anthracite or
bituminous coal;
Class C fly ash
from combustion of
lignite of
sub-bituminous coal
siliceous fly ash
from pulverized
coal with
CaOreact. less
than 10 %;
calcareous fly ash
for use with
CaOreact with more
than 10 %
excluded
municipal and industrial
waste incineration ashes
do not conform to the
definition
fly ash from
fluidised bed
combustion
ashes from
municipal and
industrial waste
incineration;
ashes from fluidised
bed combustion
comment
also used in Israel
(SI1209); deviating for
fuel and conformity
control
information in Note
to definition class C:
class C typically
has higher CaO
content than class F
requirement for
bottom ash, pond
ash and mound ash
are given in
IS 3812-2
ashes are subdivided
by types of coal
resulting in siliceous
and calcareous ash,
as well as for use in
4 different
applications
30

VGB PowerTech 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
cally anthracite, bituminuous, sub-bituminuous
and lignite (USA, India and China)
or also blended coal mixtures (Russia).
These standards contain chemical and
physical properties of the ash.
Only the European Standards cover cocombustion
of defined materials in specific
amounts to ensure ashes characteristics are
within a defined range. In addition, processing
is covered for ashes which basically
follow EN 450-1 standard except for fineness
and LOI. Ashes can be processed in
suitable production facilities through classification,
selection, sieving, drying, blending,
grinding or carbon reduction, or by a
combination of these processes. Such processed
fly ash may consist of fly ashes from
different sources, each conforming to the
basic definitions required to meet the criteria
of the standard. South Africa uses the
EN standard in full and Israel has implemented
it with minor deviation by exclusion
of co-combustion and quality control
systems.
The definitions all address the collection of
fly ash from the flue gas by electrostatic
precipitators or other collection methods.
They address siliceous and/or calcareous
ash (Europe, Japan, India, Russia) or Class
F and Class C depending on the coal burned
in the USA and China. Characterization of
calcareous (class C) fly ash from siliceous
(class F) requires that the amount of reactive
calcium oxide in the Class C ash is
greater than 10 %. In Australia, the limit is
10 % total lime where in New Zealand the
Tab. A1. Compilation of chemical and physical requirements in fly ash standards.
Country Europe USA India Australia China Russia Japan
Standard
Classification
EN 450-1 ASTM C 618 IS 3812-1 AS 3582.1 GB/T 1597 GOST 25818 JIS 6201
Cat N CatS Class F Class C siliceous calcareous spec.grade grade1 grade2 Class F Class C siliceous calcareous
Loss on ignition, max, %

Global aspects on coal combustion products VGB PowerTech 10 l 2020
amount of total lime is 25 % without reference
to a specific subtype of siliceous or calcareous.
The USA standard mentions in a
note that the amount of lime of Class C is
typically higher. Although recently being
published the standard is again under revision
where the lime content in the ASTM
standard will be defined to 18 % [22]. With
this it is doubted whether the lime levels
and associated experiences can be compared
as the lime content in class F may
have been more than 10 % and only the reference
to the used coal may be valid for
this. In Europe, the cement standard EN
197-1 defines two types for calcareous fly
ash: a W1 class with reactive lime content
of 10 to 15 % and reactivity test as for siliceous
type ash; and a W2 class with more
than 15 % of reactive lime considered as a
binder with own compres-sive strength requirement.
In addition, there are rules for
consideration higher sulphur contents. For
durability reasons of concrete, especially
when looking to alkali-silica reaction and
sulphate attack, the lime content is of importance.
The compilation of the formal parts of the
standards is given in Ta b l e 6 .
The chemical and physical requirements of
the standards are compiled based on their
reactivity evaluation for siliceous (class F)
or calcareous (class C) and for the fineness
or the intended use for concrete types.
The European and Japanese standard cover
siliceous fly ash only. EN in addition
covers also two categories for fineness.
The Australian/New Zealand, the Chinese
and the Russian standard specify up to
three different grades of fineness. In the
Russian standard the different grades are
decisive for the use in different types of
concrete.
Beside fineness requirements for particle
density, water demand, reactivity with
lime or in mortars (activity index), setting
time and for soundness are defined in most
but not in all standards.
Other chemical requirements include proportion
of main oxides (SiO 2 , Al 2 O 3 and
Fe 2 O 3 ), as well as sulfur content. Requirements
for MgO have to be considered in
Europe, India and Russia and for alkaliequivalence
in Europe and India. In Europe,
phosphate content must also be tested
in cases of fly ash from co-combustion.
The compilation of the chemical and physical
requirements is given in Ta b l e A n -
nex 1.
Summary and outlook
Coal is used for energy and steam production
all around the world. The natural resources,
the global development as economic
and population growth will lead to
increased primary energy consumption
which is also likely to be based on coal. In
the near future, the use of coal is expected
to grow in South-East Asia and India and to
stabilize or slightly reduce in China, Japan
and Korea and to be further reduced in
America, Europe and Australia.
Coal use in energy production is under considerable
scrutiny using current combustion
technology and resulting CO 2 emissions
with the main driver being climate
change. New technologies such as High
Efficiency Low Emissions (HELE) afford
significant emission reductions, but the energy
policy uncertainty across the globe
continue to retard investment. Clean Air
Acts and agreements for effective use of
coal and requirements for flue gas cleaning
exist for long time. Only few of them are
cited given the worldwide framework as
followed of the countries. The most important
is the United Nations Framework Convention
on Climate Change (UNFCCC)
with more precise outcome CO 2 reduction
by the KYOTO protocol and a temperature
limit of 1,5 ° for global warming by the Paris
Agreement. Signatory countries informed
about their approaches to reduce
CO 2 emission.
Consequences are observed with construction
of more efficient coal-fired power stations,
retrofits with de-NOx and de-SOx
installations as well in switches to other
fossil fuels and phase-out of coal by replacing
production capacities by other less CO 2
emitting technologies, e.g. nuclear or renewables.
New construction and retrofits
as well as associated legal requirements for
emissions are subject to state-of-the-art
technologies which are used worldwide.
However, the so-called Best Available Technologies
phrased and used in different
parts of the world are only partly comparable
and the use has to be tested and adjusted
in every single station.
The worldwide production of coal combustions
production is greater than 1.2 billion
tonnes, almost doubling over the last 5
years. The utilization rates vary widely in
the countries due to different regulatory
environments, market education and
market conditions. Due to existing markets
with lower production and less developed
markets with high production it
was expected that the international
trade will rise. The most recent evaluation
considering ship transports of the cement
industry, ash transports into the US,
across Europe and into the middle East results
in reported trade volume of 6 million
tonnes. This is only moderately higher than
reported in 2017 though nearly double
when compared to the first evaluation in
2013.
Besides quality, established standards and
a favorable regulatory regime the availability
of material and export/import infrastructure
has to be considered. To overcome
some of the challenges of dealing
with dust emissions at ports of loading and
unloading, some importers have begun
conditioning ash with 12 to 15 % moisture.
This allows geared ships or ports with grab
bucket facilities to load and unload vessels
with minimal environmental impact.
For the utilization of CCPs legal and technical
requirements have to be considered.
The dislocation between jurisdictions
across the globe continues with some continuing
to refer to CCPs either as waste,
non-hazardous wastes, solid waste, inert
waste, or resources, by-products or products
and used widely in construction applications.
Through the WWCCPN we continue
to promote classify by-products of coal
combustion as coal combustion ‘products’
(CCPs). This latter terminology is a more
positive view and is in keeping with the
concept of industrial ecology, an approach
which seeks to reuse one industry’s byproducts
as another industry’s raw material.
A compilation of the definitions and the
physical and chemical requirements in
standards for fly ash for concrete round the
globe showed comparable definitions for
siliceous or Class F and calcareous or Class
C fly ashes. The differentiation is partly
based on the reactive or the total lime content
being 10 %. With this the use of fly ash
in different countries is possible but national
requirements for application have
also to be considered.
The members of the World Wide Coal Combustion
Products Network will continue to
promote, coordinate and inform the public,
industry and governmental entities
about the beneficial environmental, technical
and commercial uses of Coal Combustion
Products.
References
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2016, https://www.worldenergy.
org/data/resources/resource/coal/.
[2] BP Statistical Review of World Energy, 67th
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Climate Change, https://unfccc.int/bigpicture.
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reduction materials, World of Coal
Ash, May 5-7, 2017, Nashville/TN.
[11] World Energy Council: World Energy Resources
2016, p.12.
32

VGB PowerTech 10 l 2020
Global aspects on coal combustion products
[12] OECD (Organisation for Economic Co-operation
and Development): Report on Best
Available Techniques for Preventing and
Controlling Industrial Pollution Activity,
Part 2: Approaches to establishing BAT
around the world, June 2018.
[13] Directive 2010/75/EU of the European
Parliament and of the Council: Industrial
emissions (integrated pollution prevention
and control), November 2010.
[14] BREF-LCP: http://eippcb.jrc.ec.europa.
eu/reference/lcp.html.
[15] VGB Power Tech: VGB Initiative “Hgcap”:
Further reduction of mercury emissions
from coal-fired power plants; https://www.
vgb.org/en/hgcap.html.
[16] World-Wide CCP Network (WWCCPN):
Glossary of terms, http://www.wwccpn.
com/glossary.html.
[17] World-Wide CCP Network (WWCCPN):
member information 2018/2019.
[18] Heidrich, C., Feuerborn, J., Weir, A.: Coal
Combustion Products: a Global Perspective,
World of Coal Ash, 2013.
[19] Heidrich, C., Feuerborn, J.: Global Operating
Environment, World of Coal Ash, 2017.
[20] Verein deutscher Kohlenimporteure (Association
of coal importer in Germany-
VDKI): World traded coal flows 2015, from
EURACOAL https://euracoal.eu/coal/international-coal-trade/.
[21] ECOBA: Statistics on cross border transport
of ashes, http://www.ecoba.com/corss_
border_transport.html.
[22] EN 450-1: Fly ash for concrete – Part 1:
Definition, specifications and conformity
criteria, 2012.
[23] ASTM C 618-171: Standard Specification
for Coal Fly Ash and Raw or Calcined Natural
Pozzolan for Use in Concrete, 2017.
[24] AS/NZS 3582.1: Supplementary cementitious
materials, Part 1: Fly ash, 2016.
[25] JIS 6201: Fly ash, 1991.
[26] IS 3812-1: Pulverized Fuel Ash – Specification,
Part 1 For use as Pozzolana in Cement,
Cement Mortar and Concrete, 2003.
[27] GB/T 1596: Fly ash for cement and concrete,
2017.
[28] GOST 25818-91: Thermal plant fly-ashes
for concrete, 1991 (in: Putilov,I. , Putilov,
V.: Properties of coal ash in Russia,
MPEI(TU)).
[29] ACAA: expert statement. l
VGB-Standard
KKS Identification System for Power Stations
Guideline for Application and Key Part
VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8 th revised edition 2018 (formerly VGB-B 105e)
DIN A4, 836 pages, Price for VGB-Members* € 490.–, for Non-Members € 680.–, + VAT, ship ping and hand ling
VGB-S-811-01-2018-01-DE, 8. revised German edition 2018 (formerly VGB-B 105)
DIN A4, 836 pages, Price for VGB-Members* € 490.–, for Non-Members € 680.–, + VAT, ship ping and hand ling
KKS Key Part: Function Keys, Equipment Unit Keys, and Component Keys, as a Microsoft Excel ® file also available.
The VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-EN is completed by VGB-B 106e and VGB-B 105.1;
additionally the VGB-B 108 d/e and VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN are recommended.
VGB-Standard
KKS Identification System
for Power Stations
Guideline for Application and Key Part
8 th revised edition 2018
(formerly VGB-B 105e)
VGB-S-811-01-2018-01-EN
The KKS is used for identification coding and labelling of plants, systems and items equipment in any type
of power station according to their function in the process and their location. It applies to the disciplines of
mechanical engineering, civil engineering, electrical and C&I and is to be used for planning, licensing,
construction, operation and maintenance.
Owing to the national and international standardization process, the KKS Identification System for Power
Stations (hereinafter referred to as “KKS”) is being replaced by the RDS-PP ® Reference Designation System for Power Plants based on DIN ISO
81346-10. Thus, RDS-PP ® is thus considered to be a generally accepted good engineering practice and can be applied in planning, construction,
operation and dismantling of energy supply plants and equipment as a an unambiguous identification system.
Existing power plants with identification coding to KKS will not be re-coded to RDS-PP ® . Consequently, it will be necessary to
continue to apply the KKS system in the event of additions to existing plants and conversion measures, I&C retrofits etc.
Technical progress made over time called for adjustments to the KKS rules. Some examples were added to the KKS guidelines and
the KKS keys were updated. The examples given in the KKS guidelines are intended only for explanation of the defined rules.
The KKS Rules as a code of practice consist of the KKS Guidelines and the KKS Keys.
The present guidelines define the rules for application of the KKS. For application cases not covered by the present rules, additional s
pecifications are to be agreed between the parties involved in the specific project. A practical checklist is provided.
The Application Explanations (VGB-B 106e parts A, B1, B2, B3 and B4 covering general application, mechanical engineering,
civil engineering, electrical engineering and process control and instrumentation) and the Equipment Unit Code and Component Code
Reference (VGB-B 105.1) were last issued in 1988 and are not updated any more.
The present standard was compiled by the VGB Technical Group (TG) “Reference Designation and Plant Documentation”
which brings together experts from plant operators, plant maintenance companies, planners and manufacturers for joint work.
The present guidelines define the rules for application of the KKS. For application cases not covered by the present rules,
additional specifications are to be agreed between the parties involved in the specific project. A practical checklist is provided.
The present guidelines apply to conversion, expansion, retrofitting, modernization etc. of energy supply plants with identification
coding to the KKS Identification System for Power Stations.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB PowerTech e.V.
VGB PowerTech Service GmbH Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
33

Developments in CCP management in Europe VGB PowerTech 10 l 2020
Developments in CCP management
in Europe
Ivan Skidmore and Joachim Feuerborn
Kurzfassung
Entwicklungen im Nebenprodukt(CCP)-
Management in Europa
Etwa die Hälfte der europäischen Energieproduktion
basiert auf fossilen Brennstoffen. Die
Produktion in diesen Kraftwerken steht unter
ständigem Druck, die gesetzlichen Anforderungen
zur Luftreinhaltung und die Marktanforderungen
hinsichtlich Verfügbarkeit und wirtschaftlicher
Produktion zu erfüllen. Die Installation
von Entstaubungs-, DeSOx- und De-
NOx-Systemen in der Vergangenheit und in Teilen
Europas auch heute zur Einhaltung stets
strenger Emissionsgrenzwerte zeigt die Verpflichtung
der Industrie. Das überarbeitete BVT-
Merkblatt LCP mit dem Stand der Technik und
den damit verbundenen möglichen Emissionsgrenzwerten
ist ein Synonym für die laufende
Entwicklung. In der Folge wurden mehrere alte
Kessel nachgerüstet oder geschlossen und neue
Kraftwerke müssen gebaut werden.
Die Energiestrategien der Europäischen Kommission
fordern CO 2 -Reduktion, Produktionssteigerung
durch erneuerbare Energien und
Energieeinsparungen. Jeder Mitgliedsstaat hat
seine eigene Antwort für CO 2 -Einsparungen aufgrund
von Abhängigkeiten bei der Kohleverstromung
von Null bis etwa 85 %. Auch die Energiesicherheit
muss berücksichtigt werden, angefangen
bei der Brennstoffverfügbarkeit, der Wirtschaftlichkeit
in der Produktion und der Netzstabilität.
Dies führt unter anderem zu einer erhöhten
Produktion mit Importkohle aufgrund
der Schließung des nationalen Bergbaus sowie
aus wirtschaftlichen Gründen. In einigen wenigen
Ländern führten die verbindlichen Ziele der
CO 2 -Reduktion und der Produktionssteigerung
durch erneuerbare Energien zu einem starken
Rückgang der kohlebefeuerten Stromerzeugung
mit dem Ziel eines Ausstiegs in Verbindung mit
erhöhten Importen oder einer langfristigen Umstellung
auf die Produktion von Biobrennstoffen
oder Kernenergie.
Der Bericht gibt einen aktuellen Überblick über
die Entwicklung der Vorschriften, die sich auf
die Energieerzeugung durch Kohlekraftwerke
sowie auf die Qualität und Quantität der Nebenprodukte
(CCPs) auswirken.
l
Authors
Ivan Skidmore
PowerMinerals Ltd
Sutton Coldfield, United Kingdom
Joachim Feuerborn
ECOBA – European Coal Combustion
Products Association e.V., Essen, Germany
ww.ecoba.org
About half of the European energy production
is based on fossil fuels. The production in
these power plants is under continuous pressure
to meet legal requirements for clean air
and market requirements regarding availability
and economic production. The installation
of de-dusting, de-SOx and de-NOx systems
in the past and in parts of Europe also
today to meet always stringent emission
limit values demonstrates the industrie’s obligation.
The revised BREF LCP with state-ofthe-art
technology and related possible emission
limit values is synonym for the ongoing
development. As a result several old boilers
were retrofitted or closed and new power
plants have to be constructed.
The energy strategies of the European Commission
require CO 2 reduction, increased
production by renewables and energy savings.
Each member state has its own answer
for CO 2 savings due to dependencies in coalfired
generation from zero to about 85 %.
Also energy security has to be considered
starting with fuel availability, economics in
production and grid stability. This results inter
alia in increased production by imported
coal due to closure of national mining and
due to economic reasons. In a few countries
the mandatory aims for CO 2 reduction and
increased production by renewable power resulted
in a strong decrease in coal-fired power
generation aiming in phasing out combined
with increased imports or switch to biofuel
or nuclear production in the long term.
For grid stability coal-fired stations serve increasingly
in non-continuous backup operation
with economic risk in production and
lifetime. In Europe, the energy production by
coal still results in more than 140 million
tonnes of Coal Combustion Products (CCPs)
each year. Most of these CCPs are used as replacement
for natural occurring raw and
construction materials with environmental
benefits in mining and production as well as
increased durability of the constructions.
The report gives an update on developments
of regulations impacting the production of
energy by coal-fired power plants and also
quality and quantity of CCPs.
Introduction
The developments in power production in
Europe, and by this also the production of
coal combustion products (CCPs), are very
much depending on national situations for
a safe energy supply, environmental commitments
for CO 2 reduction and new emission
limit values by the Large Combustion
Plant Directive. About half of the European
energy production is based on fossil fuels
with single country production by coal
from zero to about 80 %. Over the last decades
coal-fired power plants were continuously
equipped with state of the art technologies
to follow the requirements for
clean air acts. With the Large Combustion
Plant Directive several boilers not meeting
the emission limit values any longer and
not being retrofitted for different reasons
were shut down. The state-of-the art is
given with a revised Best available techniques
REFerence document – Large Combustion
Plant (BREF LCP).
On top of the legal requirements on stateof-the-art
technologies for coal power production
the commitment on CO 2 reduction
has to be considered. The requirements on
CO 2 reduction are resulting in constructing
of more effective coal-fired power plants,
the increased use of biomass for co-combustion
in coal-fired power plants, increased
use of biomass in FBC- and drybottom
boilers and increased production
by renewables and also by nuclear. In countries
with high installed renewable capacity
coal-fired generation serves increasingly
as backup resulting in non-continuous operation
with economic risk in cost of production
and maintenance and finally lifetime
of the plant.
The CO 2 commitment resulted in energy
strategies for the transition to a competitive,
secure and sustainable energy system
and for reducing greenhouse gas emissions
by at least 80 % by 2050. Along with
all scenarios on reduced power production
and significant changes on power production
in single member states the production
of Coal Combustion Products in Europe
still sums up to more than 140 million
tons, about 40 million tonnes of this
amount in EU15 member states in 2017 [1,
2]. CCPs are mainly utilised as a replacement
for natural materials in the building
material industry, in civil engineering, in
road construction, for construction work
in underground coal mining as well as for
recultivation and restoration purposes in
open cast mines. As the utilisation of CCPs
34

VGB PowerTech 10 l 2020
Developments in CCP management in Europe
14.4 %
Natural gas
9.80 %
Crude oil
1.7 %
Other
28.6 %
Nuclear energy
In 15 of the 28 EU Member States an expansion
in of primary energy production
during the past 11 years to 2016 was recorded.
The largest expansion in the production
was registered in Italy (an increase
of 3.7 Mtoe), followed by Spain (2.8 Mtoe),
Ireland (2.5 Mtoe), Austria (2.4 Mtoe), and
Sweden (2.3 Mtoe). By contrast, the production
of primary energy in the United
Kingdom fell by as much as 66.0 Mtoe,
while Germany, the Netherlands, Denmark
and Poland also reported contractions in
excess of 10 Mtoe. [4]
17.4 %
Solid fuels
Click to enlarge
Fig. 1. Share of EU energy production by source in 2016 [3].
27.8 %
Renewable energy
Impacts by energy strategies
In December 2008, the European Parliament
and the Council agreed upon the socalled
“Climate and Energy Package”,
which entered into force in 2009 [5]. The
legislative package put in place what is col-
is well established in some European countries,
based on long-term experience and
on technical as well as on environmental
benefits, they are part of regular production
and therefore requested on a regular
base. Availability is becoming a major
problem in some member states and the
management of CCPs meeting market
needs is a major task for power producers
and marketers.
Energy production in Europe
2006 = 100, based on
tonnes of oil equivalent
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
2006
2007
2008
2009
2010
The European energy production is spread
across a range of different energy sources:
solid fuels (largely coal), natural gas, crude
oil, nuclear energy and renewable energy
(such as hydro, wind and solar energy).
In 2018, the largest contributing to energy
production was by nuclear (29 %) followed
by renewables (28 %) and solid fuels
(17 %), natural gas (14 %) and crude oil
(10 %) (see F i g u r e 1 ).
However, the production of energy is very
different from one Member State to another.
The significance of nuclear energy is
particularly high in France (80 % of total
national energy production), Belgium
(75 %) and Slovakia (62 %). Renewable
energy is the main source of energy produced
in a number of Member States, with
over 90 % (of the energy produced within
the country) in Malta, Latvia, Portugal, Cyprus
and Lithuania. Solid fuels have the
highest importance in Poland (78 %), Estonia
(67 %), Greece and Czechia (both
59 %), while natural gas is the main source
of energy produced in the Netherlands
(83 %). Crude oil is the major source of energy
produced in Denmark (47 %) and the
United Kingdom (41 %). [3]
The development of primary energy production
by source is given in F i g u r e 2 .
Only the renewable energy showed a uniform
increased by 66.5 %, replacing, to
some degree, the production of other
sources of energy. By contrast, the production
levels for the other sources fell, the
largest reductions being recorded for natural
gas (-41.2 %), crude oil (-39.0 %) and
solid fuels (-30.8 %), with a more modest
fall of 15.2 % for nuclear energy.
In 2016, the production of primary energy
in the EU-28 member states totalled 755
million tonnes of oil equivalent (Mtoe) (see
Ta b l e 1 ). This was a bit lower than in
2015 and continued the generally downward
development observed over the past
years following the relatively strong decrease
after the global financial and economic
crisis in 2008. The general downward
development of EU-28 primary energy
production may, at least in part, be
attributed to supplies of raw materials becoming
exhausted and/or producers considering
the exploitation of limited resources
uneconomical. [4]
According [4], the highest share of production
by solid fuels in 2016 was in East-European
countries: Kosovo (81 %), Poland
(78 %), Bosnia-Herzegowina (74 %), Serbia
(68 %) and Estonia (67). Countries
with production between 50 and 60 % are
Czech Republic and Greece followed by
Bulgaria (45 %). In West-European countries
the production in Germany was down
to 34 % and in Spain down to 2 %.
2011
2012
2013
2014
Total production Renewable energy Nuclear energy Solid fuels Natural gas Crude oil
Fig. 2. Development of production of primary energy in EU 28 by source [4].
2015
2016
lectively known as the EU-20-20-20 targets
to be met by 2020:
––
Reduction of greenhouse gas emissions
of at least 20 % below 1990 level,
––
Increasing the share of renewable energy
to 20 % , and
––
Improving the EU’s energy efficiency by
20 %.
With this package additional legislation
was installed for promotion of the use of
renewable energy (RES), geological storage
of carbon dioxide and a revised Trading
Scheme for greenhouse gases (GHG).
From 2013, the system for allocating emission
allowances changed significantly compared
to the two previous trading periods
(2005 to 2012). At first, the emission allowances
were distributed according to
fully harmonized and EU-wide rules. At
second, auctioning became rule for the
power industry, i.e. the allowances will not
be allocated for free any longer. In 2013,
over 40 % of the allowances were auctioned.
Over the period 2013 to 2020, the
share auctioned will be higher: it is estimated
that up to half of the allowances
may be auctioned [6]. With the auctioning
the polluter pays principle is practised resulting
in higher cost for power production
by coal.
35

Developments in CCP management in Europe VGB PowerTech 10 l 2020
Tab. 1. Energy production in European countries in 2006 and 2016 (in million tonnes of oil equivalent).
EU countries have further agreed to meet
at least a 40 % reduction in greenhouse
gas emissions, a binding target of at least
27 % of renewable energy in the EU and
an increase in energy efficiency increase of
at least 27 % by 2030. To reach this the
completion of the internal energy market
by reaching an electricity interconnection
target of 15 % between EU countries
by 2030, and pushing forward important
infrastructure projects have been
agreed.
A first report from November 2015 showed
that much progress has been made since
the adoption of Energy Union in February
2015. The greenhouse gas emissions were
cut by 18 %, the share of renewable energy
consumption is 15.3 % and the energy efficiency
is predicted to improve by 18 %
to 19 % by 2020 – barely missing the 20 %
target.
On 30 November 2016, the Commission released
draft legislative proposals designed
to help achieve the set targets. The measures
include draft proposals on electricity
market design, renewables and energy efficiency.
The EU aims to achieve an 80 % to
95 % reduction in greenhouse gasses compared
to 1990 levels by 2050. Its Energy
Roadmap 2050 analyses a series of scenarios
on how to meet this target [7].
On 22 May, the Council of ministers of the
EU formally adopted four new pieces of EU
legislation that redesign the EU electricity
market to make it fit for the future. This
concludes the remaining elements of the
“Clean energy for all Europeans package“
and represents a major step towards completing
the Energy Union, delivering on
the priorities of the Juncker Commission.
The Clean energy for all Europeans package
sets the right balance between making
decisions at EU, national, and local level.
Member States will continue to choose
their own energy mix, but must meet new
commitments to improve energy efficiency
and the take-up of renewables in that mix
by 2030. For example, the new rules on
the electricity market, which have been
adopted today, will make it easier for renewable
energy to be integrated into the
grid, encourage more inter-connections
and cross-border trade, and ensure that
the market provides reliable signals for future
investment. Today’s rules also require
Member State to draft plans to prevent,
prepare for and manage possible crisis situations
in the supply of electricity in coordination
with neighbouring Member
States, and to enhance the role of the
Agency for the Cooperation of Energy Regulators
(ACER) [8].
Impacts by Directives (IED, LCPD)
Industrial activities, including the use of
coal in coal-fired power plants, have a significant
impact on the environment, which
must be kept as low as possible. Emissions
from industrial installations have therefore
been subject to a EU-wide legislation. Individual
member states may set their own
national legislation but all member states
must comply with EC Directives, although
derogations may be permitted. Today, the
most important Directive for emissions
from coal-fired power plants is the Industrial
Emissions Directive (IED).
The IED [9] is the successor of the IPPC Directive
[10] and the main EU instrument
regulating pollutant emissions from industrial
installations. The IED was adopted on
24 November 2010. It entered into force on
6 January 2011 and had to be transposed
by Member States by 7 January 2013.
Since 1st January 2016, the IED also supersedes
the Large Combustion Plant Directive
[11] which aimed to reduce acidification,
ground level ozone and particulates
by controlling the emissions of sulphur dioxide,
oxides of nitrogen and dust from
large combustion plants (i.e. plants with a
rated thermal input of equal to or greater
than 50 MW th ). All combustion plants built
36

VGB PowerTech 10 l 2020
Developments in CCP management in Europe
after 1987 had to comply with the emission
limits in the LCPD and were either closed
or retrofitted with more effective flue gas
cleaning devices for de-dusting, de-nitrification
(de-NOx) and de-sulphurisation
(de-SOx). The technologies influence type,
amount and quality of the resulting coal
combustion products (ashes and de-sulphurisation
products). De-NOx technologies
cover catalytic (SCR in high dust or
tail-end installation) or non-catalytic reduction
(SNCR). For the proper operation
if the plant and to minimise the impact on
the CCPs proper maintenance of the system
is needed [12]. De-SOx technologies
cover dry and wet desulphurisation technologies
resulting in either spray-dry absorption
(SDA) product or flue gas desulphurisation
(FGD) gypsum. The wet process
is mostly used and in some cases
formerly installed SDA processes are meanwhile
replaced with wet FGD systems.
The IED aims to achieve a high level of protection
of human health and the environment
taken as a whole by reducing harmful
industrial emissions across the EU, in particular
through better application of Best
Available Techniques (BAT) [13]. Around
50,000 installations undertaking the industrial
activities listed in Annex I of the
IED are required to operate in accordance
with a permit (granted by the authorities
in the Member States). This permit should
contain conditions set in accordance with
the principles and provisions of the IED.
The IED is based on several pillars, in particular
an integrated approach, the use of
best available techniques, flexibility, inspections
and public participation.
The integrated approach means that the
permits must take into account the whole
environmental performance of the plant,
covering e.g. emissions to air, water and
land, generation of waste, use of raw materials,
energy efficiency, noise, prevention
of accidents, and restoration of the site
upon closure. To fulfill the approach also
other Directives as the Waste Directive [14]
for utilisation of waste and REACH Regulation
[15] and several product standards
and requirements for the use as products
have to considered. It is a continuous task
of ECOBA and its members to highlight
that CCPs are valuable resources which can
be and which are used as replacement for
natural materials in several applications
and to inform about related regulations.
The permit conditions including emission
limit values must be based on the Best
Available Techniques (BAT). In order to
define BAT and the BAT-associated environmental
performance at EU level, the
Commission organises an exchange of information
with experts from Member
States, industry and environmental organisations.
This work is co-ordinated by the
European IPPC Bureau of the Institute for
Prospective Technology Studies at the EU
Joint Research Centre in Seville (Spain).
This process results in BAT Reference Documents
(BREFs); the BAT conclusions contained
are adopted by the Commission as
Implementing Decisions. The IED requires
that these BAT conclusions are the reference
for setting permit conditions.
In 2011, the revision of the Best Available
Techniques Reference Document for Large
Combustion Plants (BREF LCP) BREF LCP
was started and major commenting work
via VGB and EURELECTRIC was organised
in addition to meetings with the
European Integrated Pollution Prevention
and Control (IPPC) Bureau (EIPPCB) in Sevilla.
In June 2016, the EIPPC has published the
final draft of the BREF LCP and the conclusions
(chapter 10 of BREF LCP) [16]. The
conclusions will provide stricter emission
limit values for all existing parameters. In
addition, requirements for Hg, HCl abd HF
will be implemented. Early 2017, the Comitology
procedure for the BREF LCP will be
started. After acceptance of the BREF LCP
it will be translated and published in the
Official Journal of the EU. With that the revision
may be concluded by midth of 2017.
After publication in the Official Journal
members states have to implement the conclusions
within four years, e.g. by midth
2021.
In Germany, producers formed the ‘Hgcapture
Initiative’ to publicly inform about the
success when using BAT as defined in the
BREF. This is of special importance as the
CCPs from hard coal are used nearly completely
in the construction industry and as
changes in compositions may complicate
continued use. The research work currently
at lab and pilot scale demonstrate that
the expected very low Hg emission values
may not be reached with only one BAT. In
addition, the systems has different effects
in different power plants which has not
been considered in the revision phase although
commented several times [17].
Impact by markets
As coal-fired power plants do not only produce
electricity and heat but also construction
materials the market developments
and demands for all markets have to be
considered.
To achieve the aims in CO 2 reduction the
side conditions for the operation of coalfired
plants were modified. In addition to
the legal framework described above also
national incentives for renewable production
were established aiming in “renewables
first” and based on this changing the
merit order (ranking of available sources of
energy production). In addition several national
energy markets are based on stock
prices.
The merit order or ranking achieve that
those with the lowest marginal costs are
the first ones to be brought online to meet
demand, and the plants with the highest
marginal costs are the last to be brought on
line. Dispatching generation in this way
minimizes the cost of production of electricity.
Sometimes generating units must
be started out of merit order, due to transmission
congestion, system reliability or
other reasons driving costs.
Furthermore, the spot markets for electricity
in Germany, Austria, Switzerland, Belgium,
Netherlands and the United Kingdom
are managed by EPEX Spot. The trade
for the spot market is all year through for
24 h of the next day, consist of intraday
(business the same day) and day-ahead
business (for the next day) and are especially
designed for integration of renewable
power. Phelix – the reference price for
the European trade market – is published
on a daily base for energy in base and peak
load [18]. In future, also power-to-purchase-agreements
may be used. As long
term direct marketing instruments they
will influence also the existing market systems.
Impact on coal combustion
products
For the utilisation of CCPs quality and
availability are important parameters for
the construction market. The quality is defined
by technical and environmental requirements
in standards and regulations
which have to be met all the time. A continuous
quality management including
auto and third party control is required.
The standards and requirements are subject
of regular updates to meet regulatory
as well as market needs.
In addition to quality, availability is important
to serve construction projects especially
in member states with existing markets.
Forecasting of production to serve
market needs cause more efforts in CCP
management. Stock management whether
in silo or on site as well as beneficiation for
fresh produced or stockpiled ash is being
discussed together with cross border transport
as options for safeguarding availability
of CCPs.
The figures for production and use in
EU15/EU28/EU are given in Ta b l e 2 .
Tab. 2. Production and utilisation of CCPs in
Europe (EU-15, EU-28, EU) [1].
Produktion
EU15 EU28* EU*
[mill.t]
CCPs total 40.4 >102 >140
Ashes 30,.1 >84 >120
Desulph. products 10.3 >20 >21
Utilisation rate
Construction ind. 50 % ** **
Constr. + reclam. 92 % ** **
* Estimate based on coal consumption
** Information on utilisation only partly available
37

Developments in CCP management in Europe VGB PowerTech 10 l 2020
CCP production in million tonnes
70
60
50
40
30
20
10
FA BA BS FBC SDA FGD
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Fig. 3. Development of CCP production in EU15 countries from 1997-2017 [2].
Tab. 3. Coal-phase out announcements of EU member states [19, own updates].
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Phase out by No coal in energy mix No phase-out under discussion
– Austria by 2025
– Belgium free since 2016
– Denmark by 2020
– Finland by 2030 (now 2029)
– France by 2022(now 2021)
– Ireland (possibly by 2025)
– Italy by 2025
– Netherlands by 2030
– Portugal by 2030 (2025)
– Sweden by 2022
– UK by 2025
– Germany (now) by 2038
– Cyprus
– Estonia (oil shale)
– Iceland
– Latvia
– Lithuania
– Luxembourg
– Malta
– Norway
– Switzerland
– Bulgaria
– Croatia
– Czech Republic
– Greece
– Hungary
– Poland
– Romania
– Slovakia
– Slovenia
– Spain
– Turkey
– Western Balkan
ther direct use or processing and the import
of ashes have to be considered.
Over the last years several projects for the
re-use of ashes from stocks or ponds were
started. In Denmark, complete ash stock
have been removed to prepare extension
areas for constructions. The ash was reused
for cement production. In May 2015,
the Hénâ project was started in Awirs, Belgium.
From 1952 to 1972 about 1.7 million
m³ of fly ash produced by the combustion
of coal at the Awirs power plant were deposited.
The ash is now removed and used
for cement production in a nearby cement
plant [20]. In the UK, the Gale Common
Extraction Project is under preparation.
The EP UK Investments Ltd (‘EPUKI’) is
proposing to prepare and submit a planning
application to North Yorkshire County
Council for the extraction of ash from the
Gale Common Ash Disposal Site. The ash
shall be used as a recycled aggregate,
which is a sustainable solution in the building
products industry and is supported by
local and national planning policy. The
Gale Common Site is located approximately
3 miles to the south-west of Eggborough
Power Station. Already now about 30,000 t
of ash is re-used from stock each year. The
project aims in recovering more than 1 million
tonnes per year for the period of 25
years. [21]
In France, the re-use from stock is already
practised since for more than 20 years. The
ashes were partly removed from stock for
dam construction for highway tracks. They
are also re-dried when used in cement and
concrete.
In addition to fresh production from coalfired
power generation also imports of
ashes is practised. About 3 million tonnes
of ashes are transported cross border
each year to serve the existing markets (see
Figure 4).
2008: 2.0 million tonnes
2009: 1.6 million tonnes
2010: 1.7 million tonnes
2011: 1.5 million tonnes
2012: 2.1 million tonnes
2013: 2.2 million tonnes
2014: 2.9 million tonnes
2015: 3.1 million tonnes
2016: 2.9 million tonnes
2017: 2.6 million tonnes
Fig. 4. Cross Border transport of ashes in Europe [22].
The total production of CCPs in the EU is
calculated to more than 140 million tonnes,
that in EU18 member states to more than
102 million tonnes. A regular statistics is
compiled by ECOBA members annually
and published as EU15 statistics. Beside
the production also the utilization data for
the coal combustion products are compiled.
The utilization rate for CCPs used as
or in raw material and construction materials
and for reclamation is 92 %.
The development of CCP production in EU-
15 member states from 1997 to 2017 is
given in F i g u r e 3 . The statistics are produced
annually by the members and allow
an evaluation of development for
North and West-European countries. The
impacts of the shifts in energy production
are visible in a lower production of CCPs.
An overview of the 10 year in CCP production
in selected member states is given in
Annex A.
For further reduction of CO 2 emissions
some member states have already announced
a coal phase-out in the coming
years. An overview is given in Ta b l e 3 .
This is accompanied by increased production
by alternative sources (nuclear, renewables,
…) and the market conditions.
To serve the existing markets for CCPs as
construction materials beside the fresh
production the utilisation from stock by ei-
Conclusions and outlook
Environmental regulations and strict aims
for CO 2 reduction resulted in retrofits of
coal-fired power plants, construction of
new power plants and increased efforts for
economic operation. With the revised reference
document on best available technology
new emission limit values have to
38

VGB PowerTech 10 l 2020
Developments in CCP management in Europe
be considered. Due to different situations
in power production and agreements on
reduced CO 2 emission coal-fired power
production was reduced over the years or a
coal phase-out announced.
In existing markets the demand for CCPs as
raw and construction is high as also the
construction industry has to save CO 2 .
Therefore, beside production in power
plants also re-use from stock and imports
from other countries are used to serve existing
markets.
The operation of coal-fired power plants
and the utilisation of CCPs as raw and construction
materials is a continuous challenge!
References
[12] Brandenstein, J.: Impact of SCR operation
on the quality of fly ash, EUROCOALASH
conference, 5-8.Oct. 2008, Warsaw.
[13] BAT: Best Available Techniques, Integrated
Pollution Prevention and Control Reference
Document, July 2006; http://eippcb.
jrc.ec.europa.eu/reference/lcp.html.
[14] WD:Waste Directive (2008/98/EC) of
the European Parliament and the Council
of 19 Nov. 2008 on waste and repealing
certain Directives, Official Journal
of the European Union (L312/3),
22.11.2008.
[15] Regulation (EC) No 1907/2006 of the European
Parliament and of the Council of 18
December 2006 concerning the Registration,
Evaluation, Authorisation and Restriction
of Chemicals (REACH), OJ L 396,
30.12.2006, p. 1.
[16] BREF-LCP: http://eippcb.jrc.ec.europa.
eu/reference/lcp.html.
[17] VGB Power Tech: VGB Initiative “Hgcap”:
Further reduction of mercury emissions
from coal-fired power plants; https://
www.vgb.org/en/hgcap.html.
[18] EEX: https://www.eex.com/de/produkte/strom/spotmarkt.
[19] Europe beyond coal: https://beyond-coal.
eu/de/.
[20] ENGIE Electrabel: The Hena waste tip,
https://corporate.engie-electrabel.be/energy-of-the-future/protecting-nature/thehena-waste-tip/.
[21] EP UK Investments: Galecommon, https://
www.galecommon.co.uk/.
[22] ECOBA: Cross border transport of ashes
(http://www.ecoba.org/corss_border_
transport.html).
l
[1] ECOBA Statistics on Production and Utilization
of CCPs (EU/EU-28/EU-15).
[2] ECOBA Statistics on Production and Utilization
of CCPs in Europe (EU-15), status
2017, draft.
[3] Eurostat: Energy – Overview, https://
ec.europa.eu/eurostat/cache/infographs/
energy/bloc-2c.html.
[4] Eurostat: Energy production and imports,
https://ec.europa.eu/eurostat/statisticsexplained/index.php/Energy_production_and_imports.
[5] Climate an Energy Package: DECISION No
406/2009/EC, 23 April 2009, on the effort
of Member States to reduce their greenhouse
gas emissions to meet the Community’s
greenhouse gas emission reduction
commitments up to 2020.
[6] European Commission – Climate action –
Auctioning (http://ec.europa.eu/clima /
policies/ets/auctioning_en).
[7] European Commission – Energie (https://
ec.europa.eu/energy/en/topics/energystrategy).
[8] European Commission: News: https://
ec.europa.eu/info/news/clean-energyall-europeans-package-completed-goodconsumers-good-growth-and-jobs-andgood-planet-2019-may-22_en.
[9] IED: Directive 2010/75/EU of the European
Parliament and of the Council of 24 November
2010 on industrial emissions (integrated
pollution prevention and control)
(recast).
[10] IPPC: Council Directive 96/61/EC of 24
September 1996 concerning integrated
pollution prevention control.
[11] LCPD: Directive 2001/80/EC of the European
Parliament and of the Coucil of 23
October 2001 on the limitation of emissions
of certain pollutants into the air from
Large Combustion Plants.
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG
Annex A 10-year trend in CCP production in selected EU member states.
ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP
JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG
39

Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken VGB PowerTech 10 l 2020
Produktion und Verwendung
von Nebenprodukten
aus Kohlekraftwerken
Thomas Eck
Abstract
Production and utilisation of coal
combustion products
Coal combustion products are produced during
the generation of electricity in coal fired power
plants. In the last years more than 20 million
tonnes per year were produced and utilised in
Germany. CCPs like boiler slag, bottom ash, fly
ash or FGD gypsum were used since many years
as quality controlled raw material or building
material in the construction industry or in civil
engineering as well as for restoration and reclamation
purposes in open cast mines. The power
plant operators spent much effort in producing
a quality material which can easily be utilized.
This leads to high utilization rates of about 96
to 100 percent. This article gives an overview
about the results of the VGB survey “Production
and utilisation of CCPs in Germany” of the
years 2008 to 2019.
l
Autor
Dr.-Ing. Thomas Eck
VGB PowerTech e.V.
Essen, Deutschland
Einleitung
Bei der Verbrennung von Kohle in Kraftwerken
entstehen mineralische Nebenprodukte,
die seit Jahrzehnten als Roh- und Baustoffe
in verschiedenen Industrien, vorrangig
in der Bau industrie eingesetzt werden.
Die Bauindustrie ist dabei mit einer Verwendung
von mehr als der Hälfte der Nebenprodukte
im Bauwesen sowie als Baustoff im
Untertage- bzw. Tagebau der größte Abnehmer
und Verwender der Nebenprodukte.
Ein weiterer großer Anteil der Kraftwerksnebenprodukte
wird im Rahmen von Verfüllungs-
und Rekultivierungsmaßnahmen im
Braunkohletagebau eingesetzt. 2019 wurden
insgesamt mehr als 99 % der in Deutschland
produzierten gut 16 Millionen Tonnen
Kraftwerksnebenprodukte verwendet.
Mit dieser Verwendungsrate wird das Verwertungsgebot
des Bundes-Immissionsschutz
gesetzes in hervorragender Weise
umgesetzt. Um dieses Ergebnis zu erzielen
waren und sind erhebliche Anstrengungen
der Kraftwerksbetreiber erforderlich. Die
qualitätsgesicherte Erzeugung der Kraftwerksnebenprodukte
Schmelzkammergranulat,
Kesselsand, Flugasche und REA-Gips
unterliegt seit Jahren einer ständigen Eigen-
und Fremdüberwachung. Es ist selbstverständlich,
dass mit einer zielgesteuerten
Produktion die Qualitätsanforderungen
der weiterverarbeitenden Industrie erfüllt
werden und dass dies unter Beachtung ökologischer
Rahmenbedingungen geschieht.
Der vorliegende Beitrag, der eine Fortschreibung
des Beitrags von Puch und vom
Berg [1] aus dem Jahre 1997 sowie Eck
und Puch aus dem Jahre 2009 [2] darstellt,
beschäftigt sich mit den Ergebnissen der
jährlich durchgeführten Erhebung zur Produktion
und Verwendung von Kraftwerksnebenprodukten
der Jahre 2008 bis 2019.
Verbrennungsprodukte aus
Steinkohlekraftwerken
Bei der Verbrennung von Steinkohle in
Kraftwerken können abhängig vom eingesetzten
Feuerungsprozess folgende mineralische
Nebenprodukte, die mengenmäßig
in Deutschland relevant sind, entstehen:
––
Schmelzkammergranulat,
––
Kesselsand,
––
Flugasche,
––
Wirbelschichtasche.
Steinkohle wird in Deutschland überwiegend
in Form von Kohlenstaub in Staubfeuerungen
eingesetzt. Hierbei sind die Bauarten
Schmelzkammerfeuerung und Trockenfeuerung
zu unterscheiden. Der Anteil
der Schmelzkammerfeuerungsanlagen,
der 2007 noch bei ca. 28 % lag, ist dabei in
den letzten Jahren kontinuierlich gesunken
und ist in Deutschland mengenmäßig
inzwischen ebenso wie die Wirbelschichtfeuerungen
und Rostfeuerungen nur noch
von untergeordneter Bedeutung.
Schmelzkammerfeuerungen werden bei
Feuerraumtemperaturen zwischen 1.600
und 1.700 °C betrieben. Ein Teil der
schmelzflüssigen mineralischen Bestandteile
der Kohle schmilzt im Feuerraum und
fließt unter dem Kesselboden in ein Wasserbad,
in dem es schockartig abgekühlt
wird. Es erstarrt dadurch zum glasigen
Schmelzkammergranulat. Ein Teil der Mineralpartikel
wird mit dem Rauchgasstrom
aus dem Feuerungsraum ausgetragen und
in Elektrofiltern als Steinkohlenflugasche
abgeschieden. Die Flugasche wird entweder
in einem Silo gesammelt oder in die
Feuerung zurückgeführt, wo sie wieder
aufgeschmolzen wird.
In Trockenfeuerungen betragen die Feuerraumtemperaturen
1.100 bis 1.300 °C. Bei
diesen Temperaturen wird das Begleitgestein
nicht vollständig aufgeschmolzen. Es
wird über wiegend (etwa 85 bis 90 %) mit
dem Rauchgasstrom geführt und ebenfalls
im Elektrofilter aus diesem abgeschieden.
Nur ein geringer Anteil der meist gröberen
Partikel, der sich an den Feuerraumwandungen
und Einbauten absetzt, sintert zusammen
und fällt gegen den Rauchgasstrom
zum Boden des Feuerraums, wo er
über ein Wasserbad als Kesselsand abgezogen
wird.
Das Grundprinzip der Wirbelschichtfeuerungen
besteht darin, dass der Brennstoff
über einen Düsenboden mit definierter
Luftzufuhr in einem wirbelnden Zustand
gehalten wird. Aufgrund der Verfahrens-
40

VGB PowerTech 10 l 2020
Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken
Tab. 1. Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus steinkohlebefeuerten Kraftwerken in den Jahren 2008 bis 2019,
Mengenangaben in 1.000 t.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Erfasste Leistung in MW th 69.698 67.984 68.920 69.406 69.614 73.179 68.366 68.281 68.353 71.432 62.639 58.793
Verfeuerte Kohle in 1.000 t 45.571 43.497 44.174 43.808 44.338 45.757 40.632 40.081 38.496 34.289 32.236 22.687
Produzierte Mengen
in 1.000 t
Verwendungsrate
in %
Schmelzkammergranulat 1.356 1.190 1.001 862 926 905 749 614 490 340 260 150
Kesselsand 485 492 415 409 389 433 371 399 418 341 333 238
Flugasche ohne Additive 3.920 3.526 3.225 3.226 3.076 3.175 3.102 3.180 3.112 2.814 2.422 2.020
Wirbelschichtasche 318 251 252 293 288 325 305 300 280 265 259 166
Asche gesamt 6.082 5.463 4.895 4.793 4.681 4.840 4.528 4.496 4.300 3.760 3.274 2.574
Aschegehalt in % 13,3 12,6 11,1 10,9 10,6 10,6 11,2 11,2 11,2 11,0 10,2 11,3
Schmelzkammergranulat 100 100 99 99 98 99 100 99 100 100 100 100
Kesselsand 97 98 96 99 97 98 98 98 99 100 100 98
Flugasche ohne Additive 99 99 99 100 100 99 96 96 97 98 98 99
Wirbelschichtasche 96 95 96 84 82 86 85 87 86 91 91 87
technik (unter anderem Temperatur, Verweilzeit)
ist durch Zugabe von Kalk stein
eine Direktentschwefelung in der Feuerung
möglich. Verfahrensbedingt fällt im
Wirbel bett körnige Bettasche und bei der
Entstaubung der Rauchgase staubfeine
Wirbelschicht-Filterasche an. Wirbelschichtaschen
stellen eine Mischung von
Brennstoffasche, Entschwefelungsprodukt,
nicht reagiertem Absorbens und unverbrannter
Kohle dar.
Die aus den Angaben der Umfragen ermittelten
Produktionsmengen und Verwendungsraten
der Verbrennungsprodukte aus
Steinkohlekraftwerken sind für die Jahre
2008 bis 2019 in Ta b e l l e 1 dargestellt.
In B i l d 1 ist die jährliche Produktion von
Schmelzkammergranulat, Kesselsand,
Flugasche und Wirbelschichtasche graphisch
dargestellt. Die Gesamtmenge ist
nach einem deutlichen Rückgang zwischen
2008 und 2010 in den Folgejahren bis 2015
nur leicht rückläufig. Seit 2016 hat sich der
Rückgang wieder deutlich verstärkt und
die Gesamtmenge hat sich im genannten
Zeitraum um mehr als die Hälfte reduziert.
Die Schwankungen der Jahreswerte entsprechen
im Großen und Ganzen den Mengen
der in den Kraftwerken verfeuerten
Kohle. Der steigende Anteil an Importkohle
mit von der heimischen Kohle abweichenden
und wechselnden Aschegehalten wirkt
sich hier ebenfalls aus. Der rechnerisch bestimmte
mittlere Aschegehalt der Kohle lag
im betrachteten Zeitraum zwischen 10,2
und 13,3 % (siehe auch B i l d 2 ). Seit 2010
wurde der Wert von 11,2 % nicht mehr
überschritten und damit liegt der rechnerisch
bestimmte mittlere Aschegehalt deutlich
unter dem Aschegehalt der Vorjahre,
der von 1997 bis 2006 immer zwischen
13,2 und 14,7 % lag.
B i l d 3 zeigt die Veränderung der prozentualen
Verteilung der Mineralstoffe. Deutlich
erkennt man die kontinuierliche Abnahme
des Anteils an Schmelzkammergranulat,
die auf die bereits beschriebene
Reduzierung von Schmelzkammerfeuerungen
und den überwiegenden Einsatz
Produktionsmenge in Millionen t
7
6
5
4
3
2
1
0
6,09
5,46
4,90 4,79
4,69
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
4,85
Jahr
4,53 4,49
Wirbelschichtasche
Fiugasche
Kesselasche/Kesselsand
Schmelzkammergranulat
Bild 1. Produktion von Nebenprodukten aus steinkohlebefeuerten Kraftwerken in den Jahren 2008
bis 2019, Mengenangabe in Millionen t.
Aschengehalt in %
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Jahr
4,30
3,76
3,27
2,57
Steinkohle
Braunkohle
Bild 2. Mittlerer Aschegehalt von Stein- und Braunkohle nach VGB-Erhebungen (rechnerisch
bestimmt).
von Anlagen mit Trockenfeuerung zurückzuführen
ist. Weitere kleinere Umschichtungen
und Schwankungen der Aschearten
sind im Wesentlichen durch Prozessveränderungen
und die Optimierung der
Anlagentechnik bedingt.
Die Produktion von Schmelzkammergranulat
nahm von gut 1,3 Millionen Tonnen im
41

Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken VGB PowerTech 10 l 2020
Anteil in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Jahr
Jahre 2008 deutlich ab auf 0,15 Millionen
Tonnen im Jahre 2019. Die Kesselsandmenge,
die 2008 und 2009 noch bei 0,49 Millionen
Tonnen lag und bis 2016 immer in der
Größenordnung von ca. 0,4 Millionen Tonnen,
hat sich bis 2019 nahezu halbiert auf
0,24 Millionen Tonnen. Das Flugascheaufkommen
halbierte sich im gleichen Zeitraum
ebenfalls nahezu von knapp 4 Millionen
Tonnen in 2008 auf ca. 2 Millionen
Wirbelschichtasche
Flugasche
Kesselasche/Kesselsand
Schmelzkammergranulat
Bild 3. Entwicklung der prozentualen Anteile der Nebenprodukte aus steinkohlebefeuerten
Kraftwerken in den Jahren 2008 bis 2019.
Tonnen in 2019. Der Rückgang der Produktionsmenge
an Wirbelschichtaschen von
0,32 Millionen Tonnen (2008) auf 0,26 Millionen
Tonnen (2018) war nicht so erheblich,
allerdings wurden in 2019 auch nur
noch 0,17 Millionen Tonnen produziert.
Das Aufkommen der Aschen in den einzelnen
Bundesländern gibt B i l d 4 wieder.
Etwa 45 % der produzierten Menge entfallen
dabei auf das Land Nordrhein-Westfalen
und weitere knapp 20 % auf Baden-
Württemberg. Die restlichen 35 % verteilen
sich auf diverse Bundesländer.
Die Verwendungsrate der Verbrennungsprodukte
aus Steinkohlekraftwerken konnte
in den letzten Jahren mit Werten von ca.
99 % auf einem sehr hohen Niveau gehalten
werden. Davon findet der größte Teil
im Bauwesen als Baustoff im Betonbau, im
Straßen- und Wegebau und im Erd- und
Landschaftsbau Verwendung.
Die Verwendung der einzelnen Nebenprodukte
findet aufgrund der unterschiedlichen
chemischen und physikalischen Eigenschaften
in verschiedenen Anwendungsgebieten
statt. B i l d 5 gibt einen Überblick
über die Einsatzgebiete von Schmelzkammergranulat
im Jahr 2018. Es handelt sich
um ein Material von ausgezeichneter Umweltverträglichkeit.
Der überwiegende Anteil
des Schmelzkammergranulates (mehr
als 80 %) wird als Strahlmittel eingesetzt.
Weitere Anwendungen sind der Einsatz als
Gesteinskörnung im Beton und der Straßen-,
Wege, Erd- und Grundbau.
Kesselsand wurde 2019 zu 98 % verwendet.
Aufgrund seiner Eigenschaften eignet
sich der Kesselsand für verschiedene qualifizierte
Anwendungen im Bereich Erd- und
Straßenbau sowie als Leichtzuschlag in
Mauersteinen und Mauermörtel.
Die Verwendungsquote von Steinkohlenflugasche
liegt im betrachteten Zeitraum
zwischen 96 und 100 %. Steinkohlenflugasche
wird ebenfalls überwiegend im Bauwesen
eingesetzt (siehe B i l d 6 ). Die Anwendung
reicht vom Einsatz als Betonzusatzstoff
im Beton und der Nutzung in der
Zementindustrie über die Herstellung von
Mauersteinen, Schüttungen und Hohlraumverfüllungen
bis zur Verbesserung
von Böden im Erdbau. Produktion und Anwendung
von Steinkohlenflugasche unterliegen
einer dem jeweiligen Verwendungszweck
angepassten Qualitätsüberwachung.
Verbrennungsprodukte aus
Braunkohlekraftwerken
2015
2016
2017
2018
2019
Bild 4. Verbrennungsprodukte aus Steinkohlekraftwerken nach Bundesländern in den Jahren 2015
bis 2019, Angaben in 1.000 t.
Als Verbrennungsprodukt entstehen in
Braunkohlekraftwerken überwiegend Kesselasche,
Flugasche und Wirbelschichtasche.
Ta b e l l e 2 zeigt die jährlichen Produktionsmengen
im betrachteten Zeitraum.
Die Verwendungsrate der Nebenprodukte
aus Braunkohlekraftwerken liegt
bei 100 %. Die Kesselasche und die Flugasche
werden zu 99 % und die Wirbelschichtasche
(90 %) ebenso nahezu vollständig
im Tagebau eingesetzt.
Die Produktionsmenge an Kesselasche lag
zwischen 2008 und 2018 mit 1,6 bis knapp
1,9 Millionen Tonnen auf einem relativ konstanten
Niveau und sank in 2019 auf 1,4 Millionen
Tonnen. Ähnlich entwickelte sich im
gleichen Zeitraum die Flugaschemenge, die
von 2008 bis 2018 zwischen 8,5 und 9,5 Millionen
Tonnen schwankte und in 2019 auf
42

VGB PowerTech 10 l 2020
Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken
Strahlmittel
80,4 %
8,7 %
10,7 %
Gesteinskörnung
für Beton
Mauersteine/Keramische Erzeugnisse Straßen-, Wege-, Erd- und Grundbau
Bergbau/Trockenbaustoffe
Zementherstellung
Betonwaren/Betonfertigteile
Transportbeton/Werkfrischmörtel
2,9 %
3,7 %
Zementherstellung
8,3 %
67,7 %
16,6 %
Betonwaren/
-fertigteile
andere Anwendungen 0,3 %
Straßen-, Wege-, Erdund
Grundbau
Bild 5. Prozentuale Verteilung der Anwendungsgebiete für Schmelzkammergranulat
für das Jahr 2018.
Transportbeton/
Werkfrischmörtel
Bild 6. Prozentuale Verteilung der Anwendungsgebiete für Flugasche für
das Jahr 2018.
Tab. 2. Produktion von Nebenprodukten aus braunkohlebefeuerten Kraftwerken in den Jahren 2008 bis 2019, Mengenangaben in 1.000 t.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Erfasste Leistung in MW th 64.914 61.965 68.870 68.900 63.786 62.271 61.971 61.949 61.949 61.958 60.420 60.421
Verfeuerte Kohle in 1.000 t 166.198 151.446 150.140 162.731 169.916 168.080 162.748 162.278 159.136 157.628 152.800 118.011
Produzierte
Mengen
in 1.000 t
Kesselasche 1.575 1.572 1.625 1.826 1.840 1.801 1.810 1.858 1.655 1.832 1.990 1.415
Flugasche ohne Additive 8.673 8.553 8.467 8.814 9.533 9.138 9.080 8.761 8.728 8.698 8.770 6.653
Wirbelschichtasche 399 365 331 310 310 272 259 250 227 218 210 227
Asche gesamt 10.657 10.497 10.433 10.960 11.691 11.221 11.158 10.880 10.619 10.757 11.112 8.298
Aschegehalt in % 6,4 6,9 6,9 6,7 6,9 6,7 6,9 6,7 6,7 6,8 7,2 7,0
den bisherigen Tiefststand von 6,7 Millionen
Tonnen sank. Der Anteil der produzierten
Wirbelschichtaschen menge ist zwischen
2008 und 2015 von 0,4 auf 0,25 Millionen
Tonnen gesunken und liegt seit 2016 im Bereich
von 0,21 bis 0,23 Millionen Tonnen.
Die Entwicklung der Produktions mengen
der Verbrennungsprodukte aus braunkohlebefeuerten
Anlagen ist in B i l d 7 dargestellt.
B i l d 8 spiegelt die regionale Verteilung
der Mineralstoffmengen zwischen 2015
und 2019 wieder. Das rheinische und das
Lausitzer Braunkohlenrevier decken zusammen
fast 80 % der gesamten Produktionsmenge
ab.
Die Braunkohlenaschen wurden 2019 zu
nahezu 99 % entweder allein oder als Stabilisat
gemeinsam mit REA-Gips und/oder
REA-Abwasser bei der Rekultivierung der
Tagebaue eingesetzt. Wirbelschichtaschen
werden vorwiegend in Bergbaumörtel und
zum untertägigen Versatz eingesetzt.
2015
2016
2017
2018
2019
Rauchgasentschwefelungsprodukte
Bei der Entschwefelung der Rauchgase in
Rauchgasentschwefelungsanlagen werden
REA-Gipse, SAV-Produkt, Schwefel, Schwefelsäure
oder Ammoniumsulfat hergestellt.
In den meisten Rauchgasentschwefelungsanlagen
wird nach dem Kalkwaschverfahren
Gips erzeugt. Dabei werden die Rauchgase
durch Eindüsen von Kalkstein- oder
Branntkalk suspensionen entschwefelt. Der
produzierte REA-Gips ist dem natürlichen
Gips in seinen Eigenschaften gleichwertig.
Beim Sprüh-Absorptions-Verfahren werden
die Rauchgase nach Vorentstaubung oder
Bild 7. Verbrennungsprodukte aus Braunkohlekraftwerken nach Bundesländern in den Jahren
2015 bis 2019, Angaben in 1.000 t.
im staubbeladenen Zustand mit Kalkmilch
entschwefelt. Wassermenge und Temperatur
werden so eingestellt, dass das mit der
Kalkmilch zugeführte Wasser vollständig
verdampft und ein trockenes SAV-Produkt
entsteht. Das SAV-Produkt enthält als
Hauptbestandteile Calciumsulfit, Calciumsulfat
und je nach Schaltung der Anlage vor
oder nach dem Elektrofilter auch Flugasche.
Die seit 2008 jährlich produzierten Mengen
an REA-Gips aus stein- und braunkohlebefeuerten
Anlagen sind in Ta b e l l e 3
43

Produktion und Verwendung von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken VGB PowerTech 10 l 2020
Tab. 3. Produktion von REA-Gips und SAV-Produkt aus kohlebefeuerten Kraftwerken in den Jahren 2008 bis 2019, Mengenangaben in 1.000 t.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Produzierte
Mengen
in 1.000 t
REA-Gips (Steinkohle) 1.700 1.530 1.490 1.460 1.640 1.780 1.660 1.770 1.530 1.490 1.250 958
REA-Gips (Braunkohle) 5.200 5.070 4.830 5.340 5.390 5.380 5.150 5.080 4.950 5.160 5.310 4.230
SAV-Produkt (Steinkohle) 250 170 250 240 240 310 280 280 250 240 200 160
2015
2016
2017
2018
2019
2015
2016
2017
2018
2019
Bild 8. REA-Gipsproduktion aus Steinkohlekraftwerken nach Bundesländern
in den Jahren 2015 bis 2019, Angaben in 1.000 t.
Bild 9. REA-Gipsproduktion aus Braunkohlekraftwerken nach Bundesländern
in den Jahren 2015 bis 2019, Angaben in 1.000 t.
zusammengestellt. Die Gesamtmenge
schwankt im Zeitraum 2008 bis 2018 zwischen
6,3 und 7,1 Millionen Tonnen. Im
Jahr 2019 sank diese auf 5,2 Millionen Tonnen.
Der Rückgang im Bereich der Steinkohlenkraftwerke
ist deutlich stärker ausgeprägt
als im Bereich der Braunkohlekraftwerke,
wo ein Rückgang erst im Übergang
von 2018 auf 2019 festzustellen ist.
Die Gipsmengen aus den steinkohlebefeuerten
Kraftwerken werden fast vollständig in
der Gips- und Zementindustrie eingesetzt.
Gips aus den Braunkohlekraftwerken wird
zur Produktion von Alpha-Halbhydrat, als
Bindemittel für Fließestrich und in anderen
Gips produkten, wie z.B. Gipskartonplatten,
eingesetzt. Teilmengen werden darüber hinaus
auch gemeinsam mit der Asche und
dem Wasser aus den Entschwefelungsanlagen
als Stabilisat bei der Verfüllung der Tagebaugruben
eingesetzt. Die regionale Verteilung
des Gipsauf kommens ist getrennt
nach Stein- und Braunkohlekraftwerken in
Bild 8 und Bild 9 dargestellt.
Die Menge an SAV-Produkt liegt im betrachteten
Zeitraum zwischen 0,16 und
0,31 Millionen Tonnen pro Jahr und nimmt
tendenziell ebenfalls ab. Anwendungsbereiche
sind u.a. der Einsatz als Düngemittel,
in Bergbaumörteln und Asphaltfüllern
und vor allem als Deponiebaustoff.
Zusammenfassung
Die in Deutschland produzierten Kraftwerksnebenprodukte
werden nahezu vollständig
als Rohstoffe für das Bauwesen
eingesetzt. Schmelzkammergranulat eignet
sich für vielfältige Anwendungen als
Strahlmittel, Schütt- und Filtermaterial, im
Straßen-, Wege- und Dammbau sowie als
Gesteinskörnung für Beton- und Ziegelproduktion.
Kesselasche wird im Erd- und
Straßenbau und als leichte Gesteinskörnung
eingesetzt. Steinkohlenflugasche
wird vor allem als Zusatzstoff im Beton und
in der Zementindustrie eingesetzt. Die Verwendung
der Kraftwerksnebenprodukte
liegt mit Quoten von 96 bis 100 % auf sehr
hohem Niveau, lediglich die Verwendung
von Wirbelschichtaschen liegt mit 82 bis
96 % etwas niedriger. Braunkohlenaschen
werden überwiegend zur Verfüllung von
Tagebauen eingesetzt.
Der REA-Gips wird vollständig als Rohstoff
in der Gips- und Zementindustrie eingesetzt,
SAV-Produkt überwiegend als Versatzmaterial
oder Düngemittel.
Die Anteile der Kraftwerknebenprodukte
aus steinkohlegefeuerten Kraftwerken haben
in den letzten Jahren kontinuierlich
abgenommen, was überwiegend auf die
reduzierten Einsatz zeiten und z.T. auch
schon auf die Reduktion der Anzahl an
Kraftwerken zurückzuführen ist. Die Entwicklung
lässt sich in der Veränderung des
Strommixes über die letzten Jahre und die
Steigerung der Produktion aus Erneuerbaren
Energien ablesen. Im gleichen Zeitraum
haben die Anteile der Kraftwerknebenprodukte
aus braunkohlegefeuerten
Kraftwerken nur geringfügig abgenommen.
Von 2018 auf 2019 ist aber auch hier
ein deutlicherer Rückgang zu verzeichnen.
Durch den für Deutschland beschlossenen
Kohleausstieg wird sich dieser Trend in den
kommenden Jahren sowohl für die Steinals
auch für die Braunkohle fortsetzen.
Literatur
[1] K.-H. Puch, W. vom Berg, Nebenprodukte aus
kohlebefeuerten Kraftwerken. VGB KRAFT-
WERKSTECHNIK 77 (1997), Heft 7, S. 604-
610.
[2] Th. Eck, K.-H.Puch, Produktion und Verwendung
von Nebenprodukten aus Kohlekraftwerken.
VGB POWERTECH 11 (2009), S. 51-54.l
44

VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards
Implementation of Basic Requirement
3 in harmonized product standards –
update on CEN/TC 351 for test
procedures and status of work in
CEN/TC 104/WG4 for
implementation into EN 450-1 –
Udo Wiens and Angelo Saraber
Kurzfassung
Umsetzung der Grundanforderung Nr. 3
an Bauwerke in harmonisierten Produktnormen
– Aktualisierung von CEN/TC
351 für Testverfahren und Stand der
Arbeiten in CEN/TC 104/WG4 zur
Umsetzung in EN 450-1 -
Die Bauprodukte-Verordnung (BauPVO) ist im
Juli 2013 in Kraft getreten und bedingt u. a. die
Umsetzung der Grundanforderung Nr. 3 an
Bauwerke „Hygiene, Gesundheit und Umwelt“
in harmonisierte Produktnormen. Eine Voraussetzung
für diese Arbeit ist die Verfügbarkeit
von horizontalen Prüfnormen, die im CEN/TC
351 entwickelt werden.
CEN/TC 351 „Bauprodukte: Bewertung der
Freisetzung gefährlicher Stoffe“ hat in den letzten
Jahren Technische Spezifikationen für harmonisierte
Prüfverfahren entwickelt, die für die
Umsetzung der BWR 3 in harmonisierte Produktnormen
erforderlich sind (z.B. EN 450 für
Flugasche für Beton oder EN 13242 für Gesteinskörnungen
für ungebundene und hydraulisch
gebundene Stoffe). Für die grundlegende
Bewertung von gebundenen und ungebundenen
Produkten wurden drei Technische Spezifikationen
(TS) in der Reihe 16637 „Bauprodukte –
Bewertung der Freisetzung gefährlicher Stoffe“
veröffentlicht. Vervollständigt werden die drei
Authors
Udo Wiens
Convenor of TC 351/WG1
CEN/TC 351/WG 1 – Release from
construction products into soil, ground water
and surface water
Deutscher Ausschuss für Stahlbeton
Berlin, Germany
dr. ing. A.J. Sarabèr MSc
Saraber Consultancy
Arnhem, The Netherlands
TS durch korrespondierende Prüfstandards für
die Gesamtgehaltsbestimmung und die Eluatanalyse.
Eine weitere Methode betrifft die Freisetzung
von flüchtigen organischen Verbindungen
in die Raumluft. Auch für die Prüfung der
Radioaktivität wurde ein horizontales Prüfverfahren
entwickelt.
Da die Prüfvorschriften als Technische Spezifikationen
vorliegen und Anfang 2021 in die
CEN-Umfrage zur Überführung in europäische
Normen gegeben werden, können diese bei der
Überarbeitung bestehender Normen für Bauprodukte
berücksichtigt werden. TC 104/WG 4
„Flugasche für Beton“ hat die bestehenden (notifizierten)
Anforderungen geprüft und einen
Vorschlag für die Umsetzung von BWR3 in EN
450-1 für Flugasche für Beton vorbereitet.
Dieser Beitrag soll über die Entwicklung in
CEN/TC 351 und CEN/TC 104/WG4 seit 2017
informieren.
l
The Construction Products Regulation (CPR)
entered force in July 2013 and requires i. a.
the implementation of Basic Work Requirements
No 3 on “Hygiene, Health and the Environment”
into harmonized product standards.
A precondition for this work is the
availability of horizontal test standards
which are developed in CEN/TC 351.
CEN/TC 351 “Construction products: Assessment
of release of dangerous substances” developed
Technical Specifications for harmonized
test methods over the past years, which
are necessary for the implementation of BWR
3 into harmonized product standards (e.g.
EN 450 for fly ash for concrete or EN 13242
for aggregates for unbound and hydraulically
bound materials). For the basic evaluation
of bound and unbound products three
Technical specifications (TS) in series 16637
“Construction products – Assessment of release
of dangerous substances are developed
as Part 1: “Guidance for the determination of
leaching tests and additional testing steps”;
Part 2 “Horizontal dynamic surface leaching
test” and Part 3: “Generic horizontal up-flow
percolation test for determination of the release
of substances from granular construction
products” have been developed and completed
by respective standardized methods on
content and eluate analysis. Another method
is for the release of volatile organic compounds
into indoor air. Also for testing radioactivity
a horizontal test procedure was developed.
As the standards are available as CEN/TS
and are foreseen to be converted to ENs during
the next two years the work for implementation
of existing regulations for construction
products can be started. TC 104/
WG 4 “Fly ash for concrete“ started the work
on existing (notified) regulations and prepared
a proposal for the implementation of
BWR3 into EN 450-1 for Fly ash for Concrete;
also further in the text of the article.
This contribution is an update of [1] and
sums up the development in CEN/TC 351
and CEN/TC 104/WG4 taken place since
2017.
Introduction
Since 1st July 2013, the Construction Products
Regulation (CPR) is fully in force. The
CPR requires implementation of basic requirements
in harmonized product standards.
The Basic Work Requirement No 3 on
Health, Hygiene and Environment has to
be implemented into harmonized product
standards.
The implementation is very much depending
on horizontal European test standards,
which are under development by TC 351.
The test procedures for BWR 3 today are
published as CEN/TSs. The final validation
process resulting in figures on reproducibility
and repeatability has been concluded
in the beginning of 2020. The transfer from
45

Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards VGB PowerTech 10 l 2020
TSs to ENs is expected by the year 2022.
Therefore, implementation has to be considered
in the revision of harmonized product
standards.
TC 104/WG 4 for Fly ash for Concrete already
had an intensive discussion during
the last two years on the implementation of
existing notified regulations into EN 450-1.
Construction Product Regulation –
Basic Work Requirement 3
The Construction Products Regulation
(CPR) [2] states about Basic Work Requirement
3 (BWR 3):
The construction works must be designed
and built in such a way that they will,
throughout their life cycle, not be a threat
to the hygiene or health and safety of workers,
occupants or neighbours, nor have an
exceedingly high impact, over their entire
life cycle, on the environmental quality or
on the climate during their construction,
use and demolition, in particular as a result
of any of the following:
––
the giving-off of toxic gas;
––
the emissions of dangerous substances,
volatile organic compounds (VOC),
greenhouse gases or dangerous particles
into indoor or outdoor air;
––
the emission of dangerous radiation;
––
the release of dangerous substances into
ground water, marine waters, surface
waters or soil;
––
the release of dangerous substances into
drinking water or substances which have
an otherwise negative impact on drinking
water;
––
faulty discharge of waste water, emission
of flue gases or faulty disposal of solid or
liquid waste;
––
dampness in parts of the construction
works or on surfaces within the construction
works.
The CPR states further that:
the essential characteristics of construction
products shall be laid down in harmonised
technical specifications in relation to the
basic requirements for construction works.
By now, CEN/TS 15864 and CEN/TS
14405 are available or cited in standards,
which describe test methods for leaching
of monolithic and granular waste. For testing
of products however, different test
methods are used in the CEN Member
States.
Essential Requirement 3 /
Basic Work Requirement 3 /
Mandate M/366
Already in 2002, the Commission Services
invited interested member states and
stakeholder groups into an ad hoc working
group on regulated dangerous substances
and started preparing for a proper implementation
of Essential Requirement 3
Release scenario
I.
II.
III.
Non permeable
product. Water is
flowing over the
surface of the
product
Low permeable
product. Water is
transported into
the matrix by
capillary forces;
contribution of
core to surface
Permeable
product. Water
may infiltrate into
the matrix driven
by gravity
(ER 3 according the Construction Products
Directive (CPD) [3], now BWR 3 according
CPR [2]) on health, hygiene and environment.
As best option for all construction
products a horizontal approach was chosen
meaning that test methods do not need
to be developed for all different construction
products separately. Instead, existing
test methods are harmonised to cover the
most relevant release scenarios for dangerous
substances for most generic construction
products [4].
The assignment for the development of
horizontal test methods was elaborated in
Mandate M/366 sent to CEN in 2005. The
mandate gives the priority to release scenarios
and not to individual substances.
The test methods harmonised for the release
scenarios emissions into indoor air,
leaching into soil and water, radiation and
for the supplementary scenario content
analysis should be able to cover all relevant
substances. Both CPD and CPR refer to
dangerous substances. The broad understanding
of the term is that all substances
corresponding with the definition of the
Dangerous Substances Directive of 1967
which have been repealed by the CLP Regulation
in 2012 [5] and the term substituted
through hazardous substances. In the
context of CPD, CPR and this article the
earlier established term dangerous substances
is used further.
The Commission Services, together with its
Expert Group Dangerous Substances, gathered
the substances and parameters explicitly
covered in member states’ laws, regulations
and administrative provisions for
construction products into an “Indicative
list” [6] which was given to CEN/TC 351 to
elaborate which substances the harmonised
test methods should cover.
Additionally, the Commission Services decided
to amend the already issued product
mandates to include more precise details
on dangerous substances. The first three
mandate amendments for aggregates,
floorings and thermal insulation products
were sent to CEN in 2010. Several product
mandates followed since that time, especially
after a blockage of several years due
to formal reasons. The mandate amendments
for dangerous substances list for
each mandated product standard the substances,
the release scenarios and the
member state provisions to be addressed.
For example, fly ash according to EN 450
for the use in concrete is expected to be addressed
in the described manner in the
amendment to Mandate M/128 “Products
related to concrete, mortar and grout”. Until
the requirements from the amended
mandates are implemented into product
standards the CP-DS database remains in
place. As the first round of mandate
amendments does not necessarily cover all
legitimate requirements of member states
the CP-DS database [7] can be used as a
gap solution for the left over requirements
still for a number of years.
A first comprehensive report about the development
of test methods was published
at the EUROCOALASH 2014 conference
[8]. The information in this report serves
as an update on TC 351 activities and the
status of the developed test methods.
CEN TC 351
In November 2005, CEN established a
new Technical Committee CEN/TC 351
“Construction products: Assessment of release
of dangerous substances” to develop
horizontal standardised assessment methods
for harmonised approaches relating
to the release (and/or the content when
this is the only practicable or legally required
solution) of regulated dangerous
substances under the Construction Products
Directive (CPD) [3] taking into account
the intended conditions of use of
the product. It addresses emission to indoor
air, and release to soil, surface water
and ground water. For the latter ones three
release scenarios were considered in a
guidance for construction products (see
Figure 1).
Two test methods with regard to soil and
water were developed for the determination
of the leaching of inorganic and or-
Test method to be developed
related to scenario
Dynamic surface leaching test (DSL T)
Dynamic surface leaching test (DSL T)
(including procedure for compacted
granular products)
Percolation (column) test
Products (examples)
Coatings, ceramic tiles,
glass, bituminous
products ...
Structural concrete,
bricks, treated wood,
cement mortar, coatings,
road materials. ...
Unbound aggregate,
drain concrete, ...
Fig. 1. Horizontal release scenarios considered for leaching into soil and water in test standards
for construction products [9].
46

VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards
Leachate
demin. water
S 0 , J
Monolithic construction
products
Test specimen
e. g. sheet/plate
200 x 200 mm 2
Vessel
(e. g. glass)
Fig. 2. Test method for monolithic products
(dynamic surface leaching test)
according to [8, 10].
ganic substances from monolithic (e.g. ceramic
tiles, concrete, cement stabilized
coal fly ash for road base) or, respectively,
granular construction products (principles
see F i g u r e 2 and F i g u r e 3 ). The standards
are available as Technical Specification
(TS) [10, 11]. The specification for
monolithic construction products was already
published in 2014, the one for granular
construction products in 2016 due to a
longer negotiation phase. In detail, the following
CEN/TSs are published:
––
CEN/TS 16637-1: Construction products
– Assessment of release of dangerous
substances – Part 1: Guidance for the determination
of leaching tests and additional
testing steps (2014), [9];
––
CEN/TS 16637-2: Construction products
– Assessment of release of dangerous
substances – Part 2: Horizontal dynamic
surface leaching test (2014), [10];
––
CEN/TS 16637-3: Construction products
– Assessment of release of dangerous
substances – Part 3: Horizontal up-flow
percolation test (2016), [11].
Before the test methods can achieve the status
of European Standards (EN), robustness
testing and as a second validation
step round robin tests are necessary. The
robustness programmes, where the sensitivity
of changes in test parameters (e.g.
temperature, air exchange rate (indoor),
flow rate (soil and water), fineness of
the granular products (soil and water),
etc.) on the result of a release test were successfully
finalized. The validation procedure
based on round robin tests was combined
for both procedures and for the
standards on content and eluate analysis
developed in parallel and has been finished
in the beginning of 2020. Consequently, the
test protocols are now ready for conversion
into ENs to be available within the next two
years.
Another method handles the testing of the
release of volatile organic compounds into
Granular construction
products
Fig. 3. Test method for granular products
(upflow column percolation test)
according to [8, 11].
indoor air. For testing radioactivity a horizontal
test standard was developed and
published as FprCEN/TS 17216 [12] which
will become an EN after validation. Also
a method on dose assessment of emitted
gamma radiation from construction
product was developed and published as
CEN/TR 17113 [13], and a tender regarding
the drafting of an EN was recently released.
BWR 3 in product standards –
CEN TC 104/WG 4 – status of
discussion
CEN/TC 104/WG 4 is responsible for revision
of EN 450-1 for Fly ash for Concrete
[14] and started the discussion on the implementation
of existing notified regulations.
Up to now there are no general limit
values for the release of dangerous substances
into ground water, marine waters,
surface waters or soil. There are only two
EU countries, Germany and the Netherlands,
which have notified regulations
placed on DG GROWTH website (http://
ec.europa.eu/growth/tools-databases/cpds/index_en.htm)
[7]. The data base entries
and answers to an enquiry were compiled
in a first draft background report
consisting of environmental regulations for
fly ash in Europe [15].
In Germany, the proof of the environmental
compatibility of fly ash according to DIN
EN 450-1 is was given by a national approval
serving as a technical proof to demonstrate
compliance with the environmental
requirements for fly ash. A regular testing
was required for fly ash from
co-combustion. For fly ash from coal only
no tests are required. This differentiation is
due to the possibility of introducing dangerous
substances by using co-combustion
materials.
Due to a judgement of the European Court
of Justice (CJEU C-100/13 from 16th October
2014) regarding additional requirements
for products covered by hEN Germany
had to change the construction regulations.
On 31st August 2017, the German building
authority (DIBt) has published the “(model)
Administrative Provision – Technical
Building Rules” (Muster-Verwaltungsvorschrift
Technische Baubestimmungen
(M-VV-TB)) which include “Requirements
on constructions regarding impact on soil
and water” (ABuG) specifying requirements
on constructions regarding environmental
protection which by now were
regulated in national technical approvals
[16].
A regular testing regarding BWR 3 is further
required when fly ash is obtained from
co-combustion (see Ta b l e 1 ). For fly ash
from coal only and from co-combustion of
up to 5 % by mass of sewage sludge no tests
are required due to proofs over the last
20 years. With the revised provision dated
2019 the same is furnace bottom ash. As
the ABuG defines requirements only, a
guideline of the German Committee for
Structural Concrete (DAfStb) on the “Use
of siliceous fly ash and bottom ash in concrete
components in contact with soil,
groundwater or rainfall” was prepared.
The guideline is notified and publicly
available (in German language) [17]. The
inclusion into the MVV TB has been requested.
With this guideline, an applicable, recognised
technical rule was developed according
to which technical documentation can
be carried out with the involvement of a
body qualified in accordance with Article
43 of the Construction Products Regulation.
The guideline provides the details for
initial type, autocontrol and third party
testing as well as for single value exceedances.
The conformity evaluation consists
in autocontrol testing of the producer and
third party control (by parties accredited
for this test). The autocontrol testing has to
include at least the requirements according
EN 450-2. In addition, for fly ash from cocombustion
specific parameters have to be
tested once a month (at present) in autocontrol
and twice a year in the third party
control [17].
In the Netherlands, building materials that
are used have to fulfil the requirements of
the Decree on Soil Quality [18] (the former
Building Materials Decree). The decree
gives limit values for the maximum
leaching of inorganic compounds and for
the maximum content of organic compounds
(see Ta b l e 2 ). The leaching behaviour
has to be tested with the upflow
column percolation test for unbound materials
or with the tank test for bound materials
like concrete and bricks which in most
cases is a surface-related diffusion process.
Leaching of final products has to be tested
on a regular base. So, in the case of fly
ash for concrete, concrete has to be tested
47

Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards VGB PowerTech 10 l 2020
Tab. 1. Limit values for content and concrete for
fly ash from co-combustion in Germany
(emission E64d) [16].
Parameter content concrete
leaching
[mg/kg] [mg/m 2 ]
antimony (Sb) 5.5
arsenic (As) 150 11
barium (Ba) 375
lead (Pb) 700 7.7
bromium (Br)
cadmium (Cd) 10 0.56
chromium VI (Cr) 6.6
Chromium, total(Cr) 600 7.7
cobalt (Co) 8.8
copper (Cu) 400 15.4
molybdenium (Mo) 38.6
nickel (Ni) 500 15.4
mercury (Hg) 5 0.22
selenium (Se)
thallium (Tl) 7 0.88
vanadium (V) 1,500 4.4*
zink (Zn) 1,500 63.9
tin (Sn)
chloride (Cl-) 27,5515
fluoride (F-) 826
sulfate (SO42-) 26,4495
PAK16 30
PCB6 0.5
PCDD/PCDF
* evaluation adjourned
** TE = toxicity equivalent
100 ng/
kgTE**
and not the constituent for producing concrete.
The so-called NL BSB Productcertificaat
(Dutch Building materials Decree product
certificate) is used in the market to prove
that the requirements of the decree [18]
are fulfilled. A product certificate can be
declared for the product (group) of one
company or for a cluster of companies with
the same product (group). The minimum
test frequency has to be derived based on
the k-concept (different from the k-value
for use of fly ash in concrete) or the gamma-scheme
[18].
It is obvious from Ta b l e 1 and Ta b l e 2
that the limit values for leachates from concrete
in the two countries are different.
But also the evaluation systems are different
as they were developed separately
with different background consideration
(place of evaluation, sorption capacity of
soils, …) .
The implementation of BWR 3 into harmonised
product standards requires:
––
Parameters, methods and limit values,
––
Evaluation scheme for auto control and
third party control.
Tab. 2. Limit values maximum leaching
inorganic compounds for bound applications
in NL (emission E64d) [18].
Parameter
concrete
leaching
[mg/m 2 ]
antimony (Sb) 8.7
arsenic (As) 260
barium (Ba) 1,500
lead (Pb) 400
bromium (Br) 670
cadmium (Cd) 3.8
chromium VI (Cr)
Chromium, total(Cr) 120
cobalt (Co) 60
copper (Cu) 98
molybdenium (Mo) 144
nickel (Ni) 81
mercury (Hg) 1.4
selenium (Se) 4.8
thallium (Tl)
vanadium (V) 320
zink (Zn) 800
tin (Sn) 50
chloride (Cl-) 110,000
fluoride (F-) 2,500
sulfate (SO42-) 165,000
It further requires producers to declare
the environmental performance of products
according harmonized product standards.
Based on the CPR [2], this can be
done by declared values or by classes with
the consequence that the customer finally
has to decide whether the product can be
used according national limit values. In
both cases the required parameters have to
be listed in the Declaration of Performance
(DoP) and CE-mark. The EC and
CEN prefer declared values or classes as
required by the CPR. The use of declared
values is also the easiest way to prepare a
standard. But placing a product on the
market is not the responsibility of the EC
as free trade is the overall aim. Therefore,
the consequences of such requirements
regarding perception of customers for
products on the existing and long term
served market is not sufficiently considered
by now. A list of trace parameter with
maximum declared values or with classes
based on minimum and maximum values
in the DoP and/or CE-mark will result
in confusion in the market, will not promote
free movement of goods and use of
secondary materials, and is finally against
competition for materials with testing
needs as not for all materials environmental
requirements exist. It is obvious that a
fly ash with a long list of environmental
parameters (F i g u r e 4 ) like arsenic, cadmium,
chromium, ... , will not be used
when the competing product does not need
such a declaration. The confusion or mistrust
will further grow if such a fly ash has
to place always NPD indicating that the
producer may not be willing to declare the
values or to perform such tests. Competing
construction products without testing
needs will be preferred as causing no additional
work for constructors regarding
environmental requirements and work
load to control whether declared values are
meeting national requirements.
Based on the requirements of existing environmental
regulations WG 4 has proposed
a system of categories to allow neutral information
on BWR3 in DoP and CE-mark
[19]. By this, a “category” is defined as “a
set or parameters, test procedures (as developed
by TC 351) and limit values to be
considered in a member state”. For each
type of requirement (organics, content,
leaching, concrete leaching) a category has
to be defined for requirements in a member
state leading to maximum three lines (organics,
content, concrete leaching) for declaring
environmental performance in
DoP and CE-mark. In member states without
respective environmental requirements
NPD (no performance determined – or better:
no test required) can be placed. This
process however requires the preparation
of a delegated act by the EC. As this is a
time consuming process which will lead
to a further postponement of the revision
work of the standard, WG 4 has also proposed
to consider the existing experience
in the countries where requirements for either
release into soil and ground or for
radioactivity have to be provided in a test
report which is considered “neutral”, and
in case of radioactivity also to be declared
by partly nuclide concentration or an
index.
Examples for the Declaration of Performance
and/or CE marking by the four options
“Declared values” , “Classes”, “Categories”
and “Existing Systems” are given in
F i g u r e 4 . It is obvious that the declaration
via declared values and classes leads
to a long list of parameters for environment
which are predominant to the few technical
parameters. The declaration via categories
and by existing systems however, allow
the information on environmental parameters
by a few lines only.
In June 2018, TC 104 has tasked WG 4 to
update the discussion paper on pros and
cons of the information systems by the systems
existing in the place of use. The updated
report was sent to TC 104 and other
TCs dealing with the revision of harmonized
product standard to develop a common
view for an acceptable solution on
environmental information in DoP and CEmark
for all construction products. It was
considered in a report of TC 104/WG14 on
health aspects for concrete and concrete
products provided as an input to TC 351/
WG1 which decided to deal with this issue
in a CEN Technical Report.
48

VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards
Declared values
Categories
Classes
Existing systems
Fig. 4. Declaration of environmental performance of construction products (BWR3) by Declared values, Classes, Categories and Existing systems.
Conclusions and outlook
The horizontal test procedures for leaching
from concrete are available as Technical
Specification and ready to be converted
to ENs within the next two years. CEN/
TC 104/WG4 discussed the implementation
of the Basic Work Requirement 3 on
Hygiene, Health and Environment. Beside
parameters, test methods and limit values
also the evaluation schemes for auto and
third party control are of importance.
The environmental performance has to be
declared in the Declaration of Performance
(DoP) by the producer. However,
based on the Construction Products Regulation
the declaration can be given by listing
of Declared values or minimum and
maximum values via classes. To avoid confusion
to users and distortion of the market
for construction products in competition
a system for Categories being “a set or
parameters, test procedures (as developed
by TC 351) and limit values to be considered
in a member state” have been proposed.
In addition, the existing systems
demonstrate that a free movement of
goods is possible already now. A “neutral”
information via Categories or Existing systems
is seen the best way to avoid competition
struggles for products on the market
and to further allow the use of products
with environmental testing needs.
References
[1] Saraber, A.; Wiens, U.: Implementation of
Basic Work Requirement 3 in harmonized
product standards – update on CEN/TC 351
for test procedures and status of work in
CEN/TC 104/WG4 for implementation into
EN 450-1 – In: Proceeding of EUROCOA-
LASH 2017, Brno, University of Technology,
p. 65-72.
[2] Construction Products Regulation (CPR):
Regulation (EU) No 305/2011 of the European
Parliament and of the Council of
9 March 2011 laying down harmonised conditions
for the marketing of construction
products and repealing Council Directive
89/106/EEC (https://eur-lex.europa.eu/
legal-content/EN/
TXT/?uri=CELEX:32011R0305).
[3] Construction Products Directive (CPD):
Council Directive 89/106/EEC of 21 December
1988 on the approximation of laws,
regulations and administrative provisions of
the Member States relating to construction
products, OJ L 40, 11.2.1989 (https://eurlex.europa.eu/legal-content/EN/
TXT/?uri=CELEX:31989L0106).
[4] PD CEN/TR 16098 − Construction products
− Assessment of release of dangerous substances
− Concept of horizontal testing procedures
in support of requirements under
the CPD. BSI; 2010.
[5] Regulation (EC) No 1272/2008 of the European
Parliament and of the Council of 16
December 2008 on classification, labelling
and packaging of substances and mixtures,
amending and repealing Directives 67/548/
EEC and 1999/45/EC, and amending Regulation
(EC). Official Journal of the European
Union, Series L 31.12.2008; 353):
1-1355.
[6] Indicative List of Regulated Dangerous Substances
possibly associated with Construction
Products under the CPD. https://www.
nen.nl/web/file?uuid=2b96de16-
8512-416c-baba-6540d1850ce4&owner
=39c5e2fc-6300-4bb7-af56-
8aa934044ce4.
[7] CP-DS: Legislation on substances in construction
products, https://ec.europa.eu/
growth/tools-databases/cp-ds_en.
[8] Wiens. U., Ilvonen, O.: Release of dangerous
substances from construction products
into soil and water – A status report on test
methods developed by CEN/TC 351/WG1,
EUROCOALASH 2014, München, p. 193-
208.
49

Implementation of Basic Requirement in harmonized product standards VGB PowerTech 10 l 2020
[9] CEN/TS 16637-1: Construction products –
Assessment of release of dangerous substances
– Part 1: Guidance for the determination
of leaching tests and additional testing step
(2014).
[10] CEN/TS 16637-2: Construction products –
Assessment of release of dangerous substances
– Part 2: Horizontal dynamic surface
leaching test (2014).
[11] CEN/TS 16637-3: Construction products –
Assessment of release of dangerous substances
– Part 3: Horizontal up-flow percolation
test (2016).
[12] FprCEN/TS 17216: Construction products:
Assessment of release of dangerous substances
– Determination of activity concentrations
of radium-226, thorium-232 and potassium-40
in construction products using
gamma-ray spectrometry (2018).
[13] CEN/TR 17113: Construction products. Assessment
of release of dangerous substances.
Radiation from construction products. Dose
assessment of emitted gamma radiation
(2018).
[14] EN 450-1: 2012 Fly ash for concrete – Part
1: Definitions, specifications and conformity
criteria.
[15] CENT C 104/WG 4: Background report on
existing environmental regulations for fly
ash for concrete, doc160-2016, updated
doc212 (status 06.2020), WG 4 internal
document.
[16] VV-TB/ABuG: Administrative Provision –
Technical Building Rules (VVTB) and Requirements
on constructions regarding impact
on soil and water (ABuG); https://
www.dibt.de/de/wir-bieten/technischebaubestimmungen/.
[17] DAfStb Richtlinie: Verwendung von siliziumreicher
Flugasche und Kesselsand in
Betonbauteilen in Kontakt mit Boden,
Grundwasser oder Niederschlag (Use of siliceous
fly ash and bottom ash in concrete
components in contact with soil, ground water
or rain), 2020.06 (in German language
only); available with.
[18] Soil Quality Decree, Rijkswaterstaat, Ministry
of Infrastructure and Environment
(http://rwsenvironment.eu/subjects/
soil/legislation-and/soil-quality-decree/).
[19] CEN TC 104/WG4: Discussion paper implementation
BWR3 in EN 450, doc 180/2017
(TC internal paper on CEN livelink). l
VGB-Book
Modelling primary NOx and primary N 2 O of Pulverised,
Fuel Combustion and Circulating Fluidised Bed Combustion
Frans van Dijen
VGB-B 015, 2018, DIN A5, 88 pages, Price € 91.59–, + VAT, ship ping
With more stringent emission limits with time, including NOx and N 2 O, and due
to the high costs of secondary measures for NOx emissions reduction, knowledge
of primary NOx and primary N 2 O is very important. With this knowledge, primary
NOx and primary N 2 O can be reduced at low costs and in this way costs for
secondary measures are much reduced as well. By applying the knowledge presented,
the project costs of a CFBC plant can be lower than those of a PFC plant.
Knowledge regarding primary NOx and primary N 2 O, and their models, is
useful for operators of PFC and CFBC regarding the influence of (the change of):
––
Fuel, with PFC and CFBC; Lambda, with PFC and CFBC; Temperature, with CFBC;
Addition of limestone to the bed, with CFBC.
Knowledge regarding primary NOx and primary N 2 O, and their models, is useful for suppliers of boilers,
burners, etcetera, regarding the influence of (the change of):
––
Design, with PFC and CFBC; Fuels and fuel flexibility, with PFC and CFBC; Conversion of the boiler for other fuels,
with PFC and CFBC; Developing assisting systems/software, with PFC and CFBC; Temperature, with CFBC;
Addition of limestone to the bed, with CFBC.
With this thesis, the mathematical models of primary NOx of CFBC, primary NOx of PFC and primary N 2 O of
CFBC were improved.
A model regarding PFC was made. This model is based on: the furnace, the specific N-content of the fuel, the
fuel ratio FR and the air-to-fuel ratio Lambda. The models regarding CFBC are based on: the furnace, the specific
N-content of the fuel, the fuel ratio FR, the combustion temperature and the air-to-fuel ratio Lambda.
From a qualitative point of view, the mathematical models of primary NOx are useful, both with PFC and CFBC.
From a quantitative point of view, the models of primary NOx with CFBC and PFC, and N2O with CFBC, are not
satisfactory. They hold for a specific boiler only. Primary emissions of NOx and N2O of CFBC also depend on air
staging, catalytic activity of the ash and/or bed material, the bed inventory, “limestone addition”, cyclone separation
efficiency, flue gas residence time, etcetera, which are not (yet) modelled. In this thesis attention is especially
paid to the CFBC design parameters cyclone separation efficiency, “limestone addition” and the height of the secondary
air ports above the bottom, and their influence on primary NOx and primary N2O.
With CFBC, the presence of catalytically active elements, like Na, K, Fe, Mg and Ca, in the fuel, the ash and the
bed material, must be considered as well, which is often not the case in literature. The addition of limestone to the
bed can increase primary NOx drastically, depending on the fuel, and hence in such cases limestone addition is
definitely a bad idea.
Stay in contact with us! Newsletter subscription www.vgb.org/en/newsletter.html
Modelling primary
NOx and primary
N 2
O of Pulverised
Fuel Combustion and
Circulating Fluidised
Bed Combustion
Frans van Dijen
VGB-B 015
50

VGB PowerTech 10 l 2020
Wood fly ash as cement replacement
Wood fly ash as cement replacement
– screening of different pre-treatments
for optimization of WA characteristics
Lisbeth M. Ottosen, Benjamin Ebert, Nina M. Sigvardsen, Pernille E. Jensen
and Gunvor M. Kirkelund
Kurzfassung
Holz(flug-)asche als Zementersatz
Screening verschiedener
Vorbehandlungen zur Optimierung
der Holzascheeigenschaften
Zwei Holz(flug-)aschen (WA‘s) mit unterschiedlichen
Eigenschaften wurden für einen geringen
Ersatz (5 oder 10 %) von Zement in Mörtel getestet.
WA1 wurde direkt nach der Verbrennungsanlage
im Werk mit Wasser besprüht, was zu einer
Hydratation führte, während WA2, die nicht
besprüht worden war, CaO enthielt. Der Gesamt-
Ca-Gehalt in den beiden WAs war ähnlich, aber
andere Merkmale variierten. Es gibt keine aktuelle
Norm, die die Verwendung von Holz(flug-)
aschen als teilweisen Zementersatz regelt. Daher
wurde EN 450-1 für Flugasche für Beton, die
auch die Mitverbrennung regelt, zur Bewertung
der Zusammensetzung der untersuchten WAs
herangezogen. Beide hielten die Grenzwerte
nicht ein, und vor allem ein zu hoher Gehalt an
CaO und Alkalien sowie eine zu niedrige Konzentration
an primären Oxiden erschienen problematisch.
Es wurde ein Screening der Wirkung
verschiedener WA-Vorbehandlungen auf die Mineralphasen
in den Aschen und die Druckfestigkeit
des Mörtels mit den Aschen und vorbehandelten
Aschen durchgeführt. Im Allgemeinen war
die Druckfestigkeit von Mörteln mit WA2 am
höchsten, aber die Druckfestigkeit aller Mörtel
war geringer als die Referenz. Im Allgemeinen
wurde bei der Probenherstellung beobachtet,
dass die Mörtel mit den Aschen eine schlechte
Verarbeitbarkeit aufwiesen, eine Tatsache, die
die Druckfestigkeit negativ beeinflusst und bei
der Auswertung der Ergebnisse berücksichtigt
werden muss. Der Zementersatz mit 5 % wärmebehandelten
Aschen (550°C) oder mit Wasser
gewaschener WA2 führte zu einem Verlust der
Druckfestigkeit von nur 2 bis 4 %, und das Potenzial,
einen Mörtel mit Zementersatz auf niedrigem
Niveau ohne Festigkeitsverlust zu erhalten,
scheint durch eine Verbesserung der Verarbeitbarkeit
erreichbar zu sein.
l
Authors
Lisbeth M. Ottosen
Benjamin Ebert
Nina M. Sigvardsen
Pernille E. Jensen
Gunvor M. Kirkelund
Department of Civil Engineering
Technical University of Denmark
Lyngby, Denmark
1 Introduction
The EU aims to be climate-neutral by 2050
with net-zero greenhouse gas emissions,
which is formulated in the European Green
Deal and is in line with the EU’s commitment
to global climate action under the
Paris Agreement. Renewable energy plays
a fundamental role and the use of coal is
expected gradually to diminish, while bioenergy
increases. Traditionally, bioenergy
has been considered carbon neutral because
the released carbon is absorbed by
the harvested crops’ regrowth. Bioenergy
from incineration of wood in combined
heat and power plants is increasing in
many countries.
Wood ash (WA) is a residue, which inevitably
is generated during incineration of
wood and wood products (chips, sawdust,
bark, etc.). To obtain a resource efficient
society, it is important to find use for residues
like WA. Several researchers have tested
WAs as partly cement replacement, however,
such use of WA (pure biomass ash) is
not covered by the standard EN 450-1,
which covers fly ash derived from co-combustion
of pulverised coal and green wood,
where the minimum percentage of coal is
50 % by dry mass. It is necessary to increase
the knowledge on the effects from different
WA characteristics on the concrete properties
in order to enable practical use if WA in
concrete and development of proper standardization
within the field.
The published experimental research focusing
on the effect from WA as cement replacement
on concrete properties has
shown very different results. A major reason
is that WA characteristics vary significantly
[Sigvardsen et al. 2019], [Carevic et al.
2019]. Physical and chemical properties of
WA depend on many factors: species of tree,
method of combustion including temperature
and other fuel co-combusted with the
wood, and method of wood ash collection
[Etitgni & Campell, 1991]. While the elemental
composition of the ash is determined
by the inorganic constituents in the parent
bio- mass, the crystallinity and mineralogy
depend on the combustion technique used
[Umamaheswaran & Batra, 2008].
The aim of this work is to evaluate the possible
use of two different WAs as cement
replacement either as received directly
from the wood incineration plants or after
different pre-treatments. The WAs are characterized
and compared to the requirements
in EN 450-1. Mortar specimens are
cast for an evaluation of the influence from
the WAs on the compressive strength. Literature
has shown potential at low-cement
replacements [Sigvardsen et al. 2020], and
thus the work focus on 5 or 10 % cement
replacement. A screening of the influence
from different WA pre-treatment methods
(hydration, heating to 550 °C, or washing
in water or acid) on the ash mineralogy
and compressive strength when incorporating
the pre-treated WAs into mortar is
reported.
2 Materials and methods
2.1 Wood ashes
Wood ashes from two Danish mono incineration
plants are used (see F i g u r e 1 ).
WA1 is from Køge Kraftvarmeværk, which
is a combined heat and power plant. The
wood incinerated is waste wood (chips and
powder) from production of parquet floor
Fig. 1. The two WAs as received (petri dishes
10 cm in diameter).
51

Wood fly ash as cement replacement VGB PowerTech 10 l 2020
by Junckers Industries A/S. About 140.000
ton wood a year is incinerated at this plant.
The wood species incinerated are ash, merbau,
maple, oak, jatoba and beech, and the
incineration temperature in the wood-fired
grate boiler is 900 to 1,000 °C. The ash is
sprayed with water just after the incinerator
in order to avoid spontaneous ignition
and dust problems during handling, and
the WA sample for this investigation was
taken after this spraying. WA2 is fly ash
from HOFOR Amagerværket, which fires
wood pellets from mainly pine and spruce
(waste from wood industry so the fuel can
contain bark). The plant incinerates about
350.000 ton wood a year. The incineration
temperature is about 1,000 to 1,100 °C in
the grate boiler.
2.2 Ash characterization
The crystalline phases in of the WAs were
identified by X-Ray Diffraction (XRD). The
WA was loaded into the sample holder using
backloading. A PanAnalytical X-ray diffractometer,
sat at the PW3064 Spinner
stage for standard powder samples have
been used for the measurements. Cu-Kα
radiation with a wavelength of 1.54 Å was
used as the x-ray source. The samples were
measured between 4 °2θ and 100 5 °2θ
with a step size of 0.002 °2θ and a sampling
time per step of 24.8 s. The XRD plots were
qualitatively evaluated using X’Pert High-
Score Plus software, with data from the
International Centre for Diffraction Data
(ICDD). XRF and XRD were performed
with powder samples.
The WAs were dried at 105 °C for 24 hours
prior to the following characterization. The
content of major chemical element of the
WAs were measured by X-ray fluorescence
(XRF) spectrometry by the use of a SPEC-
TRO Gmbh X-LAB 2000 with a Pd-tube on
samples grounded to a particle size of ≤
200µm. The equivalent content of oxides
was calculated based on the element content.
The concentrations of Cd, Cr, Cu, Pb
and Zn were measured after pre-treatment
of the ash in accordance to DS259; 1.0 g
ash and 20.0 ml (1:1) HNO 3 was heated at
200 kPa (120 °C) for 30 minutes. Filtration
through 0.45 µm filter and the concentrations
measured with ICP-OES in the filtrate.
Ash pH was measured by suspending
10.0 g ash in 25 ml distilled water. After 1
hour agitation, pH was measured directly
in the suspension with a Radiometer pH
electrode. The suspension was filtered, and
the water soluble Cl and SO 4 concentrations
were measured in the filtrate by Ion
Chromatography while water soluble concentrations
of Ca, K, Mg and Na were measured
with ICP-OES. The acid soluble fraction
of Ca and Mg was found by suspending
5 g WA in 1.0 M HNO 3 , agitating the suspension
for 1 week and measuring the elemental
concentrations in the filtrate with
ICP-OES. Loss on ignition (LoI) was found
after 30 minutes at 550 °C. Water content
Tab. 1. Summary of WA pre-treatments.
As received
Dried
(105°C)
was measured as weight loss after 24 hours
at 105 °C (calculated as weight loss over the
weight of the wet sample). Three replicates
of each of these analyses were made. Solubility
in water was evaluated: 50.0 g ash
suspended in 500 ml distilled water and
agitated for 1 min. After settling, the water
was decanted. New 500 ml distilled water
added. This was repeated so the ash was
washed three times. Finally, the suspension
was filtered and the ash dried at 105 °C
and weighed.
2.3 Pre-treatments
The WAs were pretreated to see the effect
on the ash mineralogy and following the
influence on the compressive strength of
mortar. The major ash constituents after
the different pretreatments were identified
by XRD. The pretreatments were:
––
WA1 was dried at 105 °C for 24 hours to
see possible changes in chemical compounds
from this procedure.
––
WA2 was hydrated in the lab to see if the
same ash compounds would be obtained
in this ash as in WA2, which was hydrated
right after incineration. The WA1 was
mixed with water similar to WA1 as received
and left in a closed bucket for 2
weeks. The wet ash was mixed manually
every second day.
––
Both ashes contain organic compounds
and the ashes were fired in a muffle oven
550 °C to diminish the content of organic
material and to investigate if this second
heating changes the ash composition.
The loss of ignition at 550 °C is as a simple
method for estimating the residual
carbon in bio ashes [Zhao et al. 2013].
––
Both ashes were washed in water using
the same procedure as when evaluating
the solubility (paragraph 2.2).
––
Both ashes were washed in acid (1.0
M HCl). The same procedure as for evaluating
the solubility (see paragraph 2.2)
was used, except for the first washing
(out of the three subsequent washings)
being in this acid instead of distilled water.
The mass loss from the acid wash
was measured.
Ta b l e 1 is a summary of the ashes and
pretreatments.
2.4 Mortar sample preparation,
compressive strength and setting
Mortar was prepared with the different
ashes and pre-treated ashes as given in Ta -
b l e 1 . For mortar preparation a Portland
cement (CEM II/A-LL 52.5R) was used.
The sand used in the experiment was a
natural sea sand 0 to 4 mm with technical
Hydrated
Heated
(550°C)
Water
washed
(WW)
specification following EN 12620. The procedure
and recipe base for the mortar samples
was from EN 196-1, but we used sea
sand and not the standardized sand prescribed
in the standard. The mix used in
this investigation was: 225 ml water, 450 g
cement (ordinary Portland) and 1,350 g
sand. In the mortar with WA, 5 or 10 % cement
was replaced with ash (corresponding
to 22.5 g and 45 g respectively).
The mixing and moulding were sought carried
out as prescribed in EN 196-1, however
low workability experienced during the
casting of some of the mixes (mainly with
10 % cement replacement) was so low that
higher frequency and longer duration of
the vibration was necessary. The ease of
casting related to the workability in comparison
to the references were noted. The
mould consisted of three horizontal compartments
so three prismatic specimens
were prepared simultaneous for each recipe
(40 mm ×40 mm in cross section and
160 mm in length). Demoulding was carried
out after 20 to 24 hours and the samples
were cured horizontally in a water
bath. The ambient temperature during curing
was 21 to 25 °C, which was higher than
the 20 ±1 °C as prescribed in EN 196-1. After
7 days, the compressive strength was
measured. For compressive strength, the
mortar prisms were segmented into two in
a three-point loading setup, where after
the compressive strength was measured for
each segment, i.e. six measurements for
each mortar recipe. The testing machine
for compressive strength was a Mohr & Federhaff
AG-49.
3 Results and discussion
Acid washed
(AW)
WA1 X X X X X
WA2 X X X X X
3.1 Characterizations of investigated
ashes
Ta b l e 2 summarizes the overall results
from the characterization of the investigated
ashes.
3.1.1 Compliance of WAs with EN450-
1 for fly ash in concrete
The use of WA is not covered by the current
standard governing the use of fly ashes as
mineral additions in concrete (EN 450-1).
The regulations preclude the use of any
material not derived from coal combustion
and co-combustion ashes with coal. However,
as there is no standard covering WA in
concrete, this standard is often used to
evaluate the qualities for WAs (e.g. in
[Carević et al. 2019], and [Sigvardsen et al.
2019]). It is reasonable to think that a future
extension of the current regulations
52

VGB PowerTech 10 l 2020
Wood fly ash as cement replacement
Tab. 2. Characteristics of the investigated WAs (~0 indicates below detection limit).
General parameters
Water solubility (g/kg)
Solubility in 1 M HNO 3 (g/kg)
Major constituents ( %)
(XRF)
Heavy metals (mg/kg)
(extraction after DS259)
pH
Loss on ignition 550°C ( %)
Water content ( %)
Total solubility
Water soluble Cl-
Water soluble SO 4 2 -
Water soluble K
Water soluble Na
Water soluble Ca
Water soluble Mg
Acid soluble Ca
Acid soluble Mg
SiO 2
Al 2 O 3
Fe 2 O 3
CaO
MgO
MnO
Na 2 O
K 2 O
TiO 2
P 2 O 5
SO 3
Cl
Zn
Cu
Pb
Cd
Cr
WA1
13.7
6.6
19.3
270
10.4
84
127
1.1
30
~0
32.6
73.3
2.6
0.2
0.5
37.8
4.6
2.1
0.8
18.1
0.7
1.8
5.5
0.8
340
130
27
5.1
11
WA2
13.5
2.0
0.3
138
6.4
40.5
56
3.7
18
~0
2.8
0.2
8.8
1.6
1.4
37.8
3.0
0.7

Wood fly ash as cement replacement VGB PowerTech 10 l 2020
the water soluble concentrations in Ta -
b l e 2 shows that in WA1 17 % Na and
85 % K are soluble, whereas in WA2 >74 %
Na and 58 % K are soluble. Steenari et al.
[1997] reported that in several WA samples
K- and Na-feldspars, such as KAlSi,O,
and (Na,Ca)Al(Si,Al),O, were found. These
minerals are the main constituents of gravel
and sand, which contaminate the fuel.
Thus, K and Na can occur in WAs both in
the form of salts and feldspars, and the latter
may be part of the insoluble fraction
containing the two elements in the investigated
WAs. The amorphous phase of the
WAs might also contain K and Na, soluble
as well as insoluble in water. The sum of
concentrations of the water soluble Cl,
SO 4 , Na and K (Ta b l e 2 ) account for 82 %
and 77 % of the total soluble mass (also
given in Ta b l e 2 ). Other possible soluble
phases are different oxides and hydroxides
seen from the high pH (>13.5), which
shows that hydroxides are leached or
formed as pH is measured in a suspension
of WA in distilled water.
3.1.4 Mineral phases in WAs
Ta b l e 4 shows the phases identified by
XRD in the ashes. In cases with a concentration
less than 5 % (calculated on basis of
the Reference Intensity Ratio (RIR) given
in Ta b l e 4 ) the approximate concentration
is noted, and the presence of these
phases must be regarded with some uncertainty.
The investigated WAs contained quartz
(SiO 2 ) and calcite (CaCO 3 ), which is in
consistency with findings from other WAs
[Berra et al. 2015; Olanders & Steenari,
1995, Steenari and Lindqvist, 1997]. In addition
to CaCO 3 other Ca-containing phases
(CaSO 4 , CaO or Ca(OH) 2 ) have been
reported in [Berra et al. 2015; Ban & Ramli,
2011; Elinwa and Ejeh, 2004; Etiégni
and Campbell, 1991]. CaSO 4 was not identified
in the investigated ashes, and it
shows that if present, the concentration of
this phase is less than 1 % CaO was identified
in WA2 and Ca(OH) 2 in WA1. This difference
is due to the hydration of CaO to
Ca(OH) 2 of WA1 from the water spraying
just after the incineration.
The soluble salts K 2 SO 4 and KCl were identified
in both of the investigated WAs (Ta -
b l e 4 ), though KCl in low concentration
in WA2, which is in consistency with a
lower Cl concentration in this WA (Ta -
b l e 2 ). The two soluble salts have been
reported in other WAs, as well, e.g. [Sigvardsen
et al. 2019]. In summary, the mineral
phases identified in the investigated
WAs have previously been reported in other
WAs.
3.1.5 Changes in WA phases from
pretreatment
Visually the ashes as received differed and
WA1 contained larger lumps (of sizes up to
5 cm) of agglomerated ash particles (F i g -
u r e 1 ). This was on the contrary to WA2,
which was without such lumps, however,
after wetting, lumps also formed in WA2.
The lumps in WA1 were likely formed
when the WA was wetted at the incineration
facility. This is in consistency with previously
reported by [Steenari et al. 1999]:
a spontaneous agglomeration will occur
during storage of the wetted ash in contact
with air. The self-hardening property of
WA is caused by formation of new phases
[Steenari et al. 1997]: First hydration of
CaO forming Ca(OH) 2 is a rapid and exothermic
process. Carbonation of Ca(OH) 2
occurs in presence of water and carbon
Tab. 4. Phases identified in the different ashes and pretreated ashes. Color identification:
orange phase disappeared during pretreatment and green indicates a new phase formed
during pretreatment.
Quartz
SiO 2
Calciumoxide
CaO
RIR WA1 Dried
WA1
550°
C
WA1
Water
wash
WA1
Acid
wash
WA1
WA2
Hydra
ed
WA2
550°
C
WA2
Water
wash
WA2
3.11 X ~1 % X ~1 % X X X X X X
4.42 X X ~5 %
Calcium
hydroxide 3.5 X X X ~4 % X X ~3 %
Ca(OH) 2
Calcite
CaCO 3
3.21 X X X X X X X X X X
Gypsum
Ca(SO 4 (H 2 O) 0.5 )
Periclase
MgO
3.04 X ~3 % X ~2 % X X X X X
Magnesium
hydroxide
X X ~4 %
Mg(OH) 2
Sylvite
KCl
3.9 X X X ~4 % X ~5 %
Arcanite
K 2 SO 4
1.19 X X X X X X
X
Acid
wash
WA2
dioxide. The CaCO 3 hereby formed precipitates
in a layer on the ash surfaces and in
the pores. Ta b l e 4 shows that CaCO 3 was
identified in both the investigated WAs.
Ettringite formation contributes to the early
solidification; however, if the pH is too
low or soluble Al is lacking, CaSO 4 is
formed instead [Steenari et al. 1997]. Hydration
of amorphous silicate phases may
also contribute [Etiégni & Campbel, 1991]
and C-S-H gel was identified by SEM-EDX
[Ramos et al. 2013] [Chea & Ramli, 2013].
Neither CaSO 4 nor C-S-H gels were though
identified in the investigated hydrated
WAs. The importance of each reaction and
the relation between WA properties and its
self-hardening behavior is not yet not fully
understood [Illikainen et al. 2013], deeper
knowledge is necessary in order to understand
and evaluate the quality of WA for
use in concrete, however, changes in mineralogy
after wetting of WA must be expected.
After wetting of WA2, the CaO disappeared
and Ca(OH) 2 showed as a new
mineral, which confirms the hydration.
Thus after wetting WA2, the major Ca containing
minerals were the same in WA2 as
in the already hydrated WA1 (Ca(OH) 2 and
CaCO 3 ). MgO, which was identified in
WA2 (as received) and did not hydrate to
Mg(OH) 2 during the wetting procedure.
The XRD peak for KCl disappeared after
wetting of WA2, which may indicate that Cl
and K ions from this soluble salt precipitated
again into other compounds. The
drying of WA1, with an original water content
of 19 % did, as expected, not change
the phases present (Ta b l e 4 ).
Heating to 550 o C was carried out to remove
the organic fraction in the ashes, but
it did also change the identified minerals in
both ashes (Ta b l e 4 ). In WA1, the peak
for Ca(OH) 2 had disappeared after the
heating. The reaction Ca(OH) 2 CaO +
H 2 O is reversible, and for a H2O partial
pressure of 1 atm the correspondent equilibrium
temperature is 510 to 512 °C
[Schaube et al. 2012], i.e. lower than the
temperature for the heating in the present
investigation. The peak for CaO do though
not appear in WA1 after the heating, and
reveals that Ca forms other compounds. In
WA1, the peaks for KCl and the small peak
for SiO 2 also disappeared after the heating.
There is no obvious explanation for the disappearance
of the SiO 2 peak, and it might
be due to variations within the WA, since
the peak in the WA1 as received was very
small to begin with. The melting point for
KCl is 770 °C for KCl, i.e. higher than the
current treatment and only hereafter mass
loss from heating is seen [Li et al. 2019].
Thus, evaporation is not expected to explain
the disappearance of KCl as mineral
in the XRD measurements (Ta b l e 4 ). The
two elements must participate in the formation
of other phases, which can be
amorphous, since no new peaks containing
Cl or K appear. The same goes for K 2 SO 4
with a melting point of 1,069 °C. The heat-
54

VGB PowerTech 10 l 2020
Wood fly ash as cement replacement
ing to 550 °C resulted in the CaO peak to
disappear in WA2, which is on the contrary
to [Lopinti et al. 2020], who saw beginning
calcination (CaCO 3 transformation to
CaO) already at 500 °C. The loss of CaO in
WA2 after heating reveals that Ca enters
into other phases.
The washing in water and acid resulted in
mass losses of 29 % and 37 % in WA1, respectively,
and 13 % and 22 % in WA2.
Washing in water and acid removed the
soluble salts KCl and K 2 SO 4 from the ashes
(Ta b l e 4 ). In the washed WA1, MgO and
Mg(OH) 2 were identified, whereas no crystalline
Mg was found before the washing,
where the concentrations probably were
too low for identification. When washing
out part of the mass (the soluble fraction)
the concentration of the non-soluble minerals
increases. In the water washed WA2
Ca(OH) 2 appeared in a low concentration,
and in WA1 the concentration of Ca(OH) 2
seemingly decreased. In the acid washed
WAs, Ca(OH) 2 was not identified.
3.2 The investigated WAs in mortar
3.2.1 Workability issues during casting
During the castings, it was observed that it
was difficult to vibrate the fresh mortar
well in the molds when WA was in the mixture,
and it was increasingly difficult when
increasing the replacement percentage of
cement from 5 % to 10 %. The low workability
resulted in the mortar not flowing
well during the vibration and the casted
mortar prisms did have larger visual pores
than the references. Other researchers
have reported similar finding, e.g. Udoeyo
et al. [2006] reported slump test results of
concrete containing varying percentages of
WA and was evident that WA concrete mixes
exhibited less workability than the reference.
3.2.2 Compressive strength (7 days) of
mortar
The screening of the effect from the WAs
and pretreated WAs on the ease of casting
and the 7 days compressive strength are in
Ta b l e 5 and F i g u r e 2 , respectively. The
general pattern is that the mortars with
WAs have lower compressive strength than
the reference mortar (F i g u r e 2 ). The
casting of some of the mortars with WA
was influenced by a lower workability (Ta -
b l e 2 ), and the hence heterogeneities in
the casted mortar prisms influenced the
compressive strength. Thus, evaluating the
compressive strength of the different mortar
mixes includes both different characteristics
for the WAs and treated WAs as well
as the influence from the differences in
workability. In order to evaluate the influence
from the pretreatments and changes
of phases, it is suggested to use plasticizer
to have the same workability in future
work, however, in this work, it was decided
to investigate the effect of a 1:1 cement replacement
with WA only.
Tab. 5. Evaluation of the casting process 0 = similar to reference, - = slightly drier mix than reference
but homogeneous prisms were obtained after vibration, -- = difficult to vibrate and
the mortar prisms had larger airvoids, --- = impossible to vibrate and the mortar bars had
many larger air voids and appeared very heterogeneous.
The mortars with WA and pretreated WA1s
all had lower compressive strength when
replacing 10 % cement than 5 %. This was
not the case for WA2 as received and hydrated
WA2, but for the use of WA2 after
the other pretreatments, as well. The casting
of mortar with 10 % replacement was
generally more difficult than casting mortars
with 5 % replacement, replacement,
however as this is not a focus area for this
study, this was not investigated further.
The compressive strength for the mortars
with WA1 and WA1-Dried (5 % replacement)
are very similar. The difference between
the two recipes was the use of asreceived
or dried WA1. The drying did not
result in new mineral phases (Ta b l e 4 ),
but it is likely that carbonation has taken
place. The differences were in addition to a
higher degree of carbonation also the content
of WA1 dry matter and water. The water
content of WA1 was 19 %, which means
that the 5 % cement (22.5 g) was replaced
with only 18.2 g WA1 dry matter and 2.3 g
water, and for the 5 % replacement, this
did not overall influence the compressive
strength. For the 10 % replacement on the
contrary, the compressive strength was
highest when using WA1 as received,
which is an indication of the slightly more
water and better workability (Ta b l e 5 ).
The changes in mineralogy (Ta b l e 4 )
needs to be considered when comparing
the compressive strength of mortars with
WA2 and WA2-hydrated. The compressive
WA1 – 5 % WA1 – 10 % WA2 – 5 % WA2 – 10 %
WA 0 - - 0
WA-dried 0 ---
WA-hydrated - 0
WA-550°C 0 --- 0 0
WA-WW - --- 0 --
WA-AW -- --- -- ---
(a)
Compressive strength in MPa
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Ref
WA1
WA1- Dried
WA1-550
WA1-WW
WA1-AW
(b)
Compressive strength in MPa
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
5 % 10 % 5 % 10 %
Ref
WA2
WA2- hydrated
WA2-550
WA2-WW
WA2-AW
Fig. 2. The 7days compressive strength of mortar prisms with the investigated ashes as received or
pretreated. (a) WA1 and (b) WA-2.
strength is higher for the mortar with WA2
than with WA2-hydrated (5 % replacement).
It might indicate that the hydration
occurring in the mortar mix when using
the WA2 as received added to the strength,
but the significantly higher compressive
strength for the mortar with WA2-hydrated
than WA2 for 10 % replacement indicates
the opposite tendency, and no conclusion
can be drawn.
The compressive strength of the mortars
with 5 % cement replacement WA-heated
was high for both WAs (42 MPa and 41 MPa,
respectively), which was only slightly lower
than the compressive strength of the reference
(43 MPa) corresponding to a 2 %
decrease. The heating was performed to
diminish the content of organic material,
but from Ta b l e 4 it is also seen, that the
mineral phases changed, not at least the Ca
containing minerals. In common to the two
heated WAs is that CaO was not detected
by XRD, probably due to carbonation. During
the casting it was noted that the mortar
with WA1-heated (10 %) was impossible to
vibrate into homogeneous prisms, even
with higher frequency and longer duration
of the vibration. This low workability contributes
to almost halving the compressive
strength for mortar with 10 % relative to
5 % cement replacement. The same pattern
was not seen for heated WA2, where the
compressive strength was similar for to the
reference for the two percentages of replacement
(Ta b l e 5 ).
55

Wood fly ash as cement replacement VGB PowerTech 10 l 2020
The content of total alkalis was too high for
both ashes to comply with EN450-1, and
water washing of the ashes was performed
to investigate if removing the soluble salts
could increase the value of the WAs as cement
replacement. For WA1, the washing
did not change the compressive strength of
the mortar, in which WA1 or WA1-WW was
used, neither for 5 % nor 10 % replacement.
The mortar with 5 % cement replacement
with WA2-WW had the highest compressive
strength, which was almost the same as the
reference (42 MPa vs. 43 MPa). This mortar,
when fresh, had a good workability.
The workability of the fresh mortar with
10 % cement replacement with WA2-WW
also had good workability and the molding
was unproblematic, but here the compressive
strength did decrease, which thus can
be a result of the higher replacement.
Ca is present in too high concentrations in
both WAs in comparison to the requirements
in EN 450-1 (Ta b l e 3 ). Some Ca is
washed out in acid (Ta b l e 2 ). For the 5 %
cement replacement with WA-AWs the
compressive strength were similar to the
obtained with 5 % WAs as received. For
10 % cement replacement with WA-AW,
the compressive strength decreased both
compared to 5 % cement replacement with
WA-AW and with the 10 % WA replacements.
The casting of both mortar bars
with replacement percentages with WA2-
AW and WA1-AW 5 % were without problems,
whereas the casting of mortar WA1-
AW 10 % was almost impossible influencing
the very low compressive strength of
this mortar.
4 Conclusions
The quality of two different WA’s were investigated
for partial cement replacement
in concrete. The investigation includes the
WAs as received from the incinerator facility
and after pretreatments: hydration,
drying, heating to 550 °C, washing in water
and washing in acid. The WAs as received
did not comply with the composition from
EN 450-1 for fly ashes as mineral additions
in concrete. The content of CaO and total
alkalis were too high and the content of primary
oxides too low in both WAs. One of
the WAs did not comply with the upper
limit for MgO either. Both WAs did though
comply with the Cl and the P 2 O 5 content.
The investigated pretreatments changed
the mineralogy and/or the content of
chemical elements. The compressive
strength of all mortars with WAs and pretreated
WAs were less than that of the reference;
however, it was only a 2-4 % reduction
for some of the specimens - those with
heated WAs at 5 % cement replacement,
and with one of the water washed WAs.
The casting process was influenced negatively
due to a low workability of most of
the mortars with WAs and pre-treated
WAs, which again influenced the compressive
strength negatively. Thus, a 1:1 cement
replacement with the WAs is not advisable,
but use of plasticizer is recommended
to overcome this issue in future
work. The two investigated WAs differed in
composition, and one of the WAs was hydrated
just after incineration. This hydrated
WA met less of the limiting values in EN
450-1 compared to the non-hydrated ash.
In general, the non-hydrated ash gave better
results than the hydrated WA in regards
to the compressive strength of mortar with
low-level cement replacement.
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ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP
JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG
56

VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers
Implementation of the next
generation slagging prediction tool
to a large scale pf boiler fired
with lignite blends
Piotr Plaza, Bernhard Schopfer, Jörg Maier, Thomas Brunne and Günter Scheffknecht
Kurzfassung
Einsatz des Verschlackungsvorhersage-
Tools der nächsten Generation für einen
in großem Maßstab staubbefeuerten
Kessel mit Braunkohlemischungen
Eine schwankende Brennstoffqualität kann den
Betrieb von modernen, mit Braunkohle befeuerten
Großkesseln erheblich beeinträchtigen. Eines
der Hauptrisiken bei abnehmender Aschequalität,
ist mit dem Auftreten von erhöhter Verschlackung/Verschmutzung
in einem Kessel verbunden.
Die Befeuerung mit einer geeigneten Braunkohlemischung
und/oder die Änderung der Kesselbetriebsbedingungen
können das Risiko mindern.
Eine Vorhersage mit herkömmlichen Verschlackungsindizes
ist jedoch für komplexe Brennstoffmischungen
nicht geeignet und berücksichtigt den
Kesselbetrieb nicht.
In diesem Beitrag werden relevante Ergebnisse
zum Einsatz und zur Validierung eines Verschlackungsvorhersagetools
der nächsten Generation
im Kraftwerk Boxberg (Block Q), welches mit Mischungen
aus Nochtener und Reichwalder Braunkohle
befeuert wird, vorgestellt.
Darüber hinaus wurden die Ergebnisse der entwickelten
Online-Depositionsratesonde im Vergleich
zu den Betriebsdaten des Kessels und den vom Verschlackungsüberwachungssystem
während einer
zweiwöchigen Messkampagne im Kraftwerk Boxberg
gesammelten Daten bewertet.
Der Einsatz des entwickelten Verschlackungsvorhersagetools
in Kombination mit einer Überwachung
durch die Online-Depositionsratesonde
kann den Betreibern helfen, einen Großteil der
Unsicherheiten zu vermeiden, die mit Entscheidungen
im Zusammenhang mit der Brennstoffauswahl
und den Betriebsverfahren verbunden
sind, um einen hocheffizienten Kesselbetrieb ohne
erhöhtes Verschlackungsrisiko zu erreichen. l
Authors
Piotr Plaza
Bernhard Schopfer
Jörg Maier
Günter Scheffknecht
Stuttgart University
Institute of Combustion and Power Plant
Technology, Stuttgart, Germany
Thomas Brunne
Lausitz Energie Kraftwerke AG
Cottbus, Germany
The changing quality of lignite may significantly
affect the operation of modern largescale
lignite-fired pulverised fuel boilers. One
of the main risks is associated with a varying
ash quality and the occurrence of elevated
slagging/fouling in a boiler. Firing a proper
mixture of lignite coals or/and changing
boiler operational conditions can mitigate
the risk. However, the conventional predictive
slagging indices are not adequate for
complex fuel blends and they do not consider
boiler operations. This paper presents relevant
results from the implementation and
validation of the next generation slagging
prediction tool in the Boxberg power plant
(Unit Q) fired with blends of Nochten and
Reichwalde lignite. In addition, the performance
of the developed online ash deposition
probe was evaluated against boiler operational
data and data collected from the
slagging monitoring system during a twoweek
measurement campaign performed in
the Boxberg power plant. The use of the slagging
prediction tool developed combined
with the online ash deposition monitoring
probe can help operators avoide much of
the uncertainty associated with decisions related
to fuel selection and operating procedures
in order to achieve a highly efficient
boiler operation without an elevated slagging
risk.
Introduction
The quality of lignite can vary significantly
within the same opencast mine, which
may impact the continuous operation of
lignite-fired pulverised fuel boilers optimised
to operate properly for certain
coal qualities. Nowadays, modern power
plants are equipped with a quantity and
quality management system that ensure
the correct range of coal quality is supplied.
Such a fuel quality management system
is used in a Boxberg lignite-fired power
plant in Germany. It has to ensure that
during continuous operation the coal supplied
to the Boxberg power plant has to
be mixed at a ratio of 50 wt% to wt70 %
Nochten coal to 30 wt% to 50 wt% Reichwalde
coal from the two East Saxon opencast
mines. Nevertheless, due to a constantly
changing quality of coals that may
lead to increased slagging issues, this ratio
is recently being optimised. However, the
conventional slagging predictive indices
used, such as base-to-acid ratio, developed
for coals based on a known ash oxide composition,
are less valid for coals or coal
blends with increased iron (mostly originated
from pyrite) and calcium contents in
the ash due to complex, non-linear molten
phase formation behaviours. For such complex
chemical systems the predictive models
should be based on multicomponent
thermodynamic phase equilibrium calculations
and include specific boiler operating
conditions. The impact of a reducing
atmosphere and temperature is of high importance
especially for lignite pf fired boilers,
which are operated under deep air
staging conditions in order to reduce NO x
formation. In order to maintain high efficiency
of the boiler and continuous operation,
advanced “smart” ash deposition
monitoring and cleaning systems are used.
Such systems are crucial for adopting appropriate,
cost-effective cleaning patterns
and soot-blowers optimisation procedures.
In addition, data derived from the monitoring
tools can also bring valuable information
for validation of the slagging predictive
models.
In this paper, the results obtained from
the testing and validation of the slagging
prediction tool with the IFK online
deposition monitoring probe in the lignitefired
Boxberg power plant (Unit Q) are presented.
The performance of the developed
tools was evaluated against boiler
operational data and data collected from
the slagging monitoring system (SMART
InfraScan) during a two-week measurement
campaign. The presented activities
were part of the VerSi project coordinated
by Stuttgart University, IFK and funded
by BMWi (Federal Ministry for Economic
Affairs and Energy) and Industrial
Partners involved in the project realization.
57

Boiler opseration change
Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers VGB PowerTech 10 l 2020
Fuel Data
C, H, N, S, Ash, H 2 0
HHV, Ash oxide
composition
Fuel Database
Module
Methodology
Boiler Geometry Data
Boiler dimensions,
HE surface arrangement,
Burners and OFA elevations
Slagging/Fouling Prediction Tool
Boiler Database &
Model Implementation
Boiler thermodynamic
Zone-based Model
Ash Deposition Model
Slagging/Fouling Indices
Slagging/Fouling Risk
Boiler Operation Data
Boiler load,
Mills operation, Excess Air,
Soot blowers activity
Results
Database
Module
LOW MEDIUM HIGH
Fig. 1. Structure of the developed slagging prediction tool [2].
Phase Eq. Module
Thermochemical
database
ChemApp solver
Changes in fuel composition
deposit removal technologies like soot
blowing, wall blowing and/or water cannons
could be employed, depending on the
type of deposits. A comprehensive list of
solutions to mitigate deposition problems
are discussed in Ref. [3] and [4].
In summary, the implementation of the
slagging prediction tool to a new unit involves
data collection that includes boiler
geometry, heat transfer surface arrangement,
water/steam cycle information as
well as day-to-day boiler operational/process
data. The collected data is used to develop
the 1-D zone-based model, which is
then integrated with output from the fuel
database for the final analysis.
In this study, the model was implemented
to the Boxberg Unit Q supercritical pulverized
fuel boiler that fires lignite blends
sourced from Nochten and Reichwalde
open cast mines. It was commissioned in
2000, and currently delivers an electrical
output of 907 MW el with a net electrical efficiency
of 42 %. It is a tower type boiler
with a height of 143 m (last heat exchange
surface, boiler roof is 166 m), and spiralwater
furnace walls of the evaporator up to
a height of 68 m. At the furnace outlet (approximately
97 m) the platen type superheater
2 is located. In the convective section
a total of four superheaters, two reheaters,
as well as the economiser are
accommodated. At an elevation of 76 m,
there are a total of eight flue gas recirculation
inlets, two on each boiler wall. The
recirculated flue gas is used to dry the raw
lignite in the eight mills. The 32 burners
installed are mounted around the boiler,
eight on each wall, aligned four in a row on
two levels. The advantage of this type of
based compounds that are formed in the
atmosphere of the high-temperature boiler.
Implementation of the slagging
The developed model indicates the propensity
of a given fuel to slag or foul by
prediction tool
analyzing the proportion of the ash that is
The developed predictive methodology integrates
a one-dimensional zone model of der various boiler operating conditions.
in the solid and molten (liquid) phases un-
a boiler to determine the heat transfer conditions
and furnace temperature profiles sition risk by the model, proactive options
Based on the extent of the estimated depo-
[1]. This is coupled with a comprehensive can be explored to minimize impacts due to
mechanistic ash deposition model that utilises
thermochemical and ash melting could include changing the boiler opera-
slagging or fouling. For instance, options
data. The noted approach allows an early tional parameters like controlled load
assessment of slagging and fouling risk change, adjusting the air-to-fuel ratio or
across different boiler sections (divided the possibility of altering fuel blends with a
into several zones) as a function of fuel lower risk potential using the model generated
fuel flexibility windows. Alternatively,
composition and combustion conditions,
such as boiler load, fuel/air distribution
and/or NO x control. The final platform is
structured as an iterative process that utilizes
inputs from three specific modules
listed below and shown in F i g u r e 1 [2]:
––
Fuel database module: Stores all information
from fuel analysis including
proximate, ultimate and ash analysis;
Information stored in this module is used
to calculate ash melting characteristics
for the range of fuels and/or blends considered.
––
Boiler module: This module includes
boiler geometry information and heat
transfer surface arrangement as well as
day-to-day operational data.
––
Results database & indices module: This
module serves as a repository of input/
output data from multiple sources and
also performs data analysis and comparative
evaluations.
Alongside the physical modeling of the
boiler, a complementary development of a
thermo-chemical phase equilibrium module
that utilises a GTOx based thermochemical
project database and phase equilibrium
solver (“ChemApp”) was used. This
was designed to investigate the phase distribution
of the complex mélange of ash-
Fig. 2. Interface of the Slagging Predictor with focus on the Boxberg boiler layout.
58

14.03.2017
15.03.2017
16.03.2017
17.03.2017
18.03.2017
20.03.2017
21.03.2017
VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers
Signal
amplifier
Signal
converter
Data
recorder
W
R
Boiler wall
Fig. 3. Scheme of the online ash deposition monitoring probe.
tangential firing is the long spiral burnout
path. The boiler layout integrated with the
tool interface is shown in F i g u r e 2 .
Boiler measurement campaign and
data collection
The performance of the online deposition
probe was tested and operational data was
collected during a two-week boiler measurement
campaign carried out at the Boxberg
power plant Unit Q. The IFK on-line
deposition monitoring probe is a simple
and robust measuring system for the local,
quantitative determination of slagging/
fouling rates in boilers as schematically
shown in F i g u r e 3 . The mass of the ash
deposited on the sensor is recorded as a
function of time.
The online deposition probe can be placed
in different boiler locations to detect and
quantify the impact of a fuel quality switch
and boiler load changes, as well as effects of
a soot blower activity on deposit growth
rate and/or shedding. During the measurement
campaign, the probe was inserted in
the furnace at different elevations. The signal
was recorded for a minimum of two
hours. Overall, the online deposition rates
were determined for several operational
cases, including changes in fuel blend quality
and mill configurations. The boiler load
during measurements was stable and close
to 100 %. Other measurements included
the flue gas composition and temperature
profiles measured in selected available
openings as well the collection of coal samples,
deposit, fly ash, electrostatic filter and
bottom ash samples. In addition, the data
and pictures derived from the Clyde Bergemann
smart deposit cleaning and monitoring
system (SMART InfraScan and TDM)
were collected. SMART InfraScan measures
the surface temperature of the boiler wall
in the furnace using infrared sensors to de-
Furnace Exit Temperature (TDM), o C
Deposit
mass
970
960
950
940
930
920
910
900
Flue gas flow
Sensor
tect areas with the increased deposition
and to optimise furnace cleaning procedures.
The convective section of the boiler
is monitored with the use of a thermodynamic
model (TDM), which utilises the
steam temperatures, pressure, and flow
rates data to measure the effectiveness of
heat transfer and to optimise soot blowing
operations for different heating surfaces.
The difference in steam production rates between
theoretical (clean surface) and the
actual value is attributed to the build-up of
deposits on the surface of the steam-generating
section. In this way, the heat transfer
in the various convection passages of a boiler
can be monitored for use in determining
specific cleaning patterns. Moreover, with
the TDM approach, the furnace exit flue gas
temperature (FEGT) can be estimated,
which indicates the heat transfer conditions
in the furnace affected by ash deposition.
FEGT
Ash % (as received)
5 % (water free)
Results and discussion
In this section, the main findings and example
results from the implementation
and validation of the developed engineering
tool at the Boxberg power plant, unit Q
are presented and discussed.
Fuel quality fluctuations and case
selection
The quality of the lignite blend varied during
the measurement campaign although
the blend was composed of around 50 wt%
of Nochten and 50 wt% of Reichwalde
coals. The highest fluctuations were observed
for the ash content 4.48 % to
10.10 % (as received basis) and sulphur
content in the blend 1.72 % to 2.93 % (water-free
basis). In the one coal sample
(21.03.2017) the extreme sulphur content
of 7.26 % (wt) was identified which was
above a typical, normal variation of sulphur
in supplied coal blends. The moisture content
in the blend varied between 53.4 % to
56.1 % (ar), whereas, the lower heating
value was in the range of 8.202 MJ/kg to
9.047 MJ/kg (ar). It was found that the ash
and sulphur contents correlate well with
the changes of the furnace exit flue gas temperatures
(FEGT) assessed by the TDM
Clyde Bergemann online monitoring system
as shown in F i g u r e 4 . The increase
of FEGT indicates a decrease in the heat
exchange in the furnace and, thus, a lower
furnace efficiency due to ongoing slagging
and deposit build-up.
Three different scenarios were selected for
performing more detailed analyses. This
selection was based on the identified differences
in the fuel quality fired, available
data from the online ash deposition rate
monitoring probe as well as corresponding
pictures and data gathered from the Clyde
Bergemann slagging monitoring system
operated during a two-week measurement
campaign, are as follows:
Fig. 4. Furnace exit-gas temperature (FEGT), ash and sulphur contents variations during
measurement campaign.
12
10
8
6
4
2
0
Content in fuel, %
59

Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers VGB PowerTech 10 l 2020
Tab. 1. Ash composition in % of the reference coal samples.
Case Ash* S* SiO 2 Al 2 O 3 TiO 2 Fe 2 O 3 CaO MgO K 2 O Na 2 O SO 3 P 2 O 5
1 6.05 0.85 44.00 11.1 0.72 13.1 11.3 2.79 0.77 0.09 14.7 0.11
2 7.86 1.38 49.10 10.3 0.82 11.50 10.3 2.35 0.64 0.09 12.5 0.06
3 10.10 3.45 50.4 14.5 0.84 8.17 10.1 2.16 0.88 0.10 11.00 0.06
Note: *) percentage in the fuel on as received basis
––
Case 1: date 15.03.2017, low slagging
operation
––
Case 2: date 16.03.2017, medium slagging
operation
––
Case 3: date 21.03.2017, high slagging
operation
The quality and ash content of lignite blends
fired during the selected cases are compared
in Ta b l e 1 . These blends show a difference
mostly in sulphur and ash contents
in the fuel as well as in the Fe 2 O 3 content
in the ash. The highest ash and sulphur
amounts were found in the blends for
case 3 (high slagging) followed by case 2
(medium slagging) and then case 1 (low
slagging).
The field slagging observations for these
cases differ from the predictions obtained
based on conventional indices. The calculated
conventional slagging index B/A predicted
medium (case 1) or low risk (case 2
and 3). Based on the Fe 2 O 3 /CaO index, the
predicted risk was ambiguous. Moreover,
the first two ash fusion temperatures (IDT
and ST) determined for the three investigated
blends under oxidizing conditions
were on a similar level of around 1,190 °C
(please see Ta b l e 2 and Ta b l e 3 ). Overall,
the conventional indices could not give
a clear indication about the potential slagging
severity or even showed different slagging
risks as observed during the measurement
campaign. However, based on the
fuel data and data collected from the monitoring
tools it was agreed that the ash and
sulphur contents (mostly associated with
pyrites) as well as reducing conditions inside
the furnace play an important role in
furnace slagging for Nochten and Reichwalde
lignite blends.
Evaluation of the slagging
predictor results
The developed slagging predictor enables
an advanced thermal analysis of a boiler
for investigating the impact of fuel switching
on boiler performance including the
ash deposition effects. The flue gas temperature
distribution in the furnace, its
maximum value in the most intense heat
release zones as well as at the furnace outlet
mostly determine the slagging conditions
inside the boiler. There are equally
important conditions on the furnace walls,
in terms of the wall/deposit outer temperature
and the presence of reducing atmospheres
along with the furnace height. The
one-dimensional flue gas temperature profiles
predicted for the Unit Q for the three
investigated cases (100 % boiler load) and
Tab. 2. Slagging risk assessment based on conventional indices.
Case B/A* Risk Fe 2 O 3 /CaO** Risk
1 0.503 Medium 1.16 Medium-Severe
2 0.413 Low 1.12 Medium-Severe
3 0.326 Low 0.81 Medium-Severe
Note: *) Base to Acid ratio (B/A), where A = XSiO2 + XAl2O3 + XTiO2, B = XFe2O3 + XCaO + XMgO +
XNa2O + XK2O , and Xi is the mass ratio of i component in the ash; **) Fe2O3/CaO – Iron-calcium ratio,
where Fe2O3 = XFe2O3, CaO = XCaO , and Xi is the mass ratio of i component in the ash
Tab. 3. Ash fusion temperatures.
Case 1 2 3
Initial deformation temperature (IDT), o C 1,150 1,160 1,160
Softening temperature (ST), o C 1,200 1,190 1,180
Hemispherical temperature (HT), o C 1,250 1,270 1,320
Flow temperature (FT), o C 1,280 1,430 1,360
additional medium 80 % load case are
shown in F i g u r e 5a. The corresponding
temperature distribution on the furnace
walls for case 3 and 100 % boiler load is
presented in F i g u r e 5 b .
The peak temperature in the most intense
heat release flue gas zone located just
above the burner rows (around 42 m) varied
between 1,315 o C to 1,330 o C for the full
load boiler operation and dropped down to
around 1,280 o C for 80 % load. In the entrance
to the convective section (elevation
ca. 94 m), the predicted furnace exit gas
temperature (FEGT) for low slagging operation
case (case 1) was around 967 o C.
Because of the increased slagging formation
rate for the case 2 and case 3 (see F i g -
u r e 6 b ), assessed based on the integrated
thermochemical ash deposition model,
the predicted FEGT temperatures were adequately
higher and equal to 971 o C and
a) b)
991 o C, respectively. The increase of FEGT
temperature, and thus drop in the furnace
thermal efficiency, are related to
the higher thermal resistivity of the ash
deposits that may be formed at an elevated
rate on the furnace walls. The ash deposits
formed on the furnace wall affect
the temperature profile in the furnace
wall zones. For the medium slagging operation
case (case 2), the maximum wall/
deposit temperature was predicted at the
elevation of 42 m and was equal to around
900 o C as shown in F i g u r e 5 b ). Such
temperature conditions along with reducing
atmospheres may be critical for the increased
formation of slag on the furnace
walls.
In order to assess the furnace slagging/
fouling risk according to the furnace height
for the investigated cases, the molten ash %
profiles were determined for the obtained
Fig. 5. a) Predicted average flue gas temperature distributions throughout the boiler;
b) Predicted temperature distribution on the furnace wall for 100 % boiler load.
60

VGB PowerTech 10 l 2020
Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers
a) b)
Fig. 6. a) Predicted molten ash profiles for the reference cases;
b) Predicted slag formation rates for the reference cases.
Tab. 4. Predicted furnace slagging risk against the furnace exit-gas temperature (FEGT) and
slagging observations.
Case Boiler Load, % FEGT (SP), o C FEGT (TDM), o C Slagging risk
(FSI)
temperature profiles under reducing conditions
in the furnace and an oxidizing atmosphere
in the convective section of the
boiler. In the furnace, these profiles were
calculated for the conditions existing on
the furnace walls and for the average temperatures
in the flue gas zones (F i g -
u r e 6 a ). In addition, the slag formation
rate (kg/s) (F i g u r e 6 b ) was calculated
to assess the risk of ash deposition.
Analysing the molten ash profiles obtained
for the furnace and different reference cases,
it can be seen that in the most intense
heat release flue gas zones (between 40 m
to 45 m) for all cases the ashes are completely
molten. The main and critical difference
is in the molten ash % distributions
on the furnace walls and slag formation
rates calculated for the furnace.
In order to rank the slagging risk in the furnace
for different cases, the furnace slagging
index (FSI) has been developed. It
considers the maximum slag formation
rate (kg/s) predicted in the furnace as well
as the molten ash distribution profile on
the furnace walls.
The highest furnace slagging risk for 100 %
boiler load was determined for case 3,
whereas, the lowest is for case 1. This was
due to a relatively high slag percent predicted
(above 35 % for case 3) over the
relatively high elevation range according to
the height of the furnace walls and very
high, almost doubled as compared to case 1
slag formation rate. The medium slagging
risk in the furnace was predicted for case 2,
100 %, and case 3, for 80 % boiler load.
Changing the boiler load from 100 % to
80 % for case 3 led to reducing the slagging
Slagging observations
(InfraScan)
1 100 967 937 Low Low
2 100 971 947 Medium Medium
3 100 991 963 High High
3 80 909 n.a. Medium (LF) n.a.
Deposited mass, g
45
40
35
30
25
20
15
10
5
36FA 15.03.17 (Case 1)
36BA 16.03.17 (Case 2)
48BA 16.03.17 (Case 2)
48BA 21.03.17 (Case 3)
Fig. 7. IR pictures taken by the slagging
monitoring system (SMART InfraScan).
formation rate by around 5 kg/s and obtaining
similar slagging risk or even lower
for elevations above 55 m as compared to
case 2, and full load operation. Regarding
the high temperature fouling risk in the
convective section (above 95 m elevation),
this was assessed to be relatively low for
every reference case investigated. It was
found, that the predicted furnace slagging
risk (FSI) correlates well with the corresponding
InfraScan pictures, FEGT evaluated
by the slagging monitoring and TDM
system, and ash deposition rates measured
for the reference days during
the measurement campaign, as shown
in Ta b l e 4 . The increase of FEGT indicates
a decreased heat exchange in the furnace
due to ongoing slagging and deposit
build-up. The higher FEGT calculated
by the Slagging Predictor (SP) as compared
to FEGT (TDM), can be a result of
not including the effects of furnace wall
cleaning by soot blowers for FEGT (SP) assessment.
Analyzing results from the slagging monitoring
system, during the case 1 – reference
day, a relatively low slagging was observed
on the furnace walls, FEGT (TDM) was of
around 937 o C, which corresponded very
well with a low slag formation rate and a
short molten ash profile predicted on the
furnace wall by the Slagging Predictor. The
next day (case 2), the quality of the coal
blend slightly decreased and a medium
slagging was observed and predicted by
FSI. The prediction for the case 2 high
molten ash percent were distributed over a
0
0 25 50 75 100 125 150 175 200
Time, min
Fig. 8. Ash deposition rate measured with the online probe in 36 m and 48 m elevations.
61

Implementation of a slagging prediction tool to lignite blend fired boilers VGB PowerTech 10 l 2020
larger area on the furnace walls (between
32 m to 70 m), which also matched with
the pictures from the slagging monitoring
system. During the case 3, a blend with
higher ash and sulphur contents was fired,
which resulted in more slagging detected
by the monitoring system, higher FEGT
(TDM) equals 963 o C and an elevated slagging
risk predicted as compared to previous
reference cases.
The results obtained from the online ash
deposition rate measurements carried out
during a full boiler load and at available,
specified locations (elevations 36 m and
48 m) for the three investigated cases are
shown in F i g u r e s 8 . The highest ash
deposition rate was measured for case 3
(48 m, 21.03.17) followed by case 2 and
case 1, which corresponded well with the
slagging risk identified based on other collected
data. The observed differences are
in good agreement with InfraScans pictures
(see F i g u r e 7 ) and correlate well
with the ash content in the coal blends
fired during the investigated days. The performed
further scanning electron microscopy
and elemental analysis (SEM-EDX) of
the collected ash deposits samples confirmed
that the major, dominated mechanism
of observed elevated slagging was the
formation of molten particles during the
transformation of pyrites under reducing
conditions in the furnace.
Summary and conclusions
The developed next generation slagging
prediction tool has been successfully applied
to the large scale Boxberg lignitefired
power plant, Unit Q. Gathered during
boiler measurement campaigns, boiler operational
and process data including InfraScan
pictures from the slagging monitoring
system have been used to validate
the developed engineering modelling approach.
In parallel, the evaluation of the
online ash deposition monitoring probe
performance under full- scale boiler operation
conditions has been carried out. The
performed simulations and root cause
analysis revealed that the most critical
fuel- related factors that affect the elevated
slagging risk in the Boxberg Unit Q, are the
high ash content (>10 %) and increased
sulphur content (>1.3 % ar.) in the fuel associated
with the pyrites presence in the
coal blend. The slagging risk assessment
carried out based on the conventional slagging
indices did not give reliable indications.
A very good agreement has been
found between Slagging Predictor results
and corresponding slagging InfraScan pictures
and other operational data (e.g.
FEGT-TDM) collected from the slagging
monitoring system. The developed slagging
prediction tool combined with the online
ash deposition monitoring probe
can help boiler operators in determining
fuel flexibility windows and operating procedures
to maintain a highly efficient boiler
operation without increased slagging
risk.
Acknowledgments
The support of the BMWi (German Federal
Ministry for Economic Affairs and Energy,
grant no. 03ET7062) and industrial partners
LEAG, Uniper, General Electric and
Clyde Bergemann involved in the pro ject
realization is gratefully acknowledged.
References
[1] P. Plaza: “The Development of a Slagging and
Fouling Predictive Methodology for Large
Scale Pulverised Boilers Fired with Coal/Biomass
Blends”, Doctoral Thesis, Cardiff University
2013.
[2] J. Maier, B. Schopfer, P. Plaza: Vorhersage
von Heizflächenverschmutzungen mittels
thermochemischer und CFD-Simulation (Ver-
Si); Experimente, Modellentwicklung und
Simulation; Schlussbericht, University of
Stuttgart, Institute of Combustion and Power
Plant Technology, Stuttgart, 2019.
[3] G. Couch: Understanding slagging and fouling
in pf combustion, IEA Coal Research
IEACR/72, London, August 1994.
[4] EPRI Report nr. 1019698: Guidelines for
Solving Ash Deposition in Power Boilers,
2010. l
VGB Technical-Scientific Report
Recommendations for the operation and monitoring
of boiler circulating pumps
Based on extensive follow-up examina-tions relating to the damage event in 2014
Technical-Scientific Report
Recommendations for the
operation and monitoring
of boiler circulating pumps
Based on extensive follow-up examinations
relating to the damage event in 2014
Edition 2019 – VGB-TW 530 (German edition) and VGB-TW 530e (English Edition)
DIN A4, 96 pages, price for VGB-mebers € 180.–, for non-VGB-member € 270.–, + postage and VAT
On 12th May 2014 the pressure casing of a boiler circulating pump (BCP) in the hard coal-fired supercritical
power station Staudinger, unit 5, failed which led to considerable damage in the power plant [1/1]. As is
customary following such severe damage events, the topic was discussed by VGB PowerTech e. V. (VGB) –
as the competent international association of power plant operators – who took up the topic, coordinated it
and dealt with it within the scope of its responsibility.
As a prompt reaction to the damage event, VGB distributed first information in the form of a newsletter in mid-
June 2014, and in mid-July 2014 a concrete, detailed member information to the member companies [1/2].
The main task of VGB was pri-marily the coordination of measures on the plant operators side and the provision
of information. For this purpose, the working group (WG) “Boiler Circulation Systems” was installed. In
addition to power plant operators and the manufacturer of the dam-aged BCP, members of this working group
were or are NDT companies for the non-destructive testing of the affected components as well as representatives
of the ac-cepted inspection body (ZÜS) in accordance with the German Ordinance on Industrial Safety and Health (BetrSichV).
In addition to the Working Group “Boiler Circulation Systems”, specific topics were dealt with in affiliated ad-hoc working groups.
- Ad-hoc WG “Process Engineering”
- Ad-hoc WG “Calculation and periodic inspections”
- Ad-hoc WG “Scope and method of inspection”
The primary objective of the WG and the affiliated ad-hoc working groups was to avoid future damage events – such as the one that occurred
on 12th May 2014 – to the best possible extent. The present document therefore describes the main lessons learned in the ad-hoc WG meetings
in individual sections.
VGB-TW 530e
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB, www.vgb.org/en/vgbvs4om.html
* Für Ordentliche Mitglieder des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten, siehe www.vgb.org/vgbvs4om.html
VGB PowerTech Service GmbH
Deilbachtal 173 | 45257 Essen |Germany
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop
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VGB PowerTech 10 l 2020
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen
Bewertung der Nährstoff- und
Schwermetallgehalte von Holzaschen
aus bayerischen Heiz(kraft)werken
Hans Bachmaier, Daniel Kuptz und Hans Hartmann
Abstract
Assessment of the nutrient and heavy
metal content of wood ash from Bavarian
heat (and power) plants
Ashes from biomass heat (and power) plants
that apply natural fuels may be suitable for the
use as fertilisers if certain requirements regarding
pollutants and nutrient contents are met.
The range and average values of relevant nutrients
and pollutants in wood ashes from Bavarian
biomass heating and power plants were determined
by on-site sampling. For this purpose,
different ash fractions from 18 Bavarian heating
and power plants were investigated (n = 50,
bottom and cyclone ashes). In 30 % of all cases,
the heavy metal limits of the German Fertiliser
Ordinance were met in the sampled bottom
ashes directly. The limit values were exceeded in
some cases for chromium(VI), cadmium and
lead (chromium(VI): 62 %, cadmium: 12 %,
lead: 4 %). Cyclone ashes were high in cadmium,
lead and zinc. If chromium(VI) could be
reduced by suitable treatment, 85 % of the bottom
ashes would comply with the required limit
values. Therefore, quality assurance systems
should be applied at biomass heating plants to
improve ash quality if wood ashes should be
used as fertilisers in agriculture. The analysis of
the main nutrients showed high values for potassium
and calcium, but also relevant
amounts of phosphorus in wood ashes, making
them suitable as fertilisers if pollutant limits
are met.
l
Autoren
Dr. Hans Bachmaier
Dr. Daniel Kuptz
Dr. Hans Hartmann
Technologie- und Förderzentrum im
Kompetenzzentrum für Nachwachsende
Rohstoffe (TFZ)
Straubing, Deutschland
1 Nährstoff- und
Schwermetallgehalte von
Holzaschen aus bayerischen
Heiz(kraft)werken
1.1 Einleitung
Bei der energetischen Nutzung von nachwachsenden
Rohstoffen in Biomassefeuerungen
fallen Verbrennungsrückstände in
Form von Asche an [27]. Allein in Bayern
dürfte der Ascheanfall aus der Verbrennung
von naturbelassenen Brennstoffen in
Heiz(kraft)werken mit einer installierten
Leistung von mehr als 1 MW therm zwischen
30.000 und 60.000 t/a betragen (berechnet
aus den Zahlen des Energieholzmarktberichts
2018 der Bayerischen Landesanstalt
für Wald und Forstwirtschaft (LWF)) [10].
Je nachdem, wo im Heizwerk die Asche anfällt,
werden verschiedene Aschefraktionen
unterschieden. Die im Kessel anfallende
Asche wird als „Rostasche“, „Feuerraumasche“,
„Brennraumasche“ oder „Grobasche“
bezeichnet. Meist wird die Asche aus den
Wärmetauschern mit der Rostasche gemeinsam
erfasst und bildet dann die Fraktion
der sogenannten „Rost- und Kesselasche“.
Nachdem das heiße Abgas den Wärmetauscher
durchlaufen hat, passiert es
in den meisten Heiz(kraft)werken einen
Zyklon, in dem die „Zyklonasche“ (auch
„Flugasche“, „Feinflugasche“) anfällt. Verfügt
das Heiz(kraft)werk über einen Elektro-
oder Gewebefilter oder eine Rauchgaskondensation,
fällt als dritte Fraktion die
„Filterasche“ (auch „Feinstflugasche“) bzw.
der „Kondensatschlamm“ an [12]. Der Inhalt
des folgenden Beitrags fokussiert auf
Rost- und Kesselaschen sowie Zyklonaschen.
Die Zusammensetzung der einzelnen
Aschefraktionen ist abhängig von den
Brennstoffen und der Anlagentechnik
[27]. Die chemischen Inhaltsstoffe in naturbelassenem
Holz, beispielsweise die
enthaltenen Nähr- bzw. Schadstoffe, variieren
je nach Holzart, Rindenanteil,
Wuchsstandort oder Verschmutzungsgrad
[7, 18, 34]. Haupt- und Spurenelemente
(v.a. viele Schwermetalle) sind bei den im
Brennraum herrschenden Temperaturen
unterschiedlich flüchtig [27].Sie reichern
sich daher unterschiedlich stark in Rost-,
Zyklon- oder Filterasche an [21, 22]. Zu
den leicht flüchtigen Schwermetallen zählen
Arsen, Cadmium, Blei, Zink und Quecksilber.
Schwerflüchtige Elemente wie
Chrom oder Kupfer verbleiben dagegen
vermehrt in Rost- und Kesselaschen. Die
stoffliche Nutzung von Biomasseaschen
stellt die Praxis vor große Herausforderungen
[30, 32, 33]. Komplexe rechtliche Rahmenbedingungen,
eine aufwändige Aschelogistik
aufgrund des dezentralen Anfalls,
schwankende Qualitäten sowie Aspekte
der Lager- und Arbeitssicherheit sind nur
einige der Punkte, die bei der stofflichen
Nutzung von Aschen berücksichtigt werden
müssen. Daneben befinden sich viele
Nutzungspfade noch im Entwicklungsbzw.
Pilotstadium [3, 19, 23, 35]. Folglich
wird die Asche aus Biomassefeuerungen
bislang häufig noch nicht als Koppelprodukt
der energetischen Nutzung nachwachsender
Rohstoffe und damit als wertvolles
Zwischenprodukt wahrgenommen,
sondern als Abfall eingestuft, der kostenpflichtig
entsorgt werden muss.
Biomasseaschen werden in Deutschland
und anderen europäischen Ländern je
nach technischen, wirtschaftlichen und
rechtlichen Gegebenheiten und unter Berücksichtigung
umweltrelevanter Aspekte
bereits zu unterschiedlichen Zwecken
stofflich genutzt. Eine verhältnismäßig
weit verbreitete Anwendung in Deutschland
ist die Verwendung von Aschen als
Dünger oder als Zuschlagstoff für Dünger
auf landwirtschaftlichen Flächen. So wurde
beispielsweise das bayerische Kalkwerk
Hermann Trollius GmbH 2019 mit dem
Nachhaltigkeitspreis der Deutschen Gesteinsindustrie
für die Herstellung von
Holzasche-Magnesiumkalk-Gemischen für
landwirtschaftliche und forstliche Anwendungen
ausgezeichnet [6]. Eine Anwendung
in der Forstwirtschaft findet vor allem
in Baden-Württemberg und in den
skandinavischen Ländern statt, indem
Asche oder Asche-Kalk- bzw. Asche-Kalkdolomit-Gemische
zur Bodenverbesserung
eingesetzt werden [11, 17, 37, 38]. Auch die
Vermischung von Aschen mit Kompost ist
ein manchmal in Deutschland genutzter
63

Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen VGB PowerTech 10 l 2020
Tab. 1. Grenzwerte bzw. Höchstgehalte (in Klammern) für Holzaschen nach der aktuellen DüMV
und BioAbfV (TM = bezogen auf die Trockenmasse).
Element Einheit aktuelle Grenzwerte
Verwertungspfad. In Österreich ist dieser
Pfad zwar ebenso rechtlich möglich, die
Begrenzung auf eine nur sehr geringe Beimischungsquote
von 2 % macht das Verfahren
aber unwirtschaftlich und es werden
dort keine relevanten Mengen über
diese Schiene verwertet [36]. Im Gegensatz
zu Deutschland werden in Österreich
etwa 40 % der jährlich anfallenden Aschen
von der Zement- und Baustoffindustrie
weiterverarbeitet [36]. Auch der Einsatz
der Aschen beim Straßen- und Wegebau
wurde in Österreich und Finnland erfolgreich
in Forschungsvorhaben getestet [3,
17, 28].
Aschen enthalten die Makronährstoffe Calcium,
Magnesium, Kalium und Phosphor
sowie zahlreiche Mikronährstoffe und eignen
sich daher besonders für Düngezwecke.
Das Bayerische Landesamt für Umwelt
LfU (2009) [30] gibt als durchschnittliche
Gehalte für Rost- und Kesselaschen 25 bis
45 m-% Calciumoxid (CaO), jeweils 3 bis
6 m-% Magnesiumoxid (MgO) und Kaliumoxid
(K 2 O) und 2 bis 3 m-% Phosphat
(P 2 O 5 ) an. Dadurch werden Aschen interessant
als Düngemittel. Die Wasserlöslichkeit
von Aschen liegt zwischen 10 und
30 %. Die Metalloxide in der Asche sind
ursächlich für den hohen pH-Wert der
Asche im alkalischen Bereich zwischen
pH 11 und pH 13.
Katzensteiner et al. (2011) [13] beschreiben
die Pflanzenverfügbarkeit von Calcium
und Kalium aus Holzaschen als „hoch“, die
Magnesiumverfügbarkeit als „mittel“ und
die Phosphatverfügbarkeit als „gering“.
„Gering“ bedeutet in diesem Zusammenhang,
dass weniger als 10 % des Gesamtphosphats
aus Holzaschen im Anwendungsjahr
für die Pflanze verfügbar sind.
Bei Gefäßversuchen wiesen Kebli et al.
(2017) [14] und Maltas et al. (2014) [24]
die Aufnahme von Kalium aus Holzasche
bei Raygras und Sonnenblumen nach. Bei
den Sonnenblumen ließ sich darüber hinaus
auch eine P-Aufnahme aus den Aschen
beobachten.
Da die Qualitätssicherung von Aschen sowie
von Produkten aus Aschen wegen möglicher
Schadstoffbelastungen vor allem für
die Anwendung als Düngemittel oder im
Rahmen der Waldkalkung eine wichtige
Rolle spielt, besteht in Deutschland die
Möglichkeit der Zertifizierung. Die Bundesgütegemeinschaft
Kompost e.V. (BGK)
und die Bundesgütegemeinschaft Holzasche
e.V. (BGH) als Spartengütegemeinschaft
der BGK verleihen das RAL-Gütezeichen
„GZ 252 Dünger oder Ausgangsstoff
für Dünger“. Eine Zertifizierung der
Aschen ist für eine stoffliche Verwertung
als Düngemittel nicht verpflichtend und sie
wird nur von wenigen Heizwerken genutzt.
Kürzlich wurde zudem das Gütesiegel für
„Dolomit-Holzasche-Gemische für die Bodenschutzkalkung“
der Deutschen Landwirtschafts-Gesellschaft
e.V. (DLG) entwickelt.
Für die Waldkalkung in Baden-Württemberg
sind zukünftig nur Waldkalkungsprodukte
mit diesem DLG-Gütesiegel zugelassen
[29]. Entsprechend wäre eine Zertifizierung
nach DLG-Siegel für diesen Verwertungspfad
notwendig.
1.2 Untersuchung zu
Holzaschen bayeri scher
Biomasseheiz(kraft)werke
Im Rahmen des TFZ-Forschungsprojekts
„AshUse“ (FKZ: G2/KS/17/02) werden die
Bandbreite und die Durchschnittswerte für
Nähr- und Schadstoffe in Aschen aus bayerischen
Biomasseheiz(kraft)werken dargestellt.
Hierzu wurden vor allem Rost- und
Kesselaschen, aber auch Gemische aus
Rost-, Kessel- und Zyklonaschen und reine
Zyklonaschen untersucht. Die Verwertung
von Rost- und Kesselaschen als Düngemittel
bzw. als Ausgangsstoff für Düngemittel
ist ein zumindest teilweise schon etablierter
Verwertungspfad in Bayern. Eine wichtige
Voraussetzung für die Zulassung als
Düngemittel ist die Einhaltung der Schwermetallgrenzwerte
in der deutschen Düngemittelverordnung
(DüMV) [4] und ggf. die
je nach Düngemittel geforderten Mindest-
Nährstoffgehalte. Wenn die Asche mit Bioabfall
oder Kompost vermischt wird, müssen
in bestimmten Fällen zusätzlich die
Grenzwerte der Bioabfallverordnung (Bio-
AbfV) [5] eingehalten werden [16]. Ta -
b e l l e 1 fasst diese Grenzwerte zusammen.
Die DüMV enthält darüber hinaus
noch Grenzwerte zu organischen Verbindungen
(perfluorierte Tenside, Dioxine
und dioxinähnliche Stoffe). Diese Verbindungen
fehlen üblicherweise in Aschen aus
Biomasseheiz(kraft)werken [30] und wurden
nicht untersucht.
1.2.1 Material und Methoden
Insgesamt wurden 18 Heizwerke mit einer
installierten Feuerungswärmeleistung
> 1 MW therm sowie eine Aschesammelstelle
mehrerer kleiner Heizwerke für die Beprobung
ausgewählt. Die Qualität der
DüMV DüMV (Forst) BioAbfV
Arsen mg/kg TM 40 60 -
Blei mg/kg TM 150 225 150
Cadmium mg/kg TM 1,5 2,25 1,5
Chrom, gesamt mg/kg TM - - 100
Chrom(VI) mg/kg TM 2 - -
Kupfer mg/kg TM (900) (2.000) 100
Nickel mg/kg TM 80 120 50
Quecksilber mg/kg TM 1 1,5 1
Thallium mg/kg TM 1 1,5 0
Zink mg/kg TM (5.000) (5.000) 400
PFT mg/kg TM 0,1 0,15 -
I-TE Dioxine und dl-PCB ng WHO-TEQ/kg TM 30 45 -
Aschen variierte dabei aufgrund von unterschiedlichen
Brennstoffen, Anlagentypen
oder Betriebsparametern der Feuerung.
An den meisten Standorten wurden
reine Rost- und Kesselaschen, an einem
Standort wurden zusätzlich Zyklonaschen
und in fünf Fällen auch Mischungen aus
Rost- und Kesselaschen mit Zyklonaschen
beprobt. Insgesamt wurden im Projekt
„AshUse“ 50 Ascheproben gewonnen. Je
nach Vorgehensweise beim Aschemanagement
unterschied sich die Lagerdauer der
Rost- und Kesselaschen an den Heizwerken
erheblich und reichte von wenigen
Tagen bis hin zu mehreren Wochen. Bei
zehn Anlagen erfolgte die Probenahme in
zwei unterschiedlichen Heizperioden
(2018/2019 sowie 2019/2020). Sieben
Anlagen und das Aschesammellager wurden
nur einmal beprobt. Am TFZ-eigenen
Heizwerk wurde über eine gesamte Heizperiode
hinweg eine Serie von insgesamt
20 Ascheproben gewonnen (12 × Rostund
Kesselaschen, 8 × Zyklonaschen).
Um aussagekräftige Analysenergebnisse
zu erhalten, war es notwendig aus den jeweils
an den Heizwerken gelagerten
Aschen eine Mischprobe zu erstellen. Die
Probenahme erfolgte direkt am Heizwerk
gemäß LAGA PN 98 [20] durch einen
sachkundigen Probenehmer. Das Mindestvolumen
einer Einzelprobe vor Ort
und der aus den Einzelproben durch Probenzusammenführung,
Homogenisierung
und Teilung erstellten Laborprobe ist dabei
abhängig von der maximalen Korngröße
der Asche und betrug zwischen 0,5 und
10 Liter. Fein gekörnte Aschen haben dabei
ein niedrigeres Mindestvolumen als
grobkörnige Aschen. Die Mindestanzahl
der Einzelproben ergibt sich aus der
Grundmenge der gelagerten Rost- und
Kesselasche bzw. Zyklonasche. Bis zu einem
Volumen von 30 m 3 sollen nach LAGA
PN 98 beispielsweise mindestens acht Einzelproben
gezogen werden.
64

VGB PowerTech 10 l 2020
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen
Bild 1. Probenahme von Rost- und Kesselasche nach LAGA PN 98 [20].
Bei den Probenahmen wurden die Einzelproben
fotografisch festgehalten (B i l d 1 ).
Um von den Einzelproben zur Laborprobe
zu kommen, wurden diese zu einer Gesamtprobe
aufgekegelt und mit einer
Schaufel gründlich durchmischt. Danach
erfolgte eine Vierteilung des Kegels. Zwei
gegenüberliegende Kegel wurden verworfen.
Die beiden übrigen Viertel wurden erneut
zusammengeführt, sorgfältig durchmischt
und daraus die Laborprobe gezogen.
Jede Probenahme wurde auf einem
Probenahmeprotokoll dokumentiert.
Eine Ausnahme hinsichtlich der Probenahme
bildete das TFZ-eigene Heizwerk. Hier
wurden zwölf Einzelproben der Rost- und
Kesselasche durch Mittelwertbildung zu
einer theoretischen Mischprobe für die gesamte
Heizperiode zusammengefasst.
Alle Proben wurden vom gleichen Labor
(Wessling GmbH, Neuried) analysiert. Untersucht
wurden zunächst die düngewirksamen
Bestandteile in den Aschen. Neben
den Makronährstoffen Calcium (Ca), Phosphor
(P), Kalium (K) und Schwefel (S) wurden
zudem die Gehalte der Mikronährstoffe
Kobalt (Co), Eisen (Fe), Mangan (Mn),
Molybdän (Mo), Natrium (Na) und Selen
(Se) analysiert. Schwermetalluntersuchungen
umfassten Arsen (As), Blei (Pb), Cadmium
(Cd), Chrom (Cr), sowohl als Gesamtgehalt
als auch als Chrom(VI), Kupfer
(Cu), Nickel (Ni), Quecksilber (Hg), Thallium
(Th) und Zink (Zn). Daneben wurden
der pH-Wert, der Wassergehalt und der
Glühverlust der Aschen gemessen.
1.2.2 Ergebnisse und Diskussion
Im Folgenden werden die Schwermetallund
Nährstoffgehalte der untersuchten
Rost- und Kesselaschen sowie der Mischungen
aus Rost-, Kessel- und Zyklonasche
vorgestellt. Weitere Unterabschnitte umfassen
die Gegenüberstellung von Rostund
Kesselasche zur Zyklonasche aus dem
TFZ-Heizwerk. Abschließend wird betrachtet,
welche Düngemitteltypen nach
DüMV und BioAbfV mit den erfassten
Aschequalitäten erreichbar wären.
1.2.2.1 Qualität der Rost- und
Kesselaschen
Die Analyse der Aschen umfasste Schwermetalle,
Nährstoffe, pH-Wert, Wassergehalt
und Glühverlust. Zunächst werden die
Ergebnisse zu den Schwermetallen näher
betrachtet. (B i l d 2 ). Je Element sind die
Einzelergebnisse als Punktwolke und als
Rost- und Kesselaschen (n = 26)
Konzentration
Konzentration
Boxplot mit Minimum und Maximum dargestellt.
Die zwölf Ascheproben des TFZ-
Heizwerks gehen dabei als gemittelter Einzelwert
in die Auswertung ein, um Gewichtungseffekte
zu vermeiden. Hierdurch
ergibt sich eine Gesamtzahl von n = 26 für
die Rost- und Kesselaschen. Darüber hinaus
wurden die Grenzwerte für landwirtschaftliche
und forstliche Anwendung
nach DüMV und die Grenzwerte der Bio-
AbfV eingezeichnet (vgl. B i l d 2 ).
Die zulässigen Werte der DüMV werden in
einem Fall für Blei (3 %) und in drei Fällen
für Cadmium (8 %) überschritten. Diese
Überschreitungen gelten sowohl für die
ackerbauliche als auch die forstliche Anwendung,
obwohl für die forstliche Anwendung
ein um 50 % höherer Schwermetallgehalt
zulässig ist (Ta b e l l e 1 ). Für
eine Anwendung auf Ackerflächen gilt nach
DüMV zudem ein Grenzwert für Chrom(VI)
in Höhe von 2,0 mg/kg. Diesen überschreiten
62 % der Rost- und Kesselaschen. Diese
Erkenntnis deckt sich mit Untersuchungen
des Bayerischen Landesamtes für Umwelt
(LfU) [30], die auf häufige Überschreitungen
des Chrom(VI)-Grenzwerts bei Rostund
Kesselaschen bei der Holzverbrennung
hinweisen. Das LfU empfiehlt bezüglich einer
stofflichen Verwertung von Holzaschen
v.a. auf Chrom(VI) ein besonderes Augenmerk
zu richten. In der BioAbfV gibt es keinen
Grenzwert für Chrom(VI). Allerdings
sind in der BioAbfV einige der anderen
Grenzwerte niedriger als in der DüMV. Bemessen
nach BioAbfV werden die Grenzwerte
bei Kupfer (19 %, n = 5), Nickel (8 %,
n = 2) und Zink (15 %, n = 4) durch einzelne
Proben überschritten.
Zehn Heizwerke wurden doppelt beprobt.
Nur zwei Heizwerke hielten in beiden Pro-
DüMV Grenzwert
DüMV Grenzwert f. Forststandorte
BioAbfV Grenzwert
Arsen (AS) Blei (Pb) Cadmium (Cd) Chrom (Cr) Chrom(VI) (Cr(VI))
Kupfer (Cu)
Nickel (Ni)
Quecksilber (Hg)
Thallium (Tl)
Zink (Zn)
Bild 2. Schwermetallgehalte der 26 Rost- und Kesselaschen als Punktwolken sowie als Boxplots mit
25 %- und 75 %-Quantil (Box) und Minimum zum Maximum (Whisker). Horizontale Linien
geben die jeweiligen Grenzwerte nach DüMV und BioAbfV wieder.
65

Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen VGB PowerTech 10 l 2020
ben den Grenzwert für Chrom(VI) ein. Dabei
handelt es sich jeweils um Anlagen mit
Nassentaschung, wohingegen alle anderen
Anlagen trocken entaschen. Bei den trocken
entaschenden Anlagen überschritt
mindestens eine Probe je Heizwerk den
Grenzwert für Chrom(VI). Bei drei Anlagen
wurde der Grenzwert sogar beide Male
überschritten. Dass eine Anfeuchtung von
Rostaschen zu verminderten Chrom(VI)-
Gehalten führt, deckt sich mit Praxiserfahrungen
an Holzheizwerken, wo Holzaschen
gezielt befeuchtet wurden, um eine Umwandlung
in Chrom(III) zu erzielen [8].
Der Grenzwert für Cadmium wurde von
zwei Anlagen überschritten. Dabei kam es
bei einer Anlage bei beiden Proben zu einer
Überschreitung. Die Betreiber der anderen
Anlage stellten hingegen zwischen den beiden
Probenahmen eine undichte Stelle in
der Rahmenkühlung des Rostes fest. Der
dort erfolgte Wassereintritt führte wohl zu
einer Abkühlung des Glutbetts und verhinderte
somit ein Verdampfen des Cadmiums.
Nach Behebung dieses Schadens wurde
an dieser Anlage keine Überschreitung
des Cadmiumgrenzwertes in der Rost- und
Kesselasche mehr festgestellt.
Überschreitungen der Nickel- und Kupfer-
Grenzwerte der BioAbfV traten bei doppelt
beprobten Heizwerken jeweils nur in einer
Probe auf. Der BioAbfV-Grenzwert für Zink
wurde bei einem Heizwerk von beiden Proben
überschritten. In den drei Ascheproben
mit Überschreitungen beim Cadmium wurde
zeitgleich auch der BioAbfV-Grenzwert
für Zink überschritten. Wie Schilling et al.
(2020) [31] zeigen, korrelieren sowohl
Zink als auch Cadmiumgehalte in Rostaschen
negativ mit der Brennraumtemperatur.
Das Auftreten von hohen Gehalten
dürfte also mit relativ niedrigen Brennraumtemperaturen
zusammenhängen.
Insgesamt hielten nur acht der beprobten
Rost- und Kesselaschen alle Schwermetallgrenzwerte
nach der DüMV und der Bio-
AbfV ein (Ta b e l l e 1 ). Geht man davon
aus, dass sich Chrom(VI) durch geeignete
Aufbereitungsmaßnahmen, z.B. durch Anfeuchten
der Aschen, ausreichend stark
reduzieren lässt [8], halten 85 % der
Aschen (n = 22) die weiteren Grenzwerte
der DüMV ein. Insgesamt 54 % der Aschen
(n = 14) halten zusätzlich auch die Anforderungen
der BioAbfV hinsichtlich der maximal
zulässigen Schwermetallkonzentrationen
ein.
In Rost- und Kesselaschen ist eine Vielzahl
an Nährstoffen enthalten. Die Summe der
basisch wirksamen Bestandteile sowie die
Einzelwerte für Calcium (berechnet als
CaO), Kalium (berechnet als Kaliumoxid
K 2 O), Magnesium (berechnet als Magnesiumoxid
MgO) und Phosphor (berechnet
als Phosphat P 2 O 5 ) sind in B i l d 3 als
Punktwolken sowie als Boxplots dargestellt.
Die Gehalte der darüber hinaus enthaltenen
Spurennährstoffe und weitere
Parameter zeigt Ta b e l l e 2 .
Massenanteil
80
m-%
60
50
40
30
20
10
0
Basisch
wirksame
Bestandteile
Für CaO, MgO und P 2 O 5 liegt die Mehrheit
der hier analysierten Rost- und Kesselaschen
in dem Bereich, der von Reichle et al.
(2009) [30] angegeben wird (siehe Kapitel
2.1). Höhere Werte wurden v.a. für Kaliumoxid
gemessen. Hier liegt der Mittelwert
bei 6,3 m-% TM und 50 % der Analysenergebnisse
lagen zwischen 4,5 und
7,5 m-% TM (25 %- und 75 %-Quantil).
Obernberger (1997) [26] gibt als Durchschnittswert
für den Gehalt von Kaliumoxid
in 12 Rostaschen aus der Verbrennung
von Holzhackschnitzeln ebenfalls einen
höheren Wert als Reichle et al. (2009) [30]
von 6,7 m-% TM an. Der mittlere Phosphatgehalt
liegt bei Obernberger bei 3,6 m-%
TM und somit um ca. einen Prozentpunkt
höher als in der vorliegenden Untersuchung.
Es zeigt sich somit deutlich, dass die Nährstoffgehalte
in Rost- und Kesselaschen aus
der Holzverbrennung in einem weiten
Wertebereich schwanken können. Analog
geht auch der FNR-Leitfaden „Feste
Biobrennstoffe“ (2014) [9] für Feuerrau-
33
Calcium
(berechnet
alsCaO)
29
3,9
Magnesium
(berechnet
als MgO)
Rost- und Kesselaschen (n=26)
Kalium
(berechnet
als K 2 O)
6,3
2,6
Phosphor
(berechnet
als P 2 O 5 )
Bild 3. Hauptnährstoffe der 26 Rost- und Kesselaschen (bezogen auf die Trockenmasse) als
Punktwolken sowie als Boxplots mit 25 %- und 75 %-Quantil (Box) und Minimum zum
Maximum (Whisker). Die Zahlen neben den Boxplots sind jeweils die Mittelwerte.
Tab. 2. Analysenergebnisse der Spurennährstoffe und weiterer Parameter von 26 Rost- und
Kesselaschen aus bayerischen Biomasseheiz(kraft)werken mit einer installierten Leistung
> 1 MW (TM = Trockenmasse).
Parameter Einheit Min 1. Quantil Median Mittelwert 3. Quantil Max
Schwefel m-% TM 0,0 0,1 0,1 0,1 0,2 0,4
gesamt (S)
Bor (B) mg/kg TM 0 92 145 148 195 330
Eisen (Fe) mg/kg TM 5.000 12.000 14.500 14.057 16.750 26.083
Kobalt (Co) mg/kg TM 4,1 9,1 12,5 13,0 15,8 28,0
Mangan (Mn) mg/kg TM 1.000 4.075 12.500 11.772 15.750 40.000
Molybdän (Mo) mg/kg TM 2,0 2,7 5,0 4,1 5,0 7,0
Natrium (Na) mg/kg TM 970 2.425 2.750 3.362 4.181 8.000
Selen (Se) mg/kg TM 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0
pH-Wert 12,3 12,7 12,8 12,8 12,8 13,3
Wassergehalt m-% 0,0 0,0 0,5 6,2 9,9 32,7
Glühverlust m-% TM 0,0 0,0 0,0 0,6 1,3 3,6
maschen aus der Verbrennung von Biomasse
von großen Schwankungsbereichen
zwischen 0,2 und 14,4 m-% TM für K 2 O
bzw. zwischen 0,01 und 11,3 %TM für P 2 O 5
aus. Die dort genannten Mittelwerte von
6,4 m % TM für K 2 O und 2,6 m-% TM für
P 2 O 5 passen wiederum gut zu den in
B i l d 3 wiedergegebenen Werten aus dieser
Studie.
Die pH-Werte der untersuchten Aschen variieren
zwischen pH 12,3 (Minimum) und
pH 13,3 (Maximum) (Ta b e l l e 2 ). Sie
schwanken damit recht eng um den Mittelwert
von pH 12,8 und liegen innerhalb der
Bandbreite von pH 11 bis pH 13, den Reichle
et al. (2009) [30] für Holzaschen angeben.
Die meisten Aschen waren sehr trocken
(Median = 0,5 m-%). Nur die beiden Anlagen
mit Nassentaschung heben den mittleren
Wassergehalt auf 6,2 m-%. Bei den nass
entaschenden Anlagen variierte der Wassergehalt
zwischen 21 und 33 m-%.
Die meisten Aschen sind komplett ausgebrannt
und weisen einen nur geringen
Glühverlust auf. Dieser betrug im Mittel
66

VGB PowerTech 10 l 2020
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen
0,6 m-% und erreichte maximal 3,6 m-%.
Damit bleiben alle Aschen unter dem Wert
von 5 m-%. Unterhalb eines Glühverlusts
von 5 m-% kann davon ausgegangen werden,
dass sich keine organischen Schadstoffe
in der Asche befinden [30].
Tab. 3. Mittlere Schwermetall- und Nährstoffkonzentrationen (inkl. Standardabweichung) in
Rost- und Kesselaschen und in den dazugehörigen Zyklonaschen aus acht paarweisen
Probenahmen am TFZ-Heizwerk. Signifikant unterschiedliche Mittelwertpaare sind fett
gedruckt.
Parameter Einheit Rost- und Kesselasche Zyklonasche
1.2.2.2 Verteilung der Elementfrachten
zwischen Rostasche und
Zyklonasche (TFZ-Heizwerk)
Am hauseigenen Heizwerk des TFZ wurde
die Verteilung der Elementfrachten zwischen
Rost- und Kesselasche und Zyklonasche
untersucht. Dazu wurde an acht Zeitpunkten
innerhalb einer Heizperiode jeweils
die aktuell anfallende Rostasche
sowie die Zyklonasche separat beprobt.
Flüchtige Aschebestandteile wie Arsen-,
Cadmium-, Blei-, Zink- und Quecksilberverbindungen
verdampfen bei den hohen
Temperaturen im Feuerraum [30]. Aus diesem
Grund können flüchtige Bestandteile
aus dem heißen Glutbett ausgetragen werden
und sich durch Kondensation in der
Zyklonasche anreichern. Die Folge sind erhöhte
Konzentrationen in der Zyklonasche
im Vergleich zur Rost- und Kesselasche.
Aus dem Datensatz der am TFZ-Heizwerk
gewonnen Proben sollte sich dieser Zusammenhang
direkt nachprüfen lassen.
Ta b e l l e 3 zeigt die Schwermetall- und
Nährstoffkonzentrationen in den Rost- und
Kesselaschen im direkten Vergleich mit
den dazugehörigen Zyklonaschen. Angegeben
sind jeweils der Mittelwert und die
Standardabweichung der acht paarweise
gezogenen Proben. Mittelwertpaare, die
sich signifikant unterscheiden, sind fett gedruckt.
Die Mittelwerte wurden mit dem
Wilcoxon-Vorzeichen-Rang-Test verglichen.
An den Stellen, bei denen die Standardabweichung
den Wert 0,0 beträgt, haben
alle Proben bezüglich dieses Elements
die Nachweis- bzw. Bestimmungsgrenze
unterschritten. Als Konzentration wurde
dann die angegebene Nachweis- bzw. Bestimmungsgrenze
verwendet. Für die Elemente
Arsen und Quecksilber, die auch in
der Zyklonasche mit sehr geringen Konzentrationen
vorkommen, kann es aus diesem
Grund zu einer Verzerrung bei der Berechnung
der Elementfrachten kommen, da
durch dieses Vorgehen sowohl in der Rostund
Kesselasche als auch in der Zyklonasche
ein ähnlich hoher Wert angenommen
werden muss. Tatsächlich ist jedoch anzunehmen,
dass der Anteil der beiden leicht
flüchtigen Elemente Arsen und Quecksilber
in der Zyklonasche höher ist als in der
Rost- und Kesselasche. Die Nachweisgrenze
der Analyse über das externe Labor lässt
diesen Rückschluss jedoch nicht zu.
Die Interpretation der Ergebnisse in Ta -
b e l l e 3 erfolgt anhand der berechneten
absoluten Elementfrachten bezogen auf
die Gesamtmasse des jeweiligen Elements
in der Asche (B i l d 4 ). Um quantitative
Aussagen darüber zu treffen, wie sich die
tatsächlichen Frachten der einzelnen Elemente
zwischen der Rost- und Kesselasche
und der Zyklonasche verteilen, sind zunächst
sinnvolle Annahmen zum Massenverhältnis
zwischen Rost- und Kesselasche
und der dazugehörigen Zyklonasche notwendig.
Für Festbettfeuerungen wird üblicherweise
ein Anteil von 10 bis 30 m-%
Zyklonasche angenommen [9, 13, 25, 39].
Feine Flugaschen werden bei der folgenden
Betrachtung nicht berücksichtigt. Der
tatsächliche Anteil der Zyklonasche hängt
dabei von unterschiedlichen Faktoren ab,
beispielsweise von der Turbulenz der Primärluft
im Glutbett oder der Feinheit des
Brennstoffs, wie ein Vergleich der Aschefraktionen
aus Holzhackschnitzeln bzw.
Sägespänen als Brennstoff zeigt [26]. Mit
diesen Annahmen lässt sich aus den acht
paarweisen Analysen der Rost- und Kesselasche
und der Zyklonasche am TFZ-eigenen
Heizwerk ableiten, wie sich die Frachten
der Schwermetalle und Nährstoffe zwischen
den Aschefraktionen aufteilen. In
B i l d 4 sind neben dem 1:1 Mischungsverhältnis
(unterstes Säulendiagramm) die
Aufteilung der Frachten bei 10 m-%,
20 m-% und 30 m-% Zyklonasche an der
Gesamtasche dargestellt.
Schwermetallverbindungen, die Blei, Cadmium,
Thallium, Quecksilber und Zink
enthalten, sind leicht flüchtig und finden
sich in allen Berechnungen zum überwiegenden
Teil in der Zyklonasche wieder.
Mittelwert Stdabw. Mittelwert Stdabw.
Arsen (As) mg/kg TM 5,0 0,0 8,7 2,5
Blei (Pb) mg/kg TM 5,0 0,0 123,3 65,6
Cadmium (Cd) mg/kg TM 0,5 0,1 56,3 14,7
Chrom (Cr) mg/kg TM 41,1 7,3 54,4 10,4
Chrom(VI) (Cr(VI)) mg/kg TM 1,9 1,3 2,1 0,7
Kupfer (Cu) mg/kg TM 32,9 27,8 77,1 20,5
Nickel (Ni) mg/kg TM 46,0 9,1 51,9 8,7
Quecksilber (Hg) mg/kg TM 0,1 0,0 0,4 0,2
Thallium (Tl) mg/kg TM 0,4 0,0 5,5 2,1
Zink (Zn) mg/kg TM 110 25,4 3.787 788,1
Kalk (CaO) m-% TM 20,9 5,9 25,3 8,8
Basisch wirks. Stoffe (CaO) m-% TM 30,7 10,4 40,5 6,1
Phosphat, gesamt (P 2 O 5 ) m-% TM 3,3 1,8 3,9 1,4
Kaliumoxid ges. (K 2 O) m-% TM 10,1 3,3 8,5 3,0
Magnesiumoxid ges. (MgO) m-% TM 4,0 0,9 5,3 1,1
Schwefel gesamt (S) m-% TM 0,1 0,0 1,8 0,3
Bor (B) mg/kg TM 191,3 40,8 435,0 72,6
Eisen (Fe) mg/kg TM 16.125 3.370 35.125 11.263
Kobalt (Co) mg/kg TM 20,6 6,5 29,9 13,4
Mangan (Mn) mg/kg TM 15.850 7.284 24.213 11.097
Molybdän (Mo) mg/kg TM 2,2 0,2 4,7 0,9
Natrium (Na) mg/kg TM 4.525 1.253 2.788 491
Beispielsweise reichert sich Cadmium auch
beim als niedrigsten angenommenen Zyklonascheanteil
von 10 m-% an der Gesamtasche
mit bis zu 93 m-% in der Zyklonasche
an. Arsen ist ebenfalls leicht flüchtig.
Weil aber die Konzentrationen in Rost- und
Zyklonasche insgesamt sehr niedrig waren
und daher häufig die Nachweis- bzw. Bestimmungsgrenze
als Konzentration in den
Aschefraktionen eingesetzt werden musste,
errechnen sich überhöhte Rost- und
Kesselascheanteile für dieses Element.
Sollten bei leicht flüchtigen Elementen
hohe Konzentrationen in der Rost- und
Kesselasche beobachtet und eine Verwertung
als Düngemittel infrage gestellt werden,
könnte eine Erhöhung der Temperatur
im Glutbett eine Verminderung der Gehalte
bringen. Kupfer, Chrom und Nickel sind
schwerer flüchtig und finden sich, je nach
Berechnung, nur zu 11 bis 50 m-% in der
Zyklonasche wieder. Sie verbleiben somit
überwiegend in der Rost- und Kesselasche.
Obernberger (1997) [27] zeigt für Holzhackschnitzel
grundsätzlich ähnliche Verhältnisse
zwischen Rost- und Kesselasche
und Zyklonasche. Allerdings sind die berichteten
Konzentrationsanteile in der Zyklonasche
durchweg etwas niedriger als am
TFZ (Ausnahmen sind K und P), was an
unterschiedlichen Feuerraum- und Zyklontemperaturen
der von Obernberger untersuchten
Heizwerke liegen kann. Die Feuer-
67

Basisch wirksame
Bestandteile
Magnesium (Mg)
Calcium (Ca)
Phosphor (P)
Nickel (NI)
Chrom(VI) (Cr(VI))
Kalium (K)
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen VGB PowerTech 10 l 2020
Aufteilung bei
10 % Zyklonasche
Aufteilung bei
20 % Zyklonasche
Aufteilung bei
30 % Zyklonasche
Aufteilung bei
50 % Zyklonasche
Cadmium (Cd)
Zink(Zn)
Blei (Pb)
raumtemperaturen nahe dem Glutbett sind
für das TFZ-Heizwerk nicht bekannt.
1.2.2.3 Qualität von Mischungen aus
Rost- und Kesselasche mit
Zyklonasche
In einigen Heizwerken wird die Rost- und
Kesselasche und die Zyklonasche bauartbedingt
in einem gemeinsamen Behälter
gesammelt. Alle fünf Proben dieser Mischaschen
überschreiten den DüMV-
Grenzwert für Cadmium. Weitere Überschreitungen
traten bei Chrom(VI) (n = 4),
Thallium (n = 1) und Blei (n = 1) auf. Diese
Ergebnisse machen deutlich, dass für
Biomasseheiz(kraft)werke, die naturbelassenes
Holz einsetzen, eine getrennte
Sammlung von Rost- und Kesselasche
und von Zyklonasche empfehlenswert ist,
wenn eine Verwendung der Rost- und Kesselasche
zu Düngezwecken angestrebt
wird.
In speziellen Fällen – beispielsweise bei der
Verfeuerung von Agrarbrennstoffen wie
Stroh – kann ein Gemisch aus Rost- und
Kesselasche und Zyklonasche die Grenzwerte
der DüMV dagegen häufig einhalten
Schwefel (S)
Thallium (Tl)
Quecksilber (Hg)
Kupfer (Cu)
Bor(B)
Eiwn (Fe)
Zyklonasche
Rost- und Kesselasche
Bild 4. Verhältnis der Elementfrachten in Rost- und Kesselasche und Zyklonasche des
TFZ-Heizwerks bei hypothetischen Mischungsverhältnissen mit Zyklonascheanteilen
von 10 m-%, 20 m-%, 30 m-% und 50 m-%.
Molybdän (Mo)
Alsen (As)
Mangan(Mn)
Cobalt (Co)
Chrom (Cr)
[2]. Dies liegt an den i.d.R. geringeren
Schwermetallgehalten der Agrarbrennstoffe
im Vergleich zu Holzbrennstoffen.
1.2.2.4 Verwertbarkeit der untersuchten
Aschen auf landwirtschaftlichen,
forstlichen und sonstigen
Flächen
Holzaschen aus der Verbrennung von unbehandeltem
Holz können zur Nutzung ihres
Nährstoffgehaltes auf landwirtschaftlich
oder gärtnerisch genutzten Flächen zur
Düngung eingesetzt werden [30]. Weiter
können die Aschen Komposten zugesetzt
oder im Wald, z.B. im Rahmen der Bodenschutzkalkung
verwertet werden. Um als
Düngemittel oder als Ausgangsstoff für die
Düngemittelproduktion zugelassen werden
zu können, müssen die Aschen zunächst die
in der Düngemittelverordnung festgelegten
Schwermetallgrenzwerte einhalten (DüMV
Anlage 2, Tab. 1.4, Sp. 4). Bei der Vermischung
mit Kompost bzw. Bioabfall können
zusätzlich die Grenzwerte der BioAbfV zur
Anwendung kommen [16]. Für den Einsatz
als Düngemittel sind Rost- und Kesselaschen
zugelassen. Zyklonaschen sind dann
zulässig, wenn es sich beim Zyklon nicht
um die letzte filternde Einheit handelt. Sind
für einen Düngemitteltyp Mindestnährstoffgehalte
vorgeschrieben, so sind diese
einzuhalten. Zum Inverkehrbringen von
Aschen als Düngemittel sind weitere Anforderungen
zu erfüllen, die beispielsweise im
Merkblatt zur „Verwertung und Beseitigung
von Holzaschen“ des LfU (2009) [30]
zu entnehmen sind.
Die nachfolgende Beurteilung der in diesem
Kapitel untersuchten Aschen beruht
nur auf deren Schwermetall- und Nährstoffgehalten.
Weiterführende Vorschriften,
beispielsweise die Düngeverordnung
(DüV) werden nicht beachtet.
1.2.2.4.1 Rost- und Kesselaschen
Bei 62 % der Rost- und Kesselaschen treten
Chrom(VI)-Gehalte über dem Grenzwert
der DüMV für ackerbauliche Anwendung
auf. Durch eine geeignete Ascheaufbereitung
lässt sich Cr(VI) meist in das unschädliche
Cr(III) überführen. Sieht man von der
Cr(VI)-Belastung ab, überschreiten 4 % der
Rost- und Kesselaschen den DüMV-Grenzwert
für Blei und 12 % den Grenzwert für
Cadmium. Insgesamt würden somit 85 %
der Rost- und Kesselaschen die Grenzwerte
der DüMV (ohne Cr(VI)) einhalten. Die
nachfolgende Einordnung nach möglichen
Düngemitteltypen erfolgt nur für diese
Aschen. Die jeweiligen Prozentangaben beziehen
sich dagegen auf alle beprobten
Rost- und Kesselaschen.
Die Aschen, die außer Chrom(VI) keine
weiteren Grenzwerte der DüMV überschreiten,
enthalten alle mehr als 15 m-%
TM CaO und erreichen damit die Voraussetzung
für einen „Kalkdünger aus Asche
aus der Verbrennung pflanzlicher Stoffe“
(DüMV Anlage 1, Abschnitt 1.4.6 i. V. mit
Anlage 2 Tab. 6.4, Z. 6.4.11). Ein in Bayern
und Baden-Württemberg etablierter Verwertungspfad
besteht in der Vermischung
von Aschen dieser Qualität mit Kalk- bzw.
Kalkdolomit zu „Kohlensaurem Kalk“
(DüMV Anlage 1, Abschnitt 1.4.1 i.V. mit
Anlage 2, Tab. 7.3, Z. 7.3.16). Der Ascheanteil
darf dabei 30 m-% nicht überschreiten.
Theoretisch wäre auch eine Vermischung
dieses Kalkdüngers aus Asche mit Bioabfall
möglich. Allerdings wären dann Mindestnährstoffgehalte
im fertigen Produkt in
Höhe von 3 m-% N, 3 m-% P 2 O 5 oder 3 m-%
K 2 O in der Trockenmasse einzuhalten
(DüMV Anlage 1 Nr. 3.2 Spalte 6). Diese
Gehalte werden nach Einschätzung von
Kehres (2016) [16] von Mischungen aus
Rost- und Kesselasche und Bioabfall in der
Regel nicht erreicht.
Für einen Großteil der Rost- und Kesselaschen
(69 %) wäre die Einordnung als „PK-
Dünger aus Asche aus der Verbrennung
pflanzlicher Stoffe“ möglich, da mindestens
2 m-% P 2 O 5 und 3 m-% K 2 O in ihrer
Trockenmasse enthalten sind (DüMV Anlage
1, Abschnitt 2.3 i.V. mit Anlage 2 Tab.
7.3., Z. 7.3.16).
68

VGB PowerTech 10 l 2020
Bewertung der Nährstoff- und Schwermetallgehalte von Holzaschen
Vier der Aschen (entspricht ca. 15 %) enthalten
Kaliumoxidgehalte von mindestens
10 m-% TM und würden damit die Anforderung
an einen „Kaliumdünger aus Asche
der Verbrennung pflanzlicher Stoffe“
(DüMV Anlage 1, Abschnitt 1.3.4 i.V. mit
Anlage 2 Tab. 6.3., Z. 6.3.3) erfüllen.
Holzaschen können auch in der Kompostierung
eingesetzt werden. Sollen die entstehenden
„organisch-mineralischen Düngemittel“
nach Anlage 1 Abschnitt 3.2
DüMV auf landwirtschaftlichen Flächen
ausgebracht werden, müssen zusätzlich
die Grenzwerte der BioAbfV eingehalten
werden. Unter Berücksichtigung der Überschreitungen
bei Chrom(VI) nach der
DüMV, halten insgesamt noch 54 % der untersuchten
Rost- und Kesselaschen auch
die Grenzwerte der BioAbfV ein. Die
Grenzwerte der BioAbfV müssen allerdings
nicht eingehalten werden, wenn die Aufbringung
auf Flächen erfolgt, für die die
BioAbfV nicht zur Anwendung kommt, so
etwa im Garten- und Landschaftsbau oder
wenn aus der Mischung aus Asche und
Kompost Substrate oder Oberbodenmaterialien
hergestellt werden [16]. Dieser
letztgenannte Verwertungspfad wäre somit
für 85 % der untersuchten Rost- und
Kesselaschen möglich, solange eine Reduzierung
des Chrom(VI)-Gehalts vorausgesetzt
werden kann.
1.2.2.4.2 Mischungen aus Rost- und
Kesselasche mit Zyklonasche
Von den mit Zyklonasche vermischten
Rost- und Kesselaschen kann keine die Anforderungen
hinsichtlich der Schwermetallgrenzwerte
der DüMV oder der BioAbfV
erfüllen. Sie kommen daher als Ausgangsstoff
für Düngemittel nicht infrage. Diese
Aschen sind somit von einer Ausbringung
auf land- und forstwirtschaftlichen Flächen
ausgeschlossen. Bei einer angestrebten
Verwertung von Rost- und Kesselaschen
ist daher eine getrennte Sammlung
dieser Aschefraktionen und eine separate
Weiterverwendung zu empfehlen.
1.2.3 Ausblick
Bei der energetischen Nutzung von naturbelassenem
Holz in Biomasseheiz(kraft)
werken fallen Verbrennungsrückstände in
Form von Asche an. Die verstärkte Nutzung
von Nebenprodukten und Reststoffen trägt
zur Schonung der natürlichen Ressourcen
bei. Es hat sich gezeigt, dass die anfallenden
Rost- und Kesselaschen für eine Verwertung
als Düngemittel oder Ausgangsstoff
für Düngemittel grundsätzlich in
Frage kommen. Entscheidend ist jedoch
eine Qualitätssicherung der Aschen und die
Beachtung der relevanten gesetzlichen Vorgaben.
Wie eine ebenfalls im Rahmen des Projekts
„AshUse“ durchgeführte Umfrage gezeigt
hat, bestehen aus Sicht der Heizwerkbetreiber
die Herausforderungen bei der Umsetzung
einer stofflichen Verwertung u.a.
in rechtlichen Unsicherheiten, schwankenden
Aschequalitäten und geringen wirtschaftlichen
Erlösen. Häufig fehlt es auf
Betreiberseite zudem am Wissen zu Qualitätsmanagementstrategien,
beispielsweise
wie eine definierte Aschequalität zuverlässig
eingehalten und nachgewiesen werden
kann [1]. Die geplanten weiterführenden
Arbeiten am TFZ werden daher auf den Bereich
Qualitätsmanagement bei der Erzeugung
von Holzaschen am Biomasseheiz
(kraft)werk fokussieren.
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56 Seiten.
[37] Wilpert, K. v. (2016): Begründung, Technik
und Wirkung der Bodenschutzkalkung.
Stand: 08.04.2016. Forstliche Versuchsund
Forschungsanstalt Baden-Württemberg
(FVA) (Hrsg.). URL: https://www.
waldwissen.net/wald/boden/fva_bodenschutzkalkung/index_DE/printerfriendly?,
4 Seiten.
[38] Wilpert, K. v.; Bösch, B; Bastian, P.; Zirlewagen,
D.; Hepperle, F.; Holzmann, S.;
Puhlmann, H.; Schäffer, J.; Kändler, G.;
Sauter, U. H. (2011): Biomasse-Aufkommensprognose
und Kreislaufkonzept für den
Einsatz von Holzaschen in der Bodenschutzkalkung
in Oberschwaben. Forstliche Versuchs-
und Forschungsanstalt Baden-
Württemberg (FVA), Abteilung Boden und
Umwelt, Freiburger Forstliche Berichte
Heft 87, 167 Seiten.
[39] Zimmermann, S.; Hässig, J.; Landolt, W.
(2010): Literaturreview Holzasche – Wald.
Nährstoffentzug durch Holzernte, abiotische
und biotische Wirkungen. Studie im
Auftrag des Bundesamtes für Umwelt
BAFU, Stand: 26. März 2010. Birmensdorf:
Eidgenössische Forschungsanstalt
für Wald, Schnee und Landschaft (WSL),
80 Seiten. l
VGB-Standard
Maßnahmen zur Verminderung von Abzehrungen in
abfall- und biomassegefeuerten Dampferzeugern
Ausgabe 2018 – VGB-S-205-00-2018-04-DE
DIN A4, 160 Pages, Preis für VGB-Mit glie der € 180.–, für Nicht mit glie der € 270,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
Die Gegebenheiten bei der Abfall- und Biomasseverbrennung, insbesondere die inhomogene Beschaffenheit
des „Brennstoffs“ Abfall, haben in Verbindung mit den gesetzlichen Vorgaben und Maßnahmen zur effizienteren
Energienutzung zur Folge, dass in praktisch allen abfall- und biomassegefeuerten Dampferzeugern Heizflächenabzehrungen
auftreten.
Die in den letzten dreißig Jahren gesammelten wissenschaftlichen Erkenntnisse und Betriebserfahrungen, sowie
der Erfahrungsaustausch im VGB-Arbeitskreis „Thermische Abfallverwertung“ haben wesentlich dazu beigetragen,
dass das Ausmaß dieser Abzehrungen durch Maßnahmen bei der Planung, Konstruktion und Betrieb von
Abfallverbrennungsanlagen minimiert werden konnten.
Der vorliegende VGB-Standard stellt eine vollständige Neuerstellung dar. Basierend auf dem Stand der Technik
und den Erfahrungen der genannten Autoren, mit besonderem Dank an Dr. Wolfgang Spiegel für die Bereitstellung
zahlreicher Bilddokumente, sind die aktuellen Erkenntnisse und Betriebserfahrungen in dem vorliegenden
Merkblatt wiedergegeben.
VGB-Standard
Maßnahmen zur Verminderung
von Abzehrungen in
abfall- und biomassegefeuerten
Dampferzeugern
(vormals VGB-M 205)
VGB-S-205-00-2018-04-DE
Der VGB-Standard soll insbesondere auch einem jüngeren Personenkreis, der infolge der verstärkten Bemühungen um den Ressourcen- und Umweltschutz
vor die Aufgabe gestellt ist, sich mit den besonderen Aufgabenstellungen der Abfallverbrennung zu befassen, in die Lage versetzen,
aus den bisher gemachten Erfahrungen Nutzen zu ziehen. Hierbei muss besonderes Augenmerk auf eine sinnvolle Balance zwischen dem technischen
und betriebswirtschaftlichen Nutzen und wünschenswerten Umwelt- und Ressourcenschutzzielen gelegt werden.
70

VGB PowerTech 10 l 2020
Stratego – Eine Behandlungsanlage zur Aufbereitung von Nichteisen-Metallgemischen
Stratego
Eine Behandlungsanlage
zur Aufbereitung von
Nichteisen-Metallgemischen
Georg Rottlaender
Abstract
Stratego
A treatment plant for the preparation of
non-ferrous metal mixtures
In Germany, approximately 6 million tonnes of
slag are produced annually in household and
commercial waste incineration plants. Approximately
460,000 tonnes of metals can be recovered
from these slags in special slag processing
plants (SA plants). Approximately two thirds of
the metals mentioned can be easily recovered in
very good yield by drum and/or overband magnets,
as they are magnetic iron. As a rule, these
metals are steel millable after a further cleaning
step (impact mill). Approximately one third of
these metals, however, is a mixture of non-ferrous
metals, consisting largely of copper, brass
and aluminium, which can only be removed
from the slag by very powerful non-ferrous separators.
Before these non-ferrous metals can be
marketed in foundries and metal smelters, they
must also be further separated into light and
heavy metals. The development of increasingly
efficient non-ferrous separators has also made
it possible to recover metal particles in the fine
range (0 to 3 mm). Due to the precious metals
contained in the fine range, this grain spectrum
requires special treatment which will be explained.
l
Autor
Dr. Georg Rottlaender
C.C. Umwelt GmbH
Krefeld, Deutschland
Bild 1. Gesamtanlage Stratego.
In Deutschland fallen jährlich ca. 6 Millionen
Tonnen Schlacke bei der Verbrennung
von Hausmüll und Gewerbeabfällen in den
Hausmüllverbrennungsanlagen an. Aus
diesen Schlacken lassen sich ca. 460.000
Tonnen Metalle in speziellen Schlackeaufbereitungsanlagen
(SA-Anlagen) zurückgewinnen.
Circa zwei Drittel der genannten
Metalle lassen sich problemlos durch
Trommel- und/oder Überbandmagneten
in sehr guter Ausbeute zurückgewinnen,
da es sich um magnetisches Eisen handelt.
In der Regel sind diese Metalle nach einem
weiteren Reinigungsschritt (Prallmühle)
stahlwerksfähig.
Bei ca. einem Drittel dieser Metalle aber
handelt es sich um ein Gemisch von Nichteisen
-Metallen, das zu großen Teilen aus
Kupfer, Messing und Aluminium besteht,
und das nur durch sehr leistungsfähige
NE-Scheider aus der Schlacke entfernt
werden kann. Auch muss vor einer Vermarktung
dieser NE-Metalle in Giessereien
und Metallhütten eine weitere Trennung in
leichte und schwere Metalle erfolgen.
Durch die Entwicklung immer leistungsfähigerer
NE-Scheider ist auch die Rückgewinnung
von Metallpartikeln im Feinbereich
(0 bis 3 mm) möglich geworden (vgl.
B i l d 2 ). Aufgrund der im Feinbereich enthaltenen
Edelmetalle bedarf dieses Kornspektrum
einer besonderen Behandlung,
die im Weiteren erläutert wird.
Bild 2. NE-Metallgemisch.
Die CCU betreibt an 4 Standorten SA-Anlagen
zur Aufbereitung von HMV-Schlacken
mit einer genehmigten Gesamtkapazität
von 1,3 Millionen Tonnen. Die Standorte
befinden sich in Krefeld, Hagen, Würzburg
und Schwandorf.
Um die dort anfallenden NE-Metalle höherwertig
aufzubereiten, errichtete die
CCU in 2019 im Rahmen eines vom Bundesministerium
für Bildung und Forschung
71

Stratego – Eine Behandlungsanlage zur Aufbereitung von Nichteisen-Metallgemischen VGB PowerTech 10 l 2020
(Projektträger Jülich) geförderten Projektes
„Stratego“, eine Anlage zur Aufbereitung
und Veredlung dieser Metallgemische
(Bild 1).
Genehmigungsbehörde dieser Anlage war
die Bezirksregierung Düsseldorf. Da die
Anlage räumlich getrennt von der SA-Anlage
geplant war, und auch errichtet wurde,
konnte eine Genehmigung im vereinfachten
Verfahren erwirkt werden.
Neben der Trennung von den NE-Metallgemischen
war die weitere Zielsetzung des
Projektes die Optimierung der Erfassungsquote
von Metallen im Feinbereich.
Das Originalthema dieses Projektes lautet
(UFORDAT, Datensatznummer 0107
5662):
r+Impuls – STRATEGO – Bau und Betrieb
einer HMVA-Aufbereitungsanlage zur Maximierung
der Rückgewinnung von strategischen
Metallen unter Optimierung der
Verwertbarkeit der dabei erzeugten Mineralfraktionen
– Teilvorhaben 2: Konstruktion
und Bau der großtechnischen Beta-
Linie nach TRL 8.
Neben der CCU waren das Ingenieurbüro
H.U.R. aus Hamburg sowie die TU-Hamburg
Projektpartner.
Die Anlage wurde am Standort der CCU im
Krefelder Hafen errichtet.
Das Verfahren lässt sich grob in zwei
Schritte unterteilen:
––
Reinigung und Aufkonzentrierung der
Metalle (Bild 3, Bild 4 und Bild 5)
––
Trennung der schwereren von den leichteren
Metallen
Reinigung und Konzentrierung
Bild 3. Blick auf die NE-Scheider Kaskaden.
Bild 4. Steuerung.
Bild 5. Behandlungseinheit Reinigung und Konzentrierung.
In den SA-Anlagen erfolgt die Rückgewinnung
der nicht magnetischen NE-Metalle
über sogenannte NE-Scheider. Bei diesem
Prozess fallen aus ballistischen Gründen
NE-Metallgemische mit höheren mineralischen
Anteilen an. Hier sind insbesondere
Glas, Keramik und verwandte mineralische
Teilchen zu nennen. Je nach Philosophie
des jeweiligen SA-Anlagenbetreibers weisen
die NE-Metallgemische Metallquoten
von 40 % bis zu 70 % auf. Die verbleibenden
30 % bis 60 % sind die vorgenannten
mineralischen Verunreinigungen, die möglichst
vor der weiteren Verarbeitung zu entfernen
sind.
In unserer Anlage werden die NE-Metallgemische
im ersten Schritt in einer Trocknungstrommel
bei ca. 80 °C von der anhaftenden
Feuchtigkeit befreit. Die Trockentrommel
wird mit einem Heizölbrenner im
Gleichstromverfahren betrieben. Bezogen
auf das nasse Eingangsgut können bis zu
10 Tonnen pro Stunde verarbeitet werden.
In einem zweiten Schritt werden die Metallgemische
einem Hochgeschwindigkeitsaufprallverfahren
unterworfen. Im
sogenannten Rotac werden die aufgegebenen
Metallteilchen durch einen Impuls beschleunigt
und auf eine Prallwand geschleudert.
Die masseärmeren mineralischen
Anhaftungen und Partikel werden
hierbei von den massereichen Metallteilchen
aufgrund ihrer unterschiedlichen kinetischen
Energie effektiv und schonend
getrennt. Die dadurch freigelegten Metallpartikel
sind nun in den folgenden Prozessschritten
einfacher und effizienter zu separieren
(B i l d 6 und B i l d 7 ).
Anschließend erfolgt in einem Taumelsieb
eine Klassierung in drei verschiedene
Kornklassen, deren Bandbreite von der jeweiligen
Qualität der verarbeiteten NE-
Metallgemische abhängt. Zur weiteren Abtrennung
und Reinigung der nach Korn-
72

VGB PowerTech 10 l 2020
Stratego – Eine Behandlungsanlage zur Aufbereitung von Nichteisen-Metallgemischen
Bild 6. Setztisch.
Siebe gesteuert. Eine entsprechende Justierung
der Anlage vor jeder Charge ist erforderlich.
Die leichteren Metalle bestehen fast ausschließlich
aus Aluminium und können
ohne weiteren Aufbereitungsschritt in der
Aluminiumindustrie verwertet werden
(B i l d 8 ). Die jeweils zu erzielende Vergütung
hängt von der Ausbringquote an Aluminium
in der Schmelze ab.
Bei den schwereren Metallen handelt es
sich auch weiterhin um ein Gemisch, das
zu ca. 60 bis 70 % aus elementarem Kupfer
besteht. Weitere Bestandteile sind Blei,
Messing sowie Zink (B i l d 9 ). Da dieses
Gemisch aber auch Silber, Gold, Palladium
und Platin enthält, erfolgt die weitere Auftrennung
zur Rückgewinnung dieser Edelmetalle
in spezialisierten Schmelzbetrieben.
Die Anlage verarbeitet relativ verlustfrei
und mit hoher Trennschärfe die NE-Metallgemische
in den Kornspektren 0 bis 16 mm
(vgl. B i l d 10 ). Die produzierten Schwermetalle
weisen hohe Kupfergehalte und
sehr geringe Störstoffgehalte aus. Die Gehalte
an Edelmetallen bewegen sich im
prognostizierten Rahmen. Aufgrund der
guten Verarbeitung und der großen Verfügbarkeit
an Inputmaterial ist eine Erweiterung
dieses Anlagenteils in Planung, um
dem Mengenaufkommen gerecht werden
zu können.
Bild 7. Setztisch und Lufttische.
größe klassierten NE-Metallgemische
stehen insgesamt 3 Kaskadenscheider zur
Verfügung. Es werden Konzentrate erzeugt,
die einen Metallgehalt von größer 90 %
aufweisen. In den Kaskadenscheidern erfolgt
durch entsprechende Magnete (Neodym)
eine vorherige Magnetitabscheidung,
um die Leistungsfähigkeit der NE-Scheider
nicht zu beeinträchtigen.
Eine effektive Kapselung und Absaugung
der einzelnen Aggregate ist in dieser Behandlungseinheit
unumgänglich, da das
den Metallen anhaftende Aluminiumoxid
zu stärkerer Staubbildung neigt. Die mineralische
Fraktion hält in der Regel Werte
kleiner Deponieklasse 1 ein und kann somit
problemlos entsorgt werden. Die Stäube
aus der Absaugung sind aufgrund anteiliger
organischer Frachten höherwertig zu
entsorgen.
Trennung der Metallkonzentrate
Lufttisch
Die Trennung der Metallkonzentrate (Bereich:
0 bis 16 mm) erfolgt an Lufttischen.
Hierbei handelt es sich um luftdurchströmte
Siebe, die schräg aufgehängt sind. Bei
den durchgeführten konzentrischen Bewegungen
der Siebe wandern die schwereren
Metallteilchen zur höheren Siebseite, die
leichteren Metalle wandern nach unten.
Der jeweilige Trenneffekt wird durch die
Luftzufuhr und die jeweilige Bewegung der
Setztisch
Neben der vorgenannten Behandlungseinheit
verfügt unsere Anlage weiterhin über
einen Setztisch, in dem die gröberen Metalle
in eine Schwer- und eine Leichtfraktion
separiert werden können (Schwimm-
Sink-Verfahren). Die installierte Anlage
hat einen stündlichen Durchsatz von ca.
2,5 Tonnen. Bei dem Setztisch handelt es
sich um ein bewegtes Wasserbad, das die
Dichte der Metalle zur Trennung ausnutzt.
Durch die Bewegung und Verwirbelung
des Wassers setzen sich die schwereren
Metalle am unteren Ende des Beckens ab
und können diskontinuierlich abgezogen
werden. Die leichteren Aluminiumteilchen
werden am oberen Ende des Beckens durch
Überlauf kontinuierlich abgezogen. Anschließend
erfolgt eine Entwässerung der
beiden Fraktionen über zwei räumlich getrennte
Siebe. Die aufgefangenen Wässer
werden im Kreislauf gefahren. Die Wasseraufbereitung
(Entschlammung) erfolgt
Bild 8. Leichtmetallfraktion. Bild 9. Schwermetallfraktion (gereinigt). Bild 10. Mineralikfraktion.
73

Stratego – Eine Behandlungsanlage zur Aufbereitung von Nichteisen-Metallgemischen VGB PowerTech 10 l 2020
über eine Hydrozyklonanlage. Die Anlage
arbeitet somit Betriebsabwasser – frei.
Aufgrund eines höheren Anteils an Drähten
und ähnlichen Störstoffen in unseren
NE-Metallgemischen ist dieses Verfahren
für uns im Moment suboptimal. Es bedarf
weiterer Vorbehandlung der eingesetzten
Materialien.
Die Gesamtanlage verfügt über eine genehmigte
Gesamtkapazität von 25 000 Tonnen
per anno und steht neben den erzeugten
Eigenmengen an NE-Metallgemischen auch
anderen Betreibern von SA-Anlagen zur
Verfügung.
Zugelassene Abfallarten sind:
––
AVV 19 01 12 Rost- und Kesselaschen sowie
Schlacken mit Ausnahme derjenigen,
die unter 19 01 11 fallen
––
AVV 19 12 03 Nichteisenmetalle
––
AVV 19 12 12 Sonstige Abfälle (hier: Metallgemische)
Aufgrund der vorgenannten Schwierigkeiten
beim Setztisch werden vorrangig die
Lufttische betrieben. Die Anlage kann mit
3 bis 4 Mitarbeitenden problemlos gefahren
werden, wenn die Einstellung auf das
jeweilige Materialgemisch erfolgt.
Um eine gesicherte Aussage zum Wert und
zur Qualität von NE-Metallgemischen erhalten
zu können, sind mindestens 200
Tonnen Material erforderlich, da erst dann
eine entsprechende Rückgewinnung von
Edelmetallen sinnvoll erfolgen kann.
Durch den Einsatz von Sekundäraluminium
im Vergleich zu Primäraluminium kann
ca. 90 % der für die Herstellung benötigten
Energie und des damit verbundenen CO 2 -
Ausstoßes eingespart werden. Beim Kupfer
beträgt das Einsparpotential immerhin
noch ca. 60 %.
Durch die verbesserte Aufbereitungstechnik
und höhere Erfassungsquote von strategisch
wichtigen Metallen leistet Stratego
somit einen deutlich positiven, klimarelevanten
Beitrag.
l
VGB-Book
Cybersecurity in der Energieerzeugung
Stefan Loubichi
VGB-B 036, 2020, DIN B5, 172 Seiten, Preis: 48,– €, + USt. und Versand
Ziel dieses Buches ist die Sensibilisierung von Führungs- und IT-/OT-Fachkräften
der Energieerzeugung in Sachen Cybersecurity. Alle relevanten, aktuellen Informationen
zu diesem Thema werden dergestalt vermittelt, dass sowohl Führungs- als
auch IT-/OT-Fachkräfte nach der Lektüre wissen, was in Sachen Cybersecurity getan
werden muss und warum es hierzu eine EU-weite rechtliche Verpflichtung gibt.
Dieses Werk beschäftigt sich mit diversen Aspekten der Cybersecurity in der Energieerzeugung
als wichtigstem Teil der Kritischen Infrastrukturen, da es ohne Energie
sowie Elektrizität keine Ausführung der anderen kritischen Infrastrukturen gibt
und da eine Energieverteilung ohne vorherige Energieerzeugung nicht möglich ist.
Cybersecurity
in der Energieerzeugung
Stefan Loubichi
Zu Beginn betrachten wir eine aktuelle Umfrage des bundesdeutschen ITK-Verbandes
bitkom zum Thema Vertrauen und Sicherheit. Hiernach schauen wir uns die aktuelle
Ausgangslage in Sachen Cybersecurity an und kommen dabei nicht um den Fall Snowden und die konkreten
Ausführungen in Wikileaks zum Thema Cybersecurity umhin. Die Berserk Bear Warnung, Emotet, die Lage am europäischen
Strommarkt sowie die weltweite Internetkriminalität werden hiernach dergestalt betrachtet, dass niemand
mehr nach Kenntnis des Kapitel II dieses Werkes sagen kann, dass er/sie die Cybersecurity-Bedrohungslage in der
Energiebranche nicht kannte.
Die leider oftmals unbekannten Vorgaben, welche die systemrelevanten Energieerzeuger gemäß der 2019er Umsetzung
einer EU-Vorgabe des Testplans im Rahmen der Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern zu erbringen haben,
sind ebenso Gegenstand von Kapitel III wie die 2019er Empfehlungen der Europäischen Kommission zur Cybersicherheit
im Energiesektor und die zukunftweisende Norm IEC 62443, der die Zukunft gehören wird.
Auch kommen wir aufgrund der immer wichtiger werdenden Thematik Cloud-Computing nicht umhin uns hiermit zu
beschäftigen. Abschließend wird in Kapitel IV erörtert, ob der US-amerikanische US-Cloud-Act mit dem EU-Datenschutzrecht
vereinbar ist.
Anschließend vergegenwärtigen wir uns die wichtigste Grundlage zur Cybersecuri-ty, der NIS Richtlinie. Hiernach
wird untersucht, wie unterschiedlich diese in den einzelnen EU-Mitgliedsstaaten umgesetzt wurde und welche Verbesserungspotentiale
es hierbei gibt. Der im März 2020 als Final Draft veröffentliche US-Standard NIST SP 800-53
Rev. 5, das US-amerikanische Gegenstück zur Normenfamilie ISO/IEC 270xx wird hiernach vorgestellt.
Da die Strukturen der staatlichen Cybersecurity-Organisationen immer komplexer werden, verlieren immer mehr
KRITIS-Betreiber den Überblick darüber, wer die relevanten staatlichen Akteure sind. Aus diesem Grunde werden
die für die Energieerzeuger relevanten Akteure auf EU-Ebene sowie auf nationaler Ebene in Kapitel III präsentiert.
Abgeschlossen wird dieses Werk mit einer Handlungsempfehlung, was getan werden müsste, damit ein Blackout
verhindert werden könnte.
VGB-B 036
74

VGB PowerTech 10 l 2020
Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen
Gefährliche Eigenschaft HP 14
von Rostaschen
Hermann Nordsieck, Karsten Wambach, Ragnar Warnecke und Wolfgang Rommel
Abstract
Hazardous property HP 14 of municipal
waste incineration bottom ash
Incineration of residual municipal waste renders
it inert and allows for energy recovery, but
leaves huge amounts of incinerator bottom ash
(IBA). Considering the amount of this stream of
waste, proper assessment of hazardous properties
has high importance.
Eco-toxicity (HP 14) is the most critical hazardous
property in the classification of waste incineration
bottom ash. Many compounds of copper,
zinc, nickel and most lead compounds are
classified aquatic chronic toxic, category 1
(H410). With typical values of up to 1 %, the
total concentration of these heavy metals in IBA
surpasses the 0,25 % concentration limit given
in the EU Waste Framework Directive (WFD)
for substances classified H410.
However, in bottom ashes large shares of copper,
zinc, nickel and lead are present in chemical
binding forms not contributing to HP 14.
Differentiation of heavy metals binding forms
therefore is a sound approach allowing for distinction
between hazardous and non-hazardous
bottom ashes in compliance with the WFD
classification rules. Unfortunately, it is not possible
to quantify every chemical substance present.
However it is possible to quantify four distinct
substance groups of different ecotoxicity:
The substance groups’ distinction methodology
is explained and the results of IBA analyses are
presented.
The work presented here is the basis of HP 14
assessment in the municipal waste IBA classification
guidance issued by the German confederations
of waste incinerator plants (ITAD) and
IBA treatment plants (IGAM).
l
Autoren
Dipl.-Chem. Hermann Nordsieck
Wissenschaftlicher Mitarbeiter
Dr. rer. nat. Karsten Wambach
Projektmanager
Prof. Dr.-Ing. Wolfgang Rommel
Geschäftsführer
bifa Umweltinstitut GmbH
Augsburg, Deutschland
Dr.-Ing. Ragnar Warnecke
Geschäftsführer
GKS Gemeinschaftskraftwerk
Schweinfurt GmbH
Schweinfurt, Deutschland
Einleitung
Trotz der Anstrengungen zur getrennten
Erfassung stofflich verwertbarer Abfälle
verbleibt eine große Menge an gemischt
anfallenden Abfällen und Sortierresten,
die nur energetisch genutzt werden können
oder beseitigt werden müssen. Nur für
einen Teil der brennbaren Abfälle ist es
technisch möglich, sie zur Verwertung als
Sekundärbrennstoff für den Einsatz in
thermischen Prozessen wie der Zementindustrie
aufzubereiten. Daher ist die
thermische Behandlung und energetische
Verwertung von Abfällen als Senke für
nicht stofflich verwertbare Abfälle, die organische
Bestandteile enthalten, erforderlich
und in der Abfallwirtschaft fest etabliert.
Während organische Stoffe bei der Verbrennung
effektiv zerstört werden, reichern
sich anorganische Stoffe in den Verbrennungsrückständen
an. Der mengenmäßig
wichtigste Rückstand aus der Verbrennung
ist die Rostasche bzw. „Schlacke“, von der
in Deutschland rund 6.000.000 Mg jährlich
anfallen. Es liegt auf der Hand, dass der
korrekten abfallrechtlichen Einstufung dieses
großen Abfallstroms hohe Bedeutung
zukommt.
Die Einstufung von Abfällen erfolgt nach
dem inhärenten Gefahrenpotential der im
Abfall vorhandenen Stoffe, dabei spielen
die Freisetzbarkeit und der Gesamtgehalt
toxischer Elemente zunächst nur eine untergeordnete
Rolle. Bei der Einstufung
muss dem Vorsorgeprinzip Rechnung getragen
werden. Für den Fall, dass Detailinformationen
zu den vorliegenden Stoffen
fehlen, ist daher der ungünstigste Fall zu
betrachten, der bei Berücksichtigung der
gegebenen Umstände vernünftigerweise
anzunehmen ist [2]. Dem entsprechend ist
im Zweifel der Gesamtgehalt eines toxischen
Elements in den Gehalt einer passenden
Modellverbindung umzurechnen.
Unter Berücksichtigung der Bedingungen
der Abfallentstehung und der typischen
Zusammensetzung von Rostaschen aus der
Verbrennung von Hausmüll und Abfällen
zur energetischen Verwertung (HMV-Rostaschen)
konnte für die meisten gefahrenrelevanten
Eigenschaften nachgewiesen werden,
dass diese für Rostaschen aus der Verbrennung
von Siedlungsabfällen in der
Regel nicht zutreffen [3]. Schwierig ist die
Einstufung hinsichtlich der gefahrenrelevanten
Eigenschaft HP 14 (umweltgefährlich).
Die Gesamtgehalte von Kupfer, Zink,
Blei und Nickel liegen regelmäßig über der
Konzentrationsgrenze von 0,25 %. Eine Betrachtung
auf Basis der Gesamtgehalte
würde unweigerlich zu einer Einstufung
als umweltgefährlich führen, so dass eine
differenzierende Betrachtung erforderlich
ist.
Im Rahmen von Untersuchungen für verschiedene
Abfallverbrennungsanlagen
wurde ein Ansatz entwickelt, der es erlaubt
––
Bindungsformen von Schwermetallen in
HMV-Rostaschen zu unterscheiden,
––
hinreichend detailliert Informationen
über eine spezifische Rostasche zu liefern,
um eine fachgerechte abfallrechtliche
Einstufung zu ermöglichen
––
zu ermitteln, wie HMV-Rostaschen in
der Regel hinsichtlich HP 14 einzustufen
sind.
Die hier beschriebenen Ergebnisse sind
Grundlage der Bewertung von HP 14 im
Praxisleitfaden der Verbände IGAM und
ITAD e.V. „Einstufung von Hausmüllverbrennungs
schlacken in das Abfallverzeichnis
anhand der gefahrenrelevanten Eigenschaften
HP1-HP15“ [4]. Sie stellen die
Aktualisierung einer früheren Publikation
[1] der Autoren dar.
Gefahrenrelevante Eigenschaft
HP 14
Die gefahrenrelevante Eigenschaft HP 14
wird in der Abfallrahmenrichtlinie, Anhang
III [5] definiert als „ökotoxisch“: Abfall,
der unmittelbare oder mittelbare Gefahren
für einen oder mehrere Umweltbereiche
darstellt oder darstellen kann.
Geprüft wird diese Eigenschaft anhand des
Gehalts ozonschädigender Stoffe (für Rostaschen
nicht relevant) und anhand des
Vorliegens aquatisch toxisch wirkender
Stoffe.
Grundsätzlich ist die Feststellung gefahrenrelevanter
Eigenschaften bei Abfällen
eng an das Chemikalienrecht und an die
Einstufung von Stoffgemischen, d. h. an
die CLP-Verordnung [6] angelehnt. Analog
zur Einstufung von Gemischen nach CLP-
75

Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen VGB PowerTech 10 l 2020
Verordnung ist es bei der abfallrechtlichen
Einstufung möglich, die meisten gefahrenrelevanten
Eigenschaften anhand des Vorliegens
bzw. des Gehalts gefährlicher Stoffe
mit Hilfe von Rechenregeln zu beurteilen.
Die chemikalienrechtliche Einstufung der
in den Abfällen enthaltenen Stoffe erfolgt
nach den Prüfvorschriften des Chemikalienrechts.
Bindende Vorgaben für die
Einstufung einer Vielzahl von Stoffen
sind dynamisch festgelegt durch die „harmonisierte
Einstufung“ in Anhang 6
der CLP-Verordnung. Ansonsten sind beispielsweise
die von den Herstellern bei der
ECHA gemeldeten Einstufungen heranzuziehen.
Auch bei den gefahrenrelevanten Eigenschaften,
zu deren Ermittlung Rechenregeln
aufgestellt wurden, kann das Vorliegen
gefahrenrelevanter Eigenschaften im
Prinzip auch am Abfall selbst geprüft werden,
soweit einschlägige und international
genormte Testverfahren vorliegen. Der
Aufwand für einen solchen Nachweis ist in
vielen Fällen aber sehr hoch und die Aussagekraft
von Prüfergebnissen ist nicht in
allen Fällen für eine Einstufung ausreichend.
Für die direkte Prüfung der gefahrenrelevanten
Eigenschaft HP 14 wurden verschiedene
Zusammenstellungen biologischer
Tests vorgeschlagen. Dabei wurden sowohl
terrestrische als auch aquatische Organismen
verschiedener trophischer Ebenen eingesetzt
[z.B. 7, 8]. Weil nach der Abfallrahmenrichtlinie
nur die aquatische Toxizität
einstufungsrelevant ist, sollte auf terrestrische
Tests verzichtet werden können. Zur
Einstufung von Stoffen nach Chemikalienrecht
sind Tests mit Algen, Krebstieren und
Fischen vorgeschrieben [9]. Weil Tests mit
Wirbeltieren engen Vorschriften unterliegen,
sind Fischtests für die Einstufung von
Abfällen nicht zulässig. Für Tests mit Fischeiern
bzw. -embryonen gibt es bislang keine
verbindlichen Bewertungsmaßstäbe für
Abfälle. Ein weiteres Problem bei der direkten
Prüfung von Abfällen hinsichtlich ihrer
aquatischen Toxizität ist die Probenvorbereitung:
In den Testsystemen werden in der
Regel wässrige Eluate eingesetzt, bei denen
nicht abschließend geklärt ist, ob sie die Eigenschaften
des Abfalls hinreichend genau
wiedergeben.
Obwohl Biotests zur Charakterisierung der
Umweltgefährlichkeit von Abfällen in einigen
EU-Mitgliedsländern fest etabliert sind
[10], hat dies zur Folge, dass Ansätze zur
direkten Prüfung der aquatischen Toxizität
nicht allgemein anerkannt sind.
Wenn aus diesen Gründen auf den Einsatz
biologischer Testsysteme verzichtet werden
soll oder muss, bleibt die Einstufung
nach den Rechenregeln der Abfallrahmenrichtlinie.
Diese sehen vor, dass Abfällen
die gefahrenrelevante Eigenschaft HP 14
dann zuzuordnen ist, wenn eine der folgenden
Bedingungen erfüllt ist:
a) Die Abfälle enthalten ozonschichtschädigende
Stoffe (Gefahrenhinweis H420)
in einer Konzentration größer als 0,1 %
Masse.
[c(H420) ≥ 0,1 %]
b) Die Abfälle enthalten einen oder mehrere
als „akut wassergefährdend“ (H400)
eingestufte Stoffe und deren Konzentrationen
übersteigen in Summe 25 %
Masse.
[Σ c(H400) ≥ 25 % ]
Dabei gilt eine Berücksichtigungsgrenze
von 0,1 %.
c) Die Abfälle enthalten einen oder mehrere
mit den Gefahrenhinweisen H410,
H411 oder H412 (chronisch gewässergefährdend,
Kategorie 1, 2 oder 3) eingestufte
Stoffe und die aus den gewichteten
Summen der Massenanteile der Stoffe
berechnete Prüfgröße erreicht oder
übersteigt den Wert von 25 %. Dabei ist
die Summe der mit H410 eingestuften
Stoffe mit dem Faktor 100 zu gewichten,
die Summe der mit H411 eingestuften
Stoffe mit 10.
[Σ c(H410) *100 + Σ c(H411) *10 +
Σ c(H412) ≥ 25 % ]
Hier gelten Berücksichtigungsgrenzen
von 0,1 % (H410) bzw. 1 %.
d) Die Abfälle enthalten einen oder mehrere
mit den Gefahrenhinweisen H410, H411,
H412 oder H413 (chronisch gewässergefährdend,
Kategorie 1, 2, 3 oder 4) eingestufte
Stoffe und die Konzentrationssumme
übersteigt 25 % Masse.
[Σ c(H410) + Σ c(H411) + Σ
c(H412) +
Σ c(H413) ≥ 25 % ]
Dabei gelten Berücksichtigungsgrenzen
von 0,1 % (H410) bzw. 1 %.
Es kommt in der Praxis bei HMV-Rostaschen
weder vor, dass aquatisch akut toxische
Stoffe (H400) mit Massenanteilen von
insgesamt mehr als 25 % vorhanden sind,
noch dass mit H420 einzustufende Stoffe
auftreten. Nur wenige potenziell toxische
Bestandteile von HMV-Rostaschen überschreiten
die Berücksichtigungsgrenze von
1 % Masse (bezogen auf die Originalsubstanz),
die für Stoffe mit den Gefahrenhinweis-Codes
H411, H412 und H413 gilt. Daher
ist für die Einstufung von HMV-Rostaschen
letztlich nur die Bedingung c)
relevant. Der Gehalt der mit H410 einzustufenden
Stoffe ist der kritischste und
muss daher im Detail betrachtet werden.
Relevante Elemente sind hierbei Kupfer,
Zink, Nickel und Blei.
Die Zuordnung der Kategorie chronischer
aquatischer Toxizität von Stoffen erfolgt
dem Leitfaden zur CLP-Verordnung zufolge
anhand des Zusammenwirkens der Löslichkeit
und der geringsten Konzentration,
die in aquatischem Milieu toxische Wirkung
hervorruft [9]. Dies wird bei Metallen
und deren schwer löslichen Verbindungen
anhand des von der OECD bzw. UNECE
veröffentlichten „Transformation/Dissolution
Protocols“ [11] geprüft.
Bindungsformen von
Schwermetallen in HMV-
Rostaschen
Grundsätzlich kann unterschieden werden
zwischen gediegen oder in Legierung vorliegenden
Metallen („Metalle (goL)“) und den
chemisch gebundenen Anteilen der Metalle.
Soweit sie nicht verunreinigt sind, stellen
„reine“ (gediegene) Metalle und ihre Legierungen
in massiver Form der Abfallverzeichnisverordnung
zufolge keine gefährlichen
Abfälle dar. Der Begriff „massive Form“
bezieht sich zur Unterscheidung zu pulverförmig
vorliegenden Metallen auf Körner
mit mehr als 1 mm Durchmesser [9].
In Abfällen kommen Schwermetalle sowohl
in metallischer Form (gediegen oder
in Legierung) als auch chemisch gebunden
vor. Die gediegen oder in Legierung vorliegenden
Metalle gelangen in Form metallischer
Gegenstände oder als Verbund mit
anderen Materialien in den Abfall. Derartige
Verbunde sind beispielsweise Spielzeug,
Textilien, verschiedene Verpackungen,
Elektrogeräte und Elektro-Installationsmaterial.
Die Quellen chemisch gebundener
Schwermetalle sind der Einsatz in Produkten,
beispielsweise als Pigment oder Stabilisator,
und das ubiquitäre Vorkommen in
der Umwelt. Den Ergebnissen eigener
Hausmüllsortieranalysen und der umfangreichen
Analyse von Sortierfraktionen des
Hausmülls durch das Bayerische Landesamt
für Umwelt [12] zufolge wird von Kupfer
bis zu 90 % des Gesamtgehalts metallisch
gediegen oder als Legierung in den
Brennstoff eingetragen, bei Zink liegt der
Anteil bei 60 bis 70 % und bei Blei immerhin
bei rund 20 %.
Metalle, welche im Brennstoff gediegen
oder in Legierung vorliegen, werden in der
Verbrennung nur oberflächlich oxidiert
und gelangen so in die Rostasche [13].
Wenn einigermaßen konstante Oxidschichtdicken
angesetzt werden, ist zu erwarten,
dass von feinteiligen Partikeln ein
größerer Anteil oxidiert wird als von massiven
Metallen.
Die chemisch gebundenen Anteile im Abfall
können durch den Verbrennungsvorgang
bei Temperaturen von typischerweise
mehr als 800 °C in andere Bindungsformen
übergehen. In biogenen Matrices vorliegende
Anteile werden oxidiert, Salze können
die thermische Belastung zum Teil unverändert
überstehen.
HMV-Rostaschen aus unterschiedlichen
Verbrennungsanlagen bestehen gleichermaßen
überwiegend aus Silikaten, Oxiden
und Carbonaten. Neben sogenannten
Durchläufern, z.B. Schrott, Keramik, Glas
und Steinen, treten typische Mineralneubildungen
auf. Dazu gehören glasartige Phasen,
Spinelle und Minerale der Melilithund
der Pyroxen-Gruppe [14, 15]. Mengenmäßig
untergeordnet treten regelmäßig
andere Phasen, Salze sowie die oben ge-
76

VGB PowerTech 10 l 2020
Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen
nannten gediegenen Metalle und deren Legierungen
auf. Die Feinfraktion von Rostaschen
enthält in der Regel höhere Gehalte
an Salzen als die Grobfraktion [15].
Bei den chemisch gebundenen Anteilen
der Schwermetalle lassen sich verschiedene
Stoffgruppen unterscheiden:
––
Mischoxide
Neben den oben genannten metallischen
Anteilen sind Oxide bzw. Mischoxide
(bis hin zu Silikaten) die bevorzugte Bindungsform
von Metallen in der Rostasche
[14]. Die vorgenannten „Mischoxide“
entstehen durch Substitution der
Grundatome eines Kristallgitters durch
sogenannte Fremdionen. Substitution ist
ein in der Mineralogie seit langem bekannter
Prozess, er ist beispielsweise Ursache
für die Farbe vieler Edelsteine.
Kupfer, Zink und Nickel bilden mit Eisen
bzw. Aluminium und Sauerstoff Minerale
mit Spinellstruktur. Spinelle sind chemisch
sehr stabile Verbindungen. Der in
HMV-Rostaschen regelmäßige auftretende
Magnetit (Fe(II),(III)-Oxid, Fe 3 O 4 ) hat
ebenfalls Spinellstruktur. Bei Substitution
von Eisen(II)-Ionen des Magnetits
durch Kupfer, Zink oder Nickel bilden
sich Mischkristalle bzw. „feste Lösungen“,
in denen die Fremdionen fest eingebunden
sind.
Schwermetalle können durch Substitution
auch in die silicatischen Minerale der
Melilith- und der Pyroxengruppe aufgenommen
werden. Auch in dieser Bindungsform
sind sie wegen der Stabilität
der Grundstruktur fest eingebunden. Die
Einbindung von Schwermetallen in silicatische
Matrices bzw. in Spinelle ist aus
Schlacken der Kupfer- und Zinkverhüttung
bekannt [16]. Exemplarisch wurden
Kupfer- und Zinkspinelle bzw. -Silicate
auch in HMV-Rostaschen nachgewiesen
[17, 18, 19 ].
Den Übergang zu der nächsten Stoffgruppe
stellen die Produkte der Substitution
in anderen Matrices dar: Kupfer-,
Blei- und Zink-Ionen werden auch in Calciumcarbonat
(Calcit) eingelagert [15].
––
Oxide, Hydroxide und schwer lösliche
Salze
Bei der Oxidation von Kupfer und Zink
entstehen als stabile Oxide das Kupfer(II)
oxid (CuO), und Zinkoxid (ZnO). Es ist
daher damit zu rechnen, dass diese Verbindungen
in der Rostasche auftreten.
Einen wesentlichen Einfluss auf die Bindungsform
von den Anteilen der Schwermetalle,
die nach der Verbrennung möglicherweise
in Form löslicher Salze vorliegen,
hat der Ascheaustrag, der bei
allen Anlagen in Deutschland als Nassentascher
ausgeführt ist. Im Entascher
stellt sich durch Lösen von Calciumoxid
ein alkalisches Milieu ein, in dem die
Kationen vieler Schwermetallsalze als
Hydroxid ausgefällt werden. Bei Vorhandensein
ausreichender Mengen an Carbonat-Ionen
können die Hydroxide zu
Carbonaten oder basischen Carbonaten
reagieren. Als schwer lösliche Salze
kommen bei Vorliegen der entsprechenden
Anionen auch Phosphate und Orthosilicate
in Betracht.
––
Wasserlösliche Salze und Oxo-Anionen
Die Fällung von Hydroxiden im Entascher
ist eine pH-abhängige Gleichgewichtsreaktion.
Je nach Lage des Fällungs-Lösungsgleichgewichts
bleibt ein
mehr oder weniger großer Teil der
Schwermetall-Ionen gelöst. Bei hohen
pH-Werten (> pH 12) treten im Schlackewasser
auch Oxo-Anionen von Kupfer,
Blei und Zink auf. Diese können Massenkonzentrationen
bis zu einigen mg/l
erreichen. Vereinfachend können die
wasserlöslichen Anteile als Bestandteil
löslicher Salze angesehen werden.
Zur Einstufung der chemisch gebundenen
Anteile der Metalle ist die Definition des
Begriffs „Stoff“ nach Chemikalienrecht zu
berücksichtigen:
Im Gegensatz zu der Definition eines (chemischen)
Stoffes als Element oder definierte
Verbindung können Stoffe im Sinn der
CLP-Verordnung aus einer oder mehreren
bekannten Komponenten bestehen oder
aber auch als sogenannte UVCB-Stoffe Materialien
unbekannter oder variabler Zusammensetzung
darstellen (UVCB: substances
of unknown or variable composition,
complex reaction products or biological
materials). UVCB-Stoffe werden in der Regel
nicht nur durch die (Elementar-)Zusammensetzung,
sondern auch durch zusätzliche
Parameter wie den Entstehungsprozess
definiert. Obwohl die Bindungsformen
toxischer Schwermetalle in Rostaschen
nicht abschließend im Detail geklärt
werden können, lassen sich im Sinn
derartiger UVBC-Stoffe Stoffgruppen hinsichtlich
der Bindungsform von Schwermetallen
in HMV-Rostaschen unterscheiden.
Der gemeinsame Ursprung der Stoffgruppen
ist geprägt durch die Entstehung
im thermischen Prozess der Abfallverbrennung,
die Unterscheidung erfolgt hinsichtlich
der Freisetzbarkeit der Schwermetalle.
Ein Ansatz zur Unterscheidung hinsichtlich
der Freisetzbarkeit toxisch wirkender
Schwermetall-Ionen bzw. der erwarteten
aquatischen Toxizität von Stoffgruppen
muss sich an der Einstufung von Stoffen
nach ihrer aquatischen Toxizität orientieren.
In der Regel wirken nicht die Schwermetallverbindungen
selbst toxisch, sondern daraus
freigesetzte Ionen der Schwermetalle. Leicht
lösliche Salze aquatisch toxisch wirkender
Schwermetalle werden entsprechend der
Toxizitätsschwellen der Schwermetall-Ionen
sowohl hinsichtlich der akuten Toxizität
als auch hinsichtlich der chronischen Toxizität
eingestuft. Dabei gelten für die Bewertung
der chronischen Toxizität sehr niedrige
Konzentrationsgrenzen. Diese bemessen
sich letztlich nach der Wirkschwelle nachteiliger
Einwirkungen auf die empfindlichsten
aquatischen Spezies [3].
In Wasser wenig lösliche Schwermetallverbindungen
werden gleich wie die leicht
löslichen Verbindungen eingestuft, wenn
zu erwarten ist, dass die Löslichkeit höher
ist als die Wirkschwelle der akuten bzw.
chronischen Toxizität auf aquatische Organismen.
Dies wird angenommen, sofern
nicht durch einen Test nach dem OECD-
„Transformation/Dissolution Protocol“
(T/D-Protocol, [11]) das Gegenteil nachgewiesen
ist. Dieses sieht anspruchsvolle
Testbedingungen vor: die Laufzeiten der
Tests betragen 7 bzw. 21 Tage, für die Einstufung
hinsichtlich H410 ist die Löslichkeit
im pH-Bereich zwischen pH 8 und
pH 6 zu prüfen.
Zur Differenzierung von Bindungsformen
wurde über die Ergebnisse folgender Methoden
berichtet:
––
quantitative Röntgendiffraktometrie
(XRD mit Rietveld-Verfeinerung) lässt
eine Zuordnung und Quantifizierung
kristalliner Phasen (d.h. unterschiedlicher
Stoffe) zu. Die Quantifizierungsgrenze
liegt in der Regel bei ca. 1 % und
somit zu hoch für die Einstufung hinsichtlich
HP 14.
––
Rasterelektronenmikroskopie mit EDX
ist hauptsächlich geeignet für die Bestimmung
der stofflichen Zusammensetzung
von Einzelpartikeln. Nach entsprechender
Präparation der Proben ist auch
die Analyse von größeren Flächenbereichen
möglich, deren Ergebnisse auch
eine näherungsweise Berechnung der
Phasenanteile in der Probe zulassen. Die
Methode erfordert einen großen Aufwand
in der Probenvorbereitung, in der
Analyse und bei der Auswertung.
––
Röntgenabsorptionsfeinstrukturanalyse
(XANES, EXFAS) sind Methoden, die es
zulassen, aus der Struktur an den Kanten
von Röntgenabsorptionsspektren
Rückschlüsse auf die chemische Umgebung
eines Elements zu ziehen. Zur Anregung
der Proben wird Synchrotronstrahlung
benötigt, so dass die Methoden
nicht für die Routineuntersuchungen
zur Verfügung stehen.
––
Die sequenzielle Extraktion von Schwermetallen
mit Säuren unterschiedlicher
Stärke, Komplexbildnern und unter Variation
der Redoxbedingungen wurde als
Methode zum Charakterisieren der Bindungsformen
von Schwermetallen in
Böden und Sedimenten entwickelt. Obwohl
sich diese Matrices deutlich von
Rost-aschen unterscheiden, wurde die
Methode mehrfach auch auf Rostaschen
angewandt. Die Ergebnisse sind nur eingeschränkt
interpretierbar [20] und sie
lassen keinen direkten Schluss auf
die aquatische Toxizität der Fraktionen
zu.
Die in diesem Beitrag dargestellte Methode
unterscheidet sich von den genannten Methoden
dadurch, dass Stoffgruppen entlang
der Einstufungskriterien des Chemikalienrechts
differenziert werden.
77

Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen VGB PowerTech 10 l 2020
Ansatz zur Bestimmung der
Ökotoxizität von Rostaschen unter
Berücksichtigung der
Bindungsformen
Grundlagen der Methode zur Unterscheidung
von Stoffgruppen und zur Bestimmung
der einstufungsrelevanten Anteile
der Schwermetalle sind die Abscheidung
metallisch vorliegender Anteile der
Schwermetalle und die selektive Extraktion
aller potenziell als H410 einzustufenden
Stoffe aus der Mineralphase.
Die in Wasser unter den Bedingungen des
T/D-Protocols nur schwer löslichen Oxide,
Hydroxide und Carbonate von Kupfer, Nickel,
Zink und Blei sind in verdünnten Lösungen
schwacher Säuren im pH-Bereich
zwischen pH 4 und pH 5 oder in starken
Komplexierungsmitteln wie EDTA so gut
löslich, dass eine Unterscheidung von
Gruppen der Bindungsformen chemisch
gebundener Schwermetalle durch selektive
Extraktion gelingt:
––
Wasserlösliche Verbindungen der genannten
Schwermetalle können durch
Analyse des wässrigen Eluats quantifiziert
werden (Stoffgruppe 3, „sicher
H410“)
––
die Anteile der Schwermetalle, die in
Verbindungen enthalten sind, die möglicherweise
als aquatisch chronisch hoch
toxisch (H410) einzustufen sind (z.B. die
Oxide von Kupfer und Zink), lassen sich
durch eine angepasste saure Extraktion
aus der Matrix lösen und dann quantifizieren.
Die Extraktionsbedingungen
müssen dabei so gewählt werden, dass
die mit H410 eingestuften Verbindungen,
die im Abfall zu erwarten sind, sicher
erfasst werden (Stoffgruppe 2, „potenziell
H410“). Als geeignete Extraktionsbedingungen
haben sich in
umfangreichen Tests die Extraktion über
24 h bei Raumtemperatur und pH 4 mit
einer Pufferlösung aus Maleinsäure und
Natriumacetat erwiesen. Derzeit lässt
sich nicht vermeiden, dass einzelne Stoffe
wie Nickeloxid, die nicht als H410 eingestuft
sind, zumindest teilweise miterfasst
werden. Insofern ist der Ansatz als
konservativ anzusehen.
––
Die Anteile der Schwermetalle, die chemisch
so fest gebunden sind, dass sie
nicht als H410 einzustufen sind1, verbleiben
im Extraktionsrückstand (Stoffgruppe
1 , „nicht H410“).
Zur Bewertung werden die Element-Gehalte
der Stoffgruppen in der Matrix angepasste
Modellsubstanzen umgerechnet
1 Ausnahme: auch chemisch beständige Bleiverbindungen
sind nach CLP-Verordnung wegen
der allgemeinen harmonisierten Einstufung
von Bleiverbindungen formal als H410 einzustufen.
Sie stellen aber eine von in schwachen
Säuren oder in Wasser löslichen Bleiverbindungen
unterscheidbare Stoffgruppe dar.
Tab. 1. Modellsubstanzen für die Stoffgruppen 1 bis 3.
Stoffgruppe und
Verbindungsklasse
Stoffgruppe 1:
Spinelle,
Inosilicate
Stoffgruppe 2:
Oxide,
Hydroxide,
Carbonate
Stoffgruppe 3:
lösliche Salze und
Oxo-Anionen
Beschreibung Element Modellsubstanz
nicht löslich in
schwacher
Säure (pH 4)
oder starkem
Komplexbildner
kaum löslich in
Wasser, löslich
in schwacher
Säure (pH 4)
wasserlöslich
(Salze)
und mit diesen Werten die Berechnung
nach Vorgabe der Abfallrahmenrichtlinie
durchgeführt. Die in Ta b e l l e 1 dargestellten
Modellsubstanzen wurden so ausgewählt,
dass sie jeweils den Stoff darstellen,
der in der entsprechenden Stoffgruppe
und der Matrix „Rostasche“ zu erwarten
sind und dem Vorsorgeprinzip entsprechend
mit dem kleinsten Anteil des Elements
den rechnerisch größten Beitrag zur
Prüfgröße ergeben. Diese Auswahl gilt nur
für Rostaschen aus der Hausmüllverbrennung,
für andere Matrices muss sie angepasst
werden.
Durchführung der Untersuchung
Stöchiometr.
Faktor
Einstufung nach CLP
Cu (Cu, Fe)Fe 2 O 4 - notifiziert -
Zn (Zn, Fe)Fe 2 O 4 - notifiziert -
Ni (Ni, Fe)Fe 2 O 4 - notifiziert -
Pb Ca(Pb)FeSi 2 O 6 * 1 harmonisiert
(Pb)
H410
Cu Cu 2 (OH) 2 CO 3 1,754 harmonisiert H410
Zn ZnO 1,245 harmonisiert H410
Ni NiCO 3 2,022 notifiziert H410
Pb PbCO 3 * 1 harmonisiert
(Pb)
H410
Cu CuSO 4 2,512 harmonisiert H410
Zn ZnSO 4 2,470 harmonisiert H410
Ni NiSO 4 2,636 harmonisiert H410
Pb Pb(NO 3 ) 2 * 1 harmonisiert
(Pb)
*: Bleiverbindungen werden beispielhaft genannt, hier ist eine Umrechnung nicht erforderlich, weil in der
CLP-Verordnung Bleiverbindungen allgemein eine harmonisierte Einstufung als H410 zugeordnet ist.
H410
Ein wesentlicher Teilschritt der Untersuchung
ist die Probenvorbereitung, deren
Ziel die Konservierung der Probe und die
unverfälschte Isolierung der einstufungsrelevanten
Bestandteile ist. Dazu wird die
schonend getrocknete Probe ohne Verfälschung
durch Metallabrieb auf Analysenfeinheit
(Korngröße < 0,25 mm) zerkleinert.
Dies gelingt, wenn bei der Zerkleinerung
Metallpartikel gezielt ausgetragen
werden.
Bei der Probenahme und bei Teilungsschritten
muss darauf geachtet werden,
dass das Volumen von Teilproben der Korngröße
und der Inhomogenität des Materials
angepasst sind. Bei der Probenahme
werden entsprechend LAGA PN 98 Mischproben
aus mindestens 4 Einzelproben erzeugt,
die zu Laborproben von mindestens
10 l Volumen verjüngt werden müssen. Dabei
wird das Maximalkorn auf 50 mm begrenzt,
weil größere Körner in der Regel
aus Metallen (goL), Unverbrannten oder
Inertstoffen bestehen. Im Labor werden
Teilproben zur Eluatherstellung abgeteilt
und der Rest getrocknet. Die trockene Probe
wird nach Abtrennen von Eisenpartikeln
durch schrittweises Brechen mit abnehmender
Spaltweite auf < 2 mm gebrochen.
Nichtmagnetische Partikel werden durch
Sieben und ggf. Sortieren des Überkorns
nach jedem Brechschritt ausgesondert.
Nach Teilung auf ca. 300 g wird schonend in
mehreren Schritten gemahlen. Nach jedem
Mahlschritt wird gesiebt (Maschenweiten
z.B. 2 mm, 1 mm, 0,5 mm und 0,25 mm),
um freigelegte Metallpartikel abzuscheiden.
Der Probenvorbereitung kommt hohe
Bedeutung zu, weil beim Brechen und Mahlen
erzeugte Metallspäne und Abrieb zu
Überbefunden bei den einstufungsrelevanten
Parametern führen. In B i l d 1 sind die
Stoffströme bei der Probenahme und Probenvorbereitung
dargestellt.
Die gemahlene Probe wird mit Königswasser
aufgeschlossen und die Aufschlusslösung
zur Bestimmung der Gesamtgehalte
z.B. mit ICP-OES analysiert. Ebenso werden
der Zink-Gehalt der isolierten Metallpartikel
< 1 mm und die Gehalte im wässrigen
Eluat bestimmt.
Zur selektiven Extraktion werden 1,5 g der
Analysenprobe mit 0,05 l einer wässrigen
Lösung von Maleinsäure, ß = 14 g/l, und
Na-Acetat, ß = 10 g/l als Extraktionsmittel
versetzt, der pH-Wert auf pH 3,8 bis pH 4
eingestellt und bei Raumtemperatur geschüttelt.
Während der Extraktion muss
der pH-Wert mehrfach auf den Sollwert
von pH 4 nachgestellt werden (z.B. nach
0,5 h, 1 h, 2 h, ...). Nach 24 h Extraktionsdauer
wird abfiltriert, die Lösung angesäuert
(pH < 2), auf ein definiertes Volumen
(z.B. 0,1 l) aufgefüllt und die Gehalte von
Cu, Zn, Pb und Ni analysiert.
Alle Analysenergebnisse werden auf die
Originalsubstanz der Rostascheprobe umgerechnet.
Der zu berücksichtigende Anteil
der Stoffgruppe 0 berechnet sich aus dem
Zink-Gehalt der Metallpartikel < 1 mm.
Der Gehalt an Stoffen der Stoffgruppe 1 berechnet
sich aus der Differenz des Gesamtgehalts
und des Gehalts extrahierbarer
78

VGB PowerTech 10 l 2020
Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen
Rost
asche
Probenahme,
Probeteilung
Grobschrott (Fe),
Inertes, Unverbranntes
und NE > 50 mm
Trocknen
Wasser
Brechen
Feinschrott (Fe),
Unverbranntes
NE 2 - 50 mm
Mahlen,
Sieben
NE 1 - 2 mm
Massenänderung -3 % -18 % -7 % -1 %
Bild 1. Stoffströme bei Probenahme und Probenvorbereitung (Beispieldaten).
Cu
Zn
Ni
Pb
Rostasche
Gesamtgehalt
8950
5720
701
680
Eluat
Zur Analyse
Mechanische Abtrennung
selektive Extraktion (pH 4)
"metallbefreite"
Probe
(3) sicher H410
NE < 1mm
(2) potentiell H410
(1) nicht H410
(0) Metalle (goL)
0,25 - 1 mm
(0) Metalle, gediegen oder in Legierung Chemisch gebundene Metalle
> 50 mm 2 - 50 mm 1 - 2 mm 0,25 - 1mm (1) (2) (3)
1300
220
300
20
4400
1500
140
110
1500
870
50
110
530
320
40
110
850
1400
100
130
350
1400
70
190
20
10
1
10
sind die meisten mit Vorschubrosten unterschiedlicher
Bauart ausgestattet, daneben
sind sowohl Walzen- als auch Rückschubroste
jeweils mehrfach vertreten. Der Feuerraum
ist bei den meisten Anlagen als Mittelstromfeuerung
ausgeführt, daneben sind
hier Gegenstromfeuerungen und Gleichstromfeuerungen
ebenfalls jeweils mehrfach
vertreten. Drei der thermischen Anlagen
wurden ausschließlich mit Abfällen zur
energetischen Verwertung befeuert. Der
Brennstoff der Hausmüllverbrennungsanlagen
enthielt in unterschiedlichem Maß
auch Abfälle zur energetischen Verwertung,
darunter auch Klärschlämme aus kommunalen
Kläranlagen. Damit wird der in
Deutschland vertretene Anlagenpark gut
abgebildet.
Die vier Schlackeaufbereitungsanlagen
sind konventionell aufgebaut, d.h. sie verfügen
über Sichter zum Abscheiden von
Unverbranntem und Aggregate zur Klassierung.
Eisen- und Nichteisenmetalle werden
nach Fraktionierung in mehreren
Korngrößenklassen über Magnet- und Wirbelstromscheider
abgeschieden. Vor der
Aufbereitung wurden die Rostaschen zwischen
einer Woche und mehr als einem
Monat gealtert.
In der Versuchsreihe betrug der Anteil der
Stoffgruppe 1 gerundet bei Kupfer mindestens
70 %, bei Zink mindestens 50 %, bei
Nickel mindestens 60 % und bei Blei mindestens
40 % des chemisch gebundenen
Gesamtgehalts. Die Anteile der Stoffgruppe
3 lagen durchgehend unter 5 %, so dass
Bild 2. Stoffstromdiagramm für Kupfer, Zink, Nickel und Blei über Probenahme, Probenvorbereitung
und Unterscheidung in Stoffgruppen unterschiedlicher Bindungsform.
Die jeweils einstufungsrelevanten Stoffgruppen sind hervorgehoben (Mittelwerte von
5 Proben einer Anlage).
Schwermetalle. Der Gehalt der Stoffgruppe
2 ist die Differenz des extrahierbaren Anteils
und des auf die Probe berechneten Gehalts
im wässrigen Eluat. Letzterer ist zugleich
der Gehalt der Stoffgruppe 3.
Zur Einstufung müssen die so ermittelten
Gehalte der Elemente in den verschiedenen
Stoffgruppen in Gehalte passend gewählter
Modellsubstanzen umgerechnet
werden (vgl. Ta b e l l e 1 ).
Ergebnisse
Um einen Bezug zu den Gesamtgehalten
der Schwermetalle in HMV-Rostaschen
herstellen zu können, wurden einzelne
Verbrennungsanlagen mit Probengrößen
in der Größenordnung einiger Mg, also
weit jenseits der nach LAGA PN 98 erforderlichen
Probengröße beprobt und die bei
der Probenahme und der Probenvorbereitung
ausgeschiedenen Metallkörner charakterisiert.
Das in B i l d 2 dargestellte
Stoffstromdiagramm zeigt, dass nur geringe
Anteile des Gesamtgehalts von Kupfer,
Zink, Blei und Nickel in einstufungsrelevanten
Stoffgruppen vorliegen.
Mit dem oben beschriebenen Ansatz zur selektiven
Extraktion wurden frische Rostascheproben
von 19 Anlagen zur Verbrennung
von Hausmüll und Abfällen zur energetischen
Verwertung und vier Anlagen zur
Aufbereitung der Rostaschen („Schlackeaufbereitungsanlagen“)
untersucht. Von
den untersuchten thermischen Anlagen
Massenanteil (Element) in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Tab. 2. Mindest- bzw. Höchstanteile der Stoffgruppen
1, 2 und 3 am Gesamtgehalt
von chemisch gebundenem Kupfer,
Zink, Nickel und Blei (gerundet).
Stoffgruppe und Element
Stoffgruppe
1
(„nicht
H410“)
Stoffgruppe
2
(„potenziell
H410“)
Stoffgruppe
3
(„sicher
H410“)
Kupfer ≥ 70 % < 30 % ≤ 1 %
Zink ≥ 50 % < 50 % ≤ 0,5 %
Nickel ≥ 60 % < 40 % ≤ 1 %
Blei ≥ 40 % < 60 % ≤ 2 %
Cu Zn Ni Pb Cu Zn Ni Pb Cu Zn Ni Pb
StGr 1 Stoffgruppe 2 Stoffgruppe 3
Bild 3. Differenzierender Ansatz: Unterteilung der Schwermetalle in Stoffgruppen nach selektiver
Extraktion. Höhe der Säule: Mittelwert, Fehlerbalken: 10. und 90. Perzentil der Messwerte.
79

Gefährliche Eigenschaft HP 14 von Rostaschen VGB PowerTech 10 l 2020
für die Stoffgruppe 2 Anteile von höchstens
rund 30 % (Kupfer), 50 % (Zink), 40 % (Nickel)
und 60 % (bei Blei) verblieben
(Bild 3). (Tabelle 2).
Der Definition der Stoffgruppen entsprechend
sollten in dem Rückstand der selektiven
Extraktion nur noch solche Stoffe
enthalten sein, die nicht als H410 einzustufen
sind. Dies wurde anhand der Untersuchung
nach T/D-Protocol [11] an den Extraktionsrückständen
einiger Rostaschen
bestätigt.
Einstufung nach HP 14 in der
Praxis
Der Praxisleitfaden der Verbände IGAM
und ITAD sieht als einen den Aufwand verringernden
aber konservativen Ansatz für
die Bewertung von HP 14 vor, auf die selektive
Extraktion zu verzichten und die Anteile
der Stoffgruppen 1 und 2 anhand der
oben dargestellten Mindestanteile der Stoffgruppe
1 zu berechnen. Bei allen nach Praxisleitfaden
bislang von uns untersuchten
Rostaschen lag der Gehalt an feinen Zinkpartikeln
(goL, < 1 mm) unter der Berücksichtigungsgrenze
von 0,1 %, so dass diese
bei der Berechnung der Prüfgröße nicht zu
berücksichtigen sind. Auch die Gehalte von
Blei lagen in den zu berücksichtigenden
Stoffgruppen deutlich unter der Berücksichtigungsgrenze.
Die Massenkonzentrationen
der Elemente Kupfer, Nickel und Zink in den
verschiedenen Stoffgruppen müssen vor der
Berechnung der Prüfgröße in die jeweilige
Modellverbindung umgerechnet werden.
Die Verbindungen der Stoffgruppe 3 und Nickelverbindungen
der Stoffgruppe 2 lagen
durchweg weit unter der Berücksichtigungsgrenze.
Zink in Stoffgruppe 2 (berechnet
als ZnO) überschritt die Berücksichtigungsgrenze
hingegen regelmäßig,
die Gehalte blieben in den bislang untersuchten
Proben aber deutlich unter 0,25 %.
Kupfer (als Cu(OH) 2 CO 3 ) erreichte die Berücksichtigungsgrenze
in einigen Fällen.
Letztlich wurde die Prüfgröße von 25 %
(0,25 % * 100) bislang nur in Proben einer
Anlage überschritten, so dass diese aus dem
Rahmen des Praxisleitfadens fiel.
Fazit
Eine problemangepasste Probenvorbereitung
ermöglicht es, die metallisch gediegen
oder in Legierung vorliegenden Anteile
der Schwermetalle Kupfer, Zink, Nickel
und Blei zu isolieren, so dass die chemisch
gebundenen Anteile der Schwermetalle getrennt
analysiert werden können Mit dem
Ansatz der selektiven Extraktion der Stoffe,
die potenziell als aquatisch chronisch
toxisch, Kategorie 1 (H410) einzustufen
sind, und der Ermittlung des wasserlöslichen
Anteils können die chemisch gebundenen
Anteile weiter differenziert werden.
Damit steht eine Methode zur Verfügung,
mit der die für die sachgerechte Einstufung
erforderlichen Informationen ermittelt
werden können.
Die Untersuchung einer Vielzahl von Proben
verschiedener Anlagen in verschiedenen
Regionen Deutschlands führte regelmäßig
zu dem Ergebnis, dass die Prüfgröße
zur Einstufung hinsichtlich HP 14 nicht
überschritten wird.
Dieser Beitrag stellt eine erweitere und aktualisierte
Fassung eines Originalbeitrags
von H. Nordsieck, K. Wambach, N. Thiel, R.
Warnecke und W. Rommel [1] dar, der in
Band 6 der Reihe „Mineralische Nebenprodukte
und Abfälle“ erschienen ist. Wir danken
dem TK-Verlag für die Zustimmung zur
Übernahme von Teilen dieser Veröffentlichung.
Literatur
[1] Nordsieck, H., Wambach, K., Thiel, N.,
Warnecke, R., Rommel, W.; Gefährliche Eigenschaft
HP 14 von Rostaschen. In: Thiel,
S. u.a. Mineralische Nebenprodukte und
Abfälle 6, S. 98 – 113, Thomé-Kozmiensky
Verlag, Nietwerder 2019. Online verfügbar
(20.10.20): https://www.vivis.de/wpcontent/uploads/MNA6/2019_
MNA_098-113_Nordsieck.
[2] EU (2018) Bekanntmachung der Kommission
– Technischer Leitfaden zur Abfalleinstufung
(2018/C 124/01). Amtsblatt der Europäischen
Union C 124/1 vom 9.4.2018.
(Online verfügbar: http://eur-lex.europa.
eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?uri=CE
LEX:52018XC0409(01)&from=DE).
[3] ECN: Revised classification of MSWI bottom
ash. ECN-X-16-125. Study for The
Dutch Waste Management Association,
CEWEP (Confederation of European Waste-to-Energy
Plants), and FIR (Fédération
Internationale du Recyclage). Petten (NL):
2016.
[4] „Einstufung von Hausmüllverbrennungsschlacken
in das Abfallverzeichnis anhand
der gefahrenrelevanten Eigenschaften
HP1-HP15“. Praxisleitfaden der Verbände
IGAM und ITAD e.V., Düsseldorf 2020. Online
verfügbar (20.10.10): https://www.
itad.de/service/mitgliederinfos/oeffentliche-anhaenge/20200424-praxisleitfaden_igam-itad-zur-einstufung-von-hmvschlacke_version_2-1.pdf/@@download/
file/20200424%20Praxisleitfaden_IGAM-
ITAD%20zur%20Einstufung%20von%20
HMV-Schlacke_Version_2.1.pdf.
[5] EU (2018): Richtlinie 2008/98/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates vom
19. November 2008 über Abfälle und zur
Aufhebung bestimmter Richtlinien. Official
Journal of the European Union L312,
22.11.2008, p. 3). Konsolidierte Fassung
vom 05.07.2018 (Online: https://eur-lex.
europa.eu/legal-content/DE/TXT/PDF/?
uri=CELEX:02008L0098-20180705).
[6] EU (2017): Verordnung (EG) Nr.
1272/2008 des Europäischen Parlaments
und des Rates vom 16. Dezember 2008 über
die Einstufung, Kennzeichnung und Verpackung
von Stoffen und Gemischen, zur Änderung
und Aufhebung der Richtlinien
67/548/EWG und 1999/45/EG und zur
Änderung der Verordnung (EG) Nr.
1907/2006. Amtsblatt der Europäischen
Union L353 vom 31.12.2008. Konsolidierte
Fassung zum Stand 4.5.2017 (online
verfügbar: http://data.europa.eu/eli/
reg/2008/1272/2017-06-01).
[7] Hennebert, P.: Proposal of concentration
limits for determining the hazard property
HP 14 for waste using ecotoxicological tests.
In: Waste Management 74, 2018, S. 74-85.
[8] Römbke, J., Ketelhut, R. (2014): Weiterentwicklung
der UBA-Handlungsempfehlung
zur ökotoxikologischen Charakterisierung
von Abfällen. Umweltbundesamt (Hrsg.):
TEXTE 19/2014. Dessau. (Online verfügbar:
https://www.umweltbundesamt.de/
sites/default/files/medien/421/publikationen/uba_handlungsempfehlung_hp14_
de.pdf).
[9] ECHA: Guidance on the Application of the
CLP Criteria Version 5.0. Helsinki: 2017
(Online: https://echa.europa.eu/documents/10162/23036412/clp_en.
pdf/58b5dc6d-ac2a-4910-9702-
e9e1f5051cc5).
[10] Nordsieck, H., Rommel, W., Wambach, K.:
Approaches on waste incineration residues
classification – examples from different European
Countries. Vortrag auf der IRRC
Waste-to-Energy. Web Congress 15. und
16.10 2020, organisiert von Thomé-
Kozmiensky Verlag GmbH, Nietwerder.
[11] UNECE: Globally harmonized system of
classification and labelling of chemicals
(GHS), 7th revision. Annex 10: Guidance
on transformation/dissolution of metals
and metal compounds in aqueous media.
United Nations, New York und Genf: 2017.
[12] Weigand, H.; Marb, C.: Zusammensetzung
und Schadstoffgehalt von Restmüll aus
Haushaltungen. In: Müll und Abfall, 2006,
S. 236-246.
[13] Deike, R., Ebert, D., Schubert, D., Ulum,
R., Warnecke, R. Vogell, M.: Das Recycling
von Metallen aus MV-Schlacke. In: Müll und
Abfall, 2014, S. 4-12.
[14] Knorr, W., Hentschel, B, Marb, C., Schädel,
S., Swerev, M., Vierle, O., Lay, J. P.): Rückstände
aus der Müllverbrennung. Erich
Schmidt Verlag, Berlin: 1999.
[15] Pfrang-Stotz, G., Reichelt, J., Sauter, J.:
Einfluss geänderter Stoffströme in der Abfallwirtschaft
auf die zukünftige Qualität
und die Verwertungsmöglichkeiten von
Müllverbrennungsschlacken. Forschungszentrum
Karlsruhe: Wissenschaftliche Berichte
FZKA 7025, Karlsruhe: 2005.
[16] Sjöblom, R.: Klassning av forbranningsrester
som farligt eller icke farligt avfall. Rapport
2017:423, Energiforsk AB, Stockholm:
2017.
[17] Saquib, N: Distribution and chemical association
of trace elements in incinerator residues
and mining waste from a leaching perspective.
Örebro Studies in Chemistry 15,
Örebro (SE): 2016.
[18] Speiser, C.: Exothermer Stoffumsatz in
MVA-Schlackedeponien: Mineralogische
und geochemische Charakterisierung von
Müllverbrennungsschlacken, Stoff- und
Wärmebilanz. PhD dissertation, Technische
Universität München: 2001.
[19] Ulum, R.: Copper recovery from fine particle
grain size fraction of bottom ash from Waste
to Energy plants. PhD dissertation, Universität
Duisburg-Essen, Duisburg: 2017.
[20] Haberl, J., Schuster, M.: Solubility of elements
in waste incineration fly ash and bottom
ash under various leaching conditions
studied by a sequential extraction procedure.
In: Waste Management 87, 2019, S.
268-278.
l
80

VGB CONGRESS 2021
100 PLUS VGB
ESSEN, GERMANY
22 AND 23 SEPTEMBER 2021
PLUS
l Recent and interesting information on energy supply.
l 100+ years of VGB. Future challenges and their solutions.
l Benefit from expertise and exchange with the community.
Photos ©: Grand Hall

PLUS
A journey through 100 years VGB | The foundation of the VGB 1920
Founding meeting of VGB, 29 November 1920, Merseburg, Germany
on invitation of the later first chairman Max Guilleaume (top, right)
Gründertreffen des VGB, 29. November 1920, Merseburg, Deutschland
auf Einladung des späteren ersten Vorsitzenden Max Guilleaume (oben, rechts)
On 29 November 1920, representatives of public
and industrial power generation met to jointly
develop solutions for current problems in their power
plants. This was the birth of today’s VGB PowerTech,
which celebrates its 100 th anniversary in 2020.
The meeting that led to the foundation of VGB
was documented in words and pictures.
Today’s technical journal of the same name has
accompanied the technical, political and social
developments over the 100 years of VGB’s work.
Am 29. November 1920 trafen sich Vertreter der
öffentlichen und industriellen Stromerzeugung, um
Lösungen für aktuell anstehende Probleme in ihren
Kraftwerken gemeinsam zu erarbeiten. Dies war die
Geburtsstunde des heutigen VGB PowerTech, der im
Jahr 2020 sein 100-jähriges Bestehen begeht.
Das Treffen, das zur Gründung des VGB geführt
hat, wurde in Wort und Bild dokumentiert.
Die heutige gleichnamige Fachzeitschrift hat die technischen,
politischen und gesellschaftlichen Entwicklungen
über die 100 Jahre des Bestehens des VGB begleitet.
Minutes of the first meeting of VGB
as Large Boiler Operators Association
Niederschrift der ersten Besprechung
als Verband der Großkesselbesitzer VGB
82

A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
PLUS
Exchange of experience and joint work on innovations and challenges have characterised
the work of VGB for its member companies since its foundation. This also includes the
international exchange, which was already pursued in the early years of VGB.
Erfahrungsaustausch und gemeinsame Arbeit an Innovationen und Herausforderungen prägen seit
Gründung des VGB die Arbeit des Verbandes für seine Mitgliedsunternehmen. Dazu gehört auch
der internationale Austausch, der schon in den frühen Jahren des VGB mit verfolgt wurde.
83

PLUS
A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
84

A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
PLUS
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PLUS
A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
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A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
PLUS
87

PLUS
A journey through 100 years VGB | The 1920es | VGB Mitteilung · Nr. 21 (1928)
In January 1924 the first VGB Members’ Information was published regularly.
Im Januar 1924 erschien die erste dann regelmäßig
publizierte Mitgliederinformation des VGB.
88

A journey through 100 years VGB | The 1930ies | VGB Mitteilung · Nr. 41 (1933)
PLUS
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PLUS
A journey through 100 years VGB | The 1930ies | VGB Mitteilung · Nr. 41 (1933)
90

A journey through 100 years VGB | The 1930ies | VGB Mitteilung · Nr. 41 (1933)
PLUS
91

VGB PowerTech 10 l 2020
Plants in direct exchange of experience with VGB I August 2020
Nuclear
power plant
Country
Type
Nominal
capacity
Gross Net
MW MW
Operating
time
generator
in h
Energy generated
(gross generation) MWh
Month Year 1 commis-
Since
sioning
Time Unit capability
availability % factor %*
Energy unavailability
%*
Energy
utilisation %*
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1
Planned** Unplanned***
Month Year Month Year
Month Year 1
Month Year 1 Month Year 1
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 744 1 008 400 7 063 200 347 301 444 100 .00 89 .01 100 .00 89 .00 0 10 .99 0 0 0 0 .01 96 .98 86 .27 -
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 988 411 7 654 253 368 375 275 100 .00 100 .00 94 .30 94 .14 5 .70 5 .64 0 0 0 0 .22 90 .20 88 .06 -
KKE Emsland DE PWR 1406 1335 744 1 025 896 7 310 311 364 910 512 100 .00 90 .75 100 .00 90 .64 0 9 .27 0 0 0 0 .09 98 .01 88 .79 -
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 647 918 631 7 384 853 373 147 322 87 .00 89 .74 85 .93 89 .49 12 .00 10 .24 0 0 2 .08 0 .26 82 .74 84 .52 1,2
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 743 950 355 6 243 803 347 567 356 99 .80 81 .51 96 .40 79 .63 0 12 .34 1 .66 7 .78 1 .93 0 .25 94 .23 78 .73 -
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 010 366 6 482 880 394 757 726 100 .00 92 .03 99 .93 91 .78 0 .04 7 .64 0 0 .13 0 .03 0 .45 94 .33 76 .93 -
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 670 470 4 870 299 274 335 769 100 .00 93 .28 99 .93 90 .64 0 .07 6 .38 0 2 .23 0 0 .75 97 .95 90 .42 -
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 744 667 454 5 073 464 264 437 550 100 .00 95 .42 99 .94 94 .85 0 5 .08 0 .06 0 .01 0 0 .06 97 .51 94 .19 -
KCB Borssele NL PWR 512 484 744 366 943 2 658 771 170 640 205 100 .00 90 .11 100 .00 89 .26 0 7 .53 0 2 .85 0 0 .36 96 .17 88 .77 -
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 744 271 051 1 892 910 132 201 730 100 .00 85 .64 100 .00 85 .43 0 14 .57 0 0 0 0 95 .69 84 .96 7
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 423 146 462 2 079 391 139 376 174 56 .86 94 .52 55 .39 94 .25 42 .73 5 .43 0 0 1 .88 0 .32 51 .17 93 .40 1,7
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 744 773 594 5 702 280 327 818 515 100 .00 92 .87 99 .95 92 .34 0 .02 7 .63 0 0 .02 0 .03 0 98 .09 91 .88 7
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 744 783 529 5 178 896 260 926 922 100 .00 86 .29 100 .00 85 .60 0 14 .04 0 0 0 0 .37 97 .94 82 .33 -
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 358 695 2 889 649 118 773 833 100 .00 100 .00 100 .00 99 .95 0 0 .05 0 0 0 0 96 .42 98 .71 -
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 354 630 2 859 144 113 902 462 100 .00 99 .90 100 .00 99 .67 0 0 .05 0 0 0 0 .28 95 .33 97 .67 -
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 736 331 301 1 679 060 111 930 796 98 .93 60 .20 92 .69 58 .82 0 15 .71 0 0 7 .31 25 .46 89 .06 57 .35 -
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 362 313 2 404 064 113 111 021 100 .00 82 .85 100 .00 82 .80 0 14 .60 0 0 0 2 .60 97 .40 82 .12 -
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 744 797 762 4 528 724 126 443 537 100 .00 71 .82 99 .91 70 .93 0 .09 24 .48 0 0 0 4 .59 99 .10 71 .49 -
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 537 566 281 4 892 583 122 375 201 72 .18 76 .33 70 .14 76 .02 29 .86 23 .96 0 0 0 0 .02 70 .35 77 .23 1
Doel 1 BE PWR 454 433 744 327 687 898 926 138 634 986 100 .00 34 .45 99 .96 33 .72 0 .04 56 .46 0 0 0 9 .82 94 .20 32 .86 -
Doel 2 BE PWR 454 433 669 281 170 949 340 137 284 810 89 .92 37 .17 88 .80 36 .56 10 .52 43 .26 0 0 0 .69 20 .18 80 .44 35 .16 -
Doel 3 BE PWR 1056 1006 0 0 5 008 404 268 120 054 0 81 .48 0 81 .44 100 .00 18 .56 0 0 0 0 0 80 .57 2
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 787 249 5 620 482 275 258 757 100 .00 88 .86 99 .61 88 .05 0 11 .68 0 0 0 .39 0 .27 95 .81 87 .04 -
Tihange 1 BE PWR 1009 962 0 0 0 307 547 424 0 0 0 0 0 78 .67 0 0 100 .00 21 .33 0 0 2
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 744 756 061 5 852 472 263 906 990 100 .00 96 .52 99 .98 96 .19 0 .02 0 .03 0 0 .06 0 3 .72 97 .03 95 .60 -
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 0 0 4 096 335 284 658 911 0 64 .81 0 64 .74 100 .00 35 .25 0 0 0 0 .01 0 64 .63 2
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:
400 MWh
Since the beginning of the year: 10,915 MWh
Since commissioning: 560,113 MWh
KKB 2 Beznau
Month:
11 MWh
Since the beginning of the year: 2,138 MWh
Since commissioning: 134,754 MWh
KKG Gösgen
Month:
7,219 MWh
Since the beginning of the year: 52,984 MWh
Since commissioning: 2,437,185 MWh
8 New nominal capacity since January 2020
92

VGB PowerTech 10 l 2020
VGB News | Personalien
VGB News
Indo-German Energy Forum:
Further test runs planned in
Indian power plants
(vgb) A team of Indian and German experts
is currently planning test runs at the
Indian power plants Andal and Maithon.
These test runs aim to assess the potential
for the flexible operation of these two coalfired
power plants. The Andal power plant
is located in the state of West Bengal and is
operated by Damodar Valley Corporation
– unit 2 with a capacity of 500 MW is selected
for the test runs. The nearby Maithon
power plant in Jharkhand state is operated
by TataPower. The investigations
also focus on unit 2 with 525 MW.
The work is coordinated by the Flexibility
Task Force under the auspices of the Indo-German
Energy Forum (IGEF), headed
by the Director Operations at NTPC. On the
Indian side, also the Central Electricity Authority
(CEA), the system operator POSO-
CO and BHEL are involved. The VGB partner
organization EEC coordinates the
work, supported by VGB, GIZ, Siemens and
Steag Energy Services.
Flexible operation of thermal power
plants has been at the top of the IGEF agenda
since 2016. The German Federal Ministry
for Economic Affairs and Energy is responsible
for the activities on the German
side – GIZ manages the projects on behalf
of the ministry. Important milestones so far
have been the successful test runs in the
Dadri coal-fired power plant and the publication
of the Flexibility Toolbox. As part of
a new contract from GIZ, VGB continues its
work with its partners.
In the meantime, flexible power plant operation
has also become a topic of the Turkish-German
energy partnership – the VGB
is also actively involved in this.
Deutsch-Indisches Energieforum:
Weitere Testläufe in indischen
Kraftwerken geplant
Ein Team aus indischen und deutschen
Fachleuten ist gerade dabei, Testläufe in
den indischen Kraftwerken Andal und Maithon
zu planen. Diese Testläufe zielen darauf
ab, das Potenzial für den flexiblen Betrieb
dieser beiden Kohlekraftwerke zu bewerten.
Das Kraftwerk Andal befindet sich
im Bundesstaat Westbengalen und wird
von der Damodar Valley Corporation betrieben
– der Block 2 mit einer Leistung von
500 MW ist für die Testläufe vorgesehen.
Das ganz in der Nähe im Bundesstaat
Jharkhand gelegene Kraftwerk Maithon
wird von TataPower betrieben. Hier steht
ebenfalls der Block 2 mit 525 MW im Fokus
der Untersuchungen.
Die Arbeiten werden von der Task-Force
Flexibility unter dem Dach des Deutsch-Indischen
Energieforums (DIEF) koordiniert,
deren Leitung der Director Operations bei
NTPC innehat. Auf indischer Seite arbeiten
weiter die Central Electricity Authority, der
Netzbetreiber POSOCO und BHEL mit. Die
VGB-Partnerorganisation EEC koordiniert
die Arbeiten, die auf deutscher Seite von
VGB, der GIZ sowie von Siemens und Steag
Energy Services begleitet werden.
Flexibler Betrieb thermischer Kraftwerke
steht bereits seit 2016 ganz oben auf der
DIEF-Agenda. Die Aktivitäten werden auf
deutscher Seite vom BMWi verantwortet –
die GIZ wickelt die Projekte im Auftrag des
BMWi ab. Wichtige Meilensteine bisher
waren die erfolgreich durchgeführten Testläufe
im Kohlekraftwerk Dadri und die Veröffentlichung
der Flexibility Toolbox. Im
Rahmen eines neuen Auftrags der GIZ setzt
VGB die Arbeit mit seinen Partnern fort.
Mittlerweile ist der flexible Kraftwerksbetrieb
auch zum Thema der Deutsch-Türkischen
Energiepartnerschaft geworden –
der VGB ist auch dabei aktiv eingebunden.
LL
www.vgb.org
www.energyforum.in
Personalien
Gunnar Groebler verlässt
Vattenfall und wird
Vorstandsvorsitzender der
Salzgitter AG
(vattenfall) Gunnar Groebler, Leiter des
Geschäftsbereichs Wind von Vattenfall,
wird im Frühjahr 2021 das Unternehmen
verlassen, um Vorstandsvorsitzender des
deutschen Stahl- und Technologieunternehmens
Salzgitter AG zu werden.
Gunnar Groebler kam 1999 zu Vattenfall
und hat entscheidend dazu beigetragen,
Vattenfall zu einem führenden Unternehmen
im Bereich der Erzeugung erneuerbarer
Energien zu machen. „Nach 21 spannenden
und lehrreichen Jahren bei Vattenfall
habe ich entschieden, den nächsten
Schritt zu gehen. Ich blicke auf eine großartige
Zeit zurück, in der ich das Wind- und
Solar-Geschäft von Vattenfall zu einem der
führenden Unternehmen in der Branche
der Erneuerbaren entwickelt und die Vorreiterrolle
von Vattenfall bei der Energiewende
stark mit ausgebaut habe. Es hat mir
große Freude bereitet, mit einem hochprofessionellen
und engagierten Team zusammenzuarbeiten“,
sagt Gunnar Groebler .
Um einen nahtlosen Übergang und eine
reibungslose Übergabe zu gewährleisten,
wird Gunnar Groebler bis spätestens Mai
2021 in seiner derzeitigen Funktion bleiben.
(203211254)
LL
www.vattenfall.de
Veränderung im swb-Vorstand:
Aus dem Trio wird ein Duo
(swb) Timo Poppe (40), Vorstand Infrastruktur
und Finanzen wird sich nach acht
Jahren als swb-Vorstand beruflich neu orientieren.
Zum 31. Dezember 2020 wird er
das Unternehmen verlassen. Der swb-Aufsichtsrat
respektiert seinen Wunsch nach
einer neuen beruflichen Perspektive, bedauert
seinen Weggang und hat ihm zugleich
sein Vertrauen ausgesprochen.
In diesem Zusammenhang hat der swb-Aufsichtsrat
eine Entscheidung für Stabilität
und langfristige Perspektive im swb-Management
getroffen und mit Olaf Hermes
(49), Vorstand Vertrieb und Personal, einen
Folgevertrag über fünf Jahre abgeschlossen.
„Wir freuen uns, dass wir mit Olaf Hermes
auch in den nächsten fünf Jahren unsere
erfolgreiche Zusammenarbeit fortsetzen
können,“ sagt Stefan Dohler, Vorstandsvorsitzender
der EWE AG und Vorsitzender des
Aufsichtsrats der swb AG.
LL
www.swb.de
Alexander Land neuer Leiter
Unternehmenskommunikation &
Energiepolitik der Trianel GmbH
(trianel) Alexander Land (49) übernimmt
zum 1. Oktober 2020 die Leitung des Bereichs
Unternehmenskommunikation &
Energiepolitik bei der Stadtwerke-Kooperation
Trianel. Sven Becker, Sprecher der
Geschäftsführung der Trianel GmbH, der
den Bereich zuletzt kommissarisch selbst
führte, freut sich über die Besetzung:
„Durch das Generationenprojekt Energiewende
steht die gesamte Branche vor großen
kommunikativen und energiepolitischen
Herausforderungen. Trianel wird –
wie schon in den letzten Jahren – gemeinsam
und im Auftrag ihrer kommunalen
Gesellschafter ihren Beitrag für diesen
Veränderungsprozess leisten und dabei
noch stärker auf die Themen Innovation
und Nachhaltigkeit setzen. In dem Sinne
freue ich mich sehr, dass wir mit Alexander
Land einen erfahrenen Kommunikationsprofi
gewinnen konnten, mit dessen Unterstützung
wir gerade diese Themen zum
Gelingen der Energiewende weiter dynamisch
vorantreiben werden.“ (203211257)
LL
www.trianel.de
93

COVID-19
Update I-2020
| Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung und Speicherung von Strom und Wärme
| Sonderpublikationen zu VGB-Veranstaltungen
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Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte
Aktuelle Hinweise zu VGB-Veranstaltungen finden Sie unter www.vgb.org
MEDIADATEN 2020
Media-Informationen 2020
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Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey
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Telefon: +49 201 8128-212
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Web: www.vgb.org | Publikationen
Inserentenverzeichnis 10 l 2020
SWAN Analytical
Titelseite
Instruments AG
Energie-Campus Deilbachtal U II
SWAN Analytical
U IV
Instruments AG
BRAUER Maschinentechnik AG 9
RWE Group 11
Rheinbraun Brennstoff GmbH
VEW-GmbH13
VGB-OnLine Seminar 3
Basics Wasserchemie
im Kraftwerk 2021
VGB-Fachtagung15
Dampfturbinen
und Dampfturbinenbetrieb 2021
VGB OnLine Workshop 17
Operation of Wind Power Plants
in Cold Climate 2021
VGB OnLine Workshop 19
2. Digi-Tag 2021
VGB-Workshop23
Emissionsüberwachung 2021
94

VGB PowerTech 10 l 2020
VGB Events | Events
VGB Events 2020/2021 | Please visit our website for updates!
– Sub ject to chan ge –
Congress/Kongress 2021
VGB Kongress | 100 PLUS
VGB Congress | 100 PLUS
mit Fachausstellung/
with technical exhibition
PLUS
22 and 23 September 2021
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
Please visit our website for updates
about VGB-Events in 2020!
2021
Please visit our website for updates
about VGB-Events in 2021!
VGB-Fachtagung
Gasturbinen und
Gasturbinenbetrieb 2021
VGB Conference
Gas Turbines and Operation
of Gas Turbines2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
17 and 18 March 2021
Potsdam, Germany
Contact:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-gasturb@vgb.org
VGB-Fachtagung
Thermische Abfallverwertung
und Wirbelschichtfeuerungen 2021
mit Fachausstellung
24. und 25. März 2021
Hamburg, Deutschland
Kontakt:
Barbara Bochynski
T: +49 201 8128-206
E: vgb-therm-wirb@vgb.org
VGB-Konferenz
Dampfturbinen und
Dampfturbinenbetrieb 2021
VGB Conference
Steam Turbines and Operation
of Steam Turbines 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
1 and 2 June 2021
Cologne, Germany
Kontakt:
Diana Ringhoff
T: +49 201 8128-232
E: vgb-dampfturb@vgb.org
VGB
Chemiekonferenz 2021
VGB Conference
Chemistry 2021
mit Fachausstellung/with technical exhibition
26 to 28 October 2021
Ulm, Germany
Contact:
Ines Moors
T: +49 201 8128-274
E: vgb-chemie@vgb.org
Seminare | Workshops
2020
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
2021
Operation of Wind Power Plants
in Cold Climate - OnLine
12 to 13 January 2021
Contacts:
Ulrich Langnickel
T: +49 201 8128 238
E: vgb-operation-wind@vgb.org
Akalya Theivendran
T: +49 201 8128 230
E: vgb-operation-wind@vgb.org
GB-Workshop
Basics Wasserchemie
im Kraftwerk | OnLine
26. und 27. Januar 2021
Webinar
Kontakt:
Konstantin Blank
T: +49 201 8128-214
E: vgb-wasserdampf@vgb.org
VGB-Workshop
2. Digi-Tag | OnLine
10. und 11. Februar 2021,
Essen/Online, Deutschland
Kontakt:
Dr. Thomas Eck (Fachliche Koordination)
Jörg Kaiser (Fachliche Koordination)
Barbara Bochynski (Organisation)
T: +49 201 8128-205
E: vgb-digi-tag@vgb.org
VGB-Workshop
Emissionsüberwachung
10. März 2021,
Essen, Deutschland
Kontakt:
Stephanie Schlüter
T: +49 201 8128-244
E: vgb-emission@vgb.org
VGB-Fortbildungsveranstaltung
Abfall und Gewässerschutz
20. bis 22. April 2021,
Grenzau, Deutschland
Kontakt:
Gerda Behrendes
T: +49 201 8128-313
E: vgb-abf-gew@vgb.org
VGB-Workshop
11. Emder Workshop Offshore
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin
7./8. Mai 2021
Emden, Deutschland
Kontakt:
Gerda Behrendes
T: +49 201 8128-313
Guido Schwabe
T: +49 201 8128 272
E: vgb-arbeitsmed@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 10 l 2020
Preview 11 l 2020
Focus: Power plant maintenance
Digitalisation
Fokusthema: Anlagenbetrieb
Digitalisierung
DigiPoll@Energy 2020: Digitalization in
the Energy Sector – Status-quo, outlook
and need for action
DigiPoll@Energy 2020: Digitalisierung im
Energiesektor – Status-quo, Ausblick und
Handlungsbedarf
Paul Weigel and Klaus Görner
Imprint
Digitalization possibilities and the
potential of the Digital Twin for
steam supply systems
Digitalisierungsmöglichkeiten und das Potenzial
des Digital-Twin für Dampfversorgungssysteme
Lukas Kasper, Thomas Bacher, Felix Birkelbach
and René Hofmann
Gas Turbine Combustors with Constant
Volume Heat Addition
Gasturbinen mit Gleichraumverbrennung
Friedrich Hala
Each aspect of modelling this 5D‐DT is discussed in the following subsections. In Section 4.6 a
demonstrative use cases and an economic evaluation is presented. A more in‐depth treatment of this
topic can be found in the final report of the DigiSteam project [13].
Figure 3‐ 5D‐DT model of a Steam Generator, adapted from [50]. The Physical Steam Generator (1) in the physical space is
linked via the Connection dimension (2) to the virtual space, which consists of the Digital Steam Generator (3), i.e. virtual
entity, the Data model (4) and the Service model (5).
5D-DT model of a steam generator
4.1 Physical entity
The To physical be entity published consists of all functional in the subsystems article and any “Digitalization
physical sensor/actuator technology
that is built into the steam supply system.
possibilities and the potential of the Digital Twin
for steam supply systems”
4.2 Communication model
The communication model in a 5D‐DT fulfils the basic task of establishing connections between all
other parts of the model, most importantly between the real and virtual space. It is only through this
by Lukas Kasper, Thomas Bacher,
bidirectional communication infrastructure that the 5D‐DT has the ability to access data from the
physical Felix entity Birkelbach and process it digitally and to obtain René relevant Hofmann
information. Essential characteristics of the
communication model are real‐time capability, integration of heterogeneous end‐devices, scalability
and security [55].
Exemplary communication infrastructures for I4.0 and Digital Twins based on IoT technology are
given in [56, 57]. The use of open communications standards for industrial automation, notably OPC
Unified Architecture (OPC UA) are highly encouraged in literature. OPC UA also provides the basis for
further information modeling in the data model.
4.3 Virtual entity
The virtual entity of the DT is a high‐fidelity representation of the physical entity. The virtual entity
reproduces the geometry, physical properties, behaviours and rules of the physical entity in the
virtual world [50]. The coupling of these four sub model classes is used to form a complete mirror
image of the physical entity. In addition to this division in sub model classes, a modular modelling
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VGB PowerTech e.V.
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Praha/Czech Republic
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Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece
Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany
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Editorial planning | Topics 2020
COVID-19 | UPDATE I-2020 | FACHZEITSCHRIFT
REDAKTIONSPLAN · (Stand: 4. Mai 2020. Aktuelle Informationen unter www.vgb.org) (*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
Februar
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Windenergieanlagen: Betrieb & Instandhaltung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft
April Instandhaltung in Kraftwerken | Kraftwerksnebenprodukte |
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Kraftwerkstechnik | Know-how- und Kompetenzsicherung
Mai Speichertechnologien (Power-to-Gas, Batterien, Pumpspeicher etc.) | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken |
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 31. Mai 2020
Regel- und Ausgleichsenergie | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung, Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 25. 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 17. 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
Neuer Termin! | VGB-Konferenz „KELI – Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2020“, 23. bis 25. November 2020, Bremen/Deutschland
Neuer Termin! | VGB-Fachtagung „Dampferzeuger, Industrie- und Heizkraftwerke, BHKW 2020“, 23. bis 25. November 2020, Papenburg/Deutschland
• 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
Neuer Termin! | VGB-Fachtagung „Brennstofftechnik und Feuerungen 2020“, 9. und 10. Dezember 2020, Hamburg/Deutschland
Neuer Termin in 2021 | VGB-Fachtagung „Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb “, verlegt auf den 1. und 2. Juni 2021, Köln/Deutschland
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
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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
COVID-19
Update I-2020

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www.swansystems.ch
systems@swansystems.ch
Refurbishment of Existing SWAS