Lebensdauer- management - AREVA

Advanced Nuclear Power 

D AS MAGAZIN VON FRAMATOME ANP 

Nr. 6 Februar 2003 

Ein Unternehmen von AREVA und Siemens 

Lebensdauermanagement 

Aus umfassender 

Erfahrung schöpfen

Advanced Nuclear Power 

Nr. 6 Februar 2003 

Framatome ANP 

weltweit 

Tour Framatome 

92084 Paris La Défense Cedex 

Frankreich 

Tel.: +33 1 47 96 00 00 

Fax: +33 1 47 96 36 36 

FRinfo@framatome-anp.com 

Freyeslebenstr. 1 

91058 Erlangen 

Deutschland 

Tel.: +49 9131 18 95374 

Fax: +49 9131 18 94927 

DEinfo@framatome-anp.com 

3315 Old Forest Road 

Lynchburg, VA 24501 

USA 

Tel.: +1 434 832 3000 

Fax: +1 434 832 0622 

USinfo@framatome-anp.com 

IMPRESSUM 

Herausgeber 

Nicolas Brun 

Redaktionsleitung 

Susan Hess 

Redaktion 

Jacqueline Buysse, Christine Fischer, 

Martha Wiese 

Gestaltung 

Bill Warner, O’Connor Group 

Autoren 

Pierre Boermans, David Brown, Patrick 

Clay, Jean-Jacques Crosnier, Manfred 

Erve, Eberhard Fischer, Gilles Goyau, 

Jean-Marie Grandemange, Ambros Hauser, 

Johannes Höbart, Robert Horbach, 

Hubertus Lindacher, Jean Oullion, 

Fernando-Maria Roumiguière, Günter 

Scherer, Wilfried Stoll, Ferdinand Uano 

INHALTSVERZEICHNIS 

3 Ausblick 

Branchen-Einblick 

4 Im Trend: Partnerschaften 

6 Nachhaltige Entwicklung: 

Der Gipfel in Johannesburg 

Titelgeschichte 

8 Lebensdauermanagement: 

Aus umfassender Erfahrung 

schöpfen 

Feature 

13 Mehr Leistung durch Optimierung des 

konventionellen Bereichs von DWR 

14 Optimierte Brennstoffausnutzung und erhöhte 

Anlagenverfügbarkeit mit TELEPERM XS in SWR 

15 Neugestaltung der Fremdnetzanschlüsse in Trillo 

Innovationen & Technologie 

16 Neue Tools für Reaktor-Inspektionen 

18 Neuer Manipulator erleichtert Rohrleitungsaustausch 

im Bereich des Chemikalieneinspeiseund 

Volumenregelsystems 

19 SIPLUG Online 3: Erste Module 

in Neckar in Betrieb genommen 

19 Verkürzung der Nachlade-Analyse 

mit Engineering-Datenbanken 

Rubriken 

20 Komponenten und Service 

21 Aufträge 

22 Veranstaltungen 

23 Kurz berichtet 

Titelbild: Kernkraftwerk Flamanville (Betreiber: Electricité de 

France) bei Cap de la Hague im Nordwesten Frankreichs. 

TELEPERM ist ein Warenzeichen von Siemens. SIPLUG 

und ADAM sind eingetragene Warenzeichen von Siemens. 

4 

16

Lebensdauermanagement- 

Planung 

8 

6 

Ausblick 

Kernenergie im Aufwind 

Die Nuklearindustrie erlebt eine aufregende Zeit: Die Kapazitätsausnutzung 

ist so hoch wie nie zuvor und steigt weiter; die Revisionszeiten werden 

kürzer und die Gestehungskosten für Strom aus Kernenergie sind niedrig 

verglichen mit einigen anderen Formen der Stromerzeugung. Aufgrund des zuverlässigen 

Betriebs von Kernkraftwerken hat sich in einigen Teilen der Welt die öffentliche 

Meinung gewandelt. 

Die niedrigen Gestehungskosten und die Überlegungen im Hinblick auf eine sichere 

Energieversorgung haben dazu geführt, dass die Kernenergie 

wieder stärker gefragt ist. Die Branche reagiert darauf mit 

Lebensdauerverlängerungen und Leistungserhöhungen. 

Obwohl viele der Anlagen schon seit zwanzig Jahren oder noch 

länger betrieben werden, sind sie unter den gegenwärtigen 

Bedingungen von großem Wert und müssen erhalten werden. 

Die Betreiber stehen daher vor der Notwendigkeit von Modernisierungen, 

insbesondere auf den Gebieten Austausch und 

Reparatur von Komponenten und Ertüchtigung von Elektro- 

und Leittechnik. Durch die niedrigen Stromerzeugungskosten 

sowie die hohe Kapazitätsausnutzung können die Kernkraftwerke die 

für die Modernisierungsmaßnahmen notwendigen Investitionen bereitstellen. 

Für die Modernisierungsmaßnahmen suchen die Betreiber nach Serviceanbietern, 

die ihnen dabei helfen, den gegenwärtigen Zustand ihrer Anlagen und die auftretenden 

Alterungsvorgänge zu erfassen, um so zu ermitteln, welche Maßnahmen für 

einen langfristig erfolgreichen Betrieb erforderlich werden. Gefragt sind Lieferanten, 

die die wirtschaftlichsten und sichersten Lösungen entwickeln und die Betreiber bei 

der Priorisierung der Maßnahmen unterstützen, die sich je nach Störungsanfälligkeit, 

Alterung, Austausch- bzw. Reparaturmöglichkeiten, Reparatur-Vorlaufzeiten 

u. ä. anbieten. Diese weit gesteckten und vielfältigen Aufgaben veranlassen einige 

Betreiber, Langzeit-Partnerschaften mit einem Lieferanten einzugehen. 

Neben der Erhaltung ihrer vorhandenen Anlagen haben die Betreiber mit langfristigen 

Überlegungen zum Bau neuer Kernkraftwerke begonnen, um den zukünftigen 

Energiebedarf mit sicherem, zuverlässigem und umweltfreundlichem Strom zu 

decken. Neue Reaktorkonzepte befinden sich derzeit überall in der Welt in Entwicklung 

und es wird fest damit gerechnet, dass innerhalb der nächsten Jahre der Auftrag 

für ein neues Kernkraftwerk vergeben werden wird. 

Für diejenigen von uns, die in dieser Branche schon seit einer Reihe von Jahren tätig 

sind, stellt die gegenwärtige Wende der Ereignisse nicht nur eine Bestätigung dar, 

sondern auch die willkommene Anerkennung der harten Arbeit, die die Branche 

über Jahre hinweg geleistet hat, um die Wirtschaftlichkeit und Notwendigkeit der 

Stromerzeugung aus Kernenergie als ein Bestandteil im Energiemix zu belegen. 

Thomas A. Christopher 

President & CEO 

Framatome ANP, Inc.


Im Trend: Partnerschaften 

In der Vergangenheit bevorzugten die 

Kernkraftwerksbetreiber die Zusammenarbeit 

mit einer Vielzahl möglichst kostengünstiger 

Lieferanten. Dies waren bis zu 

300 Lieferanten für den Anlagen-Support, 

weitere 100 für Revisionsleistungen plus 

weitere 800 bis 1000 Lieferanten für 

diverse Ersatzteile, Verbrauchsmaterialien 

oder Dienstleistungen. Für jeden von ihnen 

mussten Angebotsanfragen erstellt, Angebote 

angefordert und ausgewertet werden. 

All dies ist heute im Wandel. 

In Zeiten dynamischer Marktentwicklungen 

wird die Fähigkeit, kontinuierlich 

mit innovativen Dienstleistungen auf die 

Markterfordernisse einzugehen, existentiell 

relevant. Das mit diesen Aufgaben 

betreute Kraftwerksmanagement sieht 

sich mit einer Vielzahl von Herausforderungen 

konfrontiert, deren Lösung häufig 

nicht mehr nur im Kraftwerk, sondern 

zusammen mit Service-Partnern gesucht 

wird. Das Eingehen von Partnerschaften 

als eine Kooperationsform wird somit zu 

einer chancenreichen Handlungsoption. 

Gemeinsam mit dem Partner können 

Wertschöpfungspotenziale erschlossen 

werden, die für den Kraftwerksbetreiber 

allein unerreichbar sind. 

Die Konsolidierung der Kernkraftwerksbetreiber 

hat international zur Herausbildung 

diverser Typen von Partnerschaften 

geführt: Zwischen Energieversorgern und 

einem einzigen Lieferanten, zwischen 

einem Energieversorger und einem Konsortium 

aus mehreren Lieferanten oder 

als Zusammenschluss mehrerer Energieversorger. 

Eine weitere Form ist die 

Betreibergesellschaft, die Anlagen verschiedener 

Eigentümer betreibt. 

Warum Partnerschaften? 

Getrieben vom zunehmenden Wettbewerb 

und dem immer größer werdenden 

Mangel an qualifiziertem Service- 

A N T R I E B S K R Ä F T E 

REDUZIERTE KOSTEN 

Personal, betrachten die Energieversorger 

Partnerschaften als eine Möglichkeit zum 

Aufbau langjähriger Beziehungen, die 

sich nicht nur positiv auf das Betriebsverhalten 

ihrer Anlagen auswirken, sondern 

auch die Betriebskosten senken. 

Zwar sind die Kosten ein wesentlicher 

Faktor, aber nicht immer der wichtigste. 

So sind die Sicherheit der Anlage und 

des Personals sowie die Verfügbarkeit des 

Kraftwerks stets von höchster Bedeutung, 

aber auch die Verkürzung der Revisionsdauer 

und die Verbesserung des Anlagenbetriebs 

sind Schlüsselfaktoren. Zu den 

wesentlichen Vorteilen von Partnerschaften 

zählen die bessere Zuordnung wichtiger 

Ressourcen, die Senkung der Fixkosten, 

besonders im Einkauf und in der 

Unterstützung des technischen Personals, 

und eine bessere Revisionsplanung. Dem 

Konzept liegt zugrunde, dass ein Lieferant, 

der am Betrieb der Anlage interessiert 

ist und der an den Risiken, aber 

auch an den Chancen beteiligt ist, bessere 

Dienstleistungen bieten wird. Außerdem 

entwickeln die Partner, wenn sie 

über längere Zeit zusammenarbeiten, 

gegenseitiges Verständnis und etablieren 

4 Advanced Nuclear Power Nr. 6 Februar 2003 

VERBESSERTES BETRIEBSVERHALTEN 

VERBESSERTE DIENSTLEISTUNGEN 

optimierte Prozesse, die zu einem 

reibungsloseren, sichereren und kostengünstigeren 

Arbeitsablauf führen. 

Typische Arbeitsumfänge 

Der Revisions-Komplettservice mit 

Brennelementwechsel, Dampferzeugerinspektion 

und -service, Servicearbeiten an 

Pumpen, Armaturen und Motoren sowie 

Inspektion und Prüfung der Primärkreiskomponenten 

ist nur eine der Aufgaben, 

die beispielsweise durch Partnerschaften 

abgedeckt werden kann. Jedoch 

auch Brennelemente, mechanische Komponenten, 

Anlagenmodernisierungen 

sowie Elektro- und Leittechnik können 

Gegenstand einer Partnerschaft sein. 

Die Dauer einer Allianz beträgt anfangs 

zumeist zwischen drei und fünf Jahren, 

mit der Option der Verlängerung, wenn 

sie sich bewährt. 

Regelmäßige Bewertung 

ist unerlässlich 

Wesentlicher Bestandteil solcher Allianzen 

ist ein Bewertungsmechanismus mit 

vordefinierten Erfolgskriterien. Diese 

Kriterien liegen üblicherweise in den

F A C H W I S S E N 

W I R T S C H A F T L I C H K E I T 

A L L I A N Z E N 

M A N A G E M E N T 

P A R T N E 

R S C H A F T E N 

Bereichen Sicherheit, langfristige Kostensenkungsziele, 

Produktionsziele, Qualität, 

Zeit, Reduzierung der Dosisleistung sowie 

übergeordneter Kostenziele. Zu Beginn 

der Partnerschaft vereinbaren die Partner 

die Ziele und die jeweiligen Bewertungsmaßstäbe; 

danach beteiligen sie sich in 

gleichem Maße an der Analyse. 

Bei vielen Partnerschaften gibt es einen 

von beiden Parteien festgelegten Leistungsanreiz, 

beispielsweise bestimmte 

Arbeitssicherheits- und Kostensenkungsziele, 

Leistungsverbesserungskriterien 

oder die Einhaltung von festgelegten 

Budgets oder Qualitätsstandards. Durch 

das Teilen von Risiken und Chancen ist 

jeder daran interessiert, die vereinbarten 

Ziele zu übertreffen. Andere Erfolgskriterien 

sind die Bewertung oder der Rang 

der eigenen Anlagen im Vergleich mit anderen 

Kraftwerken, Sicherheitsstandards 

oder die Produktionskosten. 

Schlussfolgerung 

Der immer schärfer werdende Wettbewerb 

wird die Notwendigkeit eines 

kostenoptimierten Betriebs für die Kernkraftwerksbetreiber 

noch deutlicher werden 

lassen. Daher wird sich der Trend zu 

partnerschaftlichen Beziehungen fortsetzen. 

Langfristige Beziehungen sind für 

beide Seiten ein Gewinn: Sie vergrößern 

Vorteile der 

Partnerschaft 

� Verfolgung der gleichen Ziele 

� Senkung der Kosten bei den Partnern 

– Minimierung der Ausschreibungsund 

Angebotsbearbeitungskosten 

– bessere Planung bzgl. Ressourcen 

und Auslastung 

– Mengenrabatte 

� Förderung von 

– Know-how-Erhalt bzw. -Ausbau 

– optimierten Prozessen und Gerätschaften 

� Anstrengungen des Teams konzentrieren 

sich auf wichtige Maßnahmen 

– Erhöhung bzw. Erhalt der Sicherheit 

– Reduzierung der Personendosis 

– Beschleunigung des Ablaufs 

– Budgeteinhaltung 

� Teilen von Risiken und Chancen 

� Kontinuierliche Verbesserung 

� Verringerung der Schnittstellen 

die Bereitschaft, in Ressourcen zu investieren, 

um so eine langfristige kontinuierliche 

Verbesserung zu erreichen, die 

sowohl für den Energieversorger als auch 

für den Lieferanten und die gesamte 

Branche das Risiko senkt und die Chancen 

erhöht.


Nachhaltige Entwicklung sieht 

den Menschen, in den Worten des 

Philosophen Cornelius Castoriadis, als 

„Gärtner unseres Planeten Erde“, der 

diesen bestellt und seine Reichtümer genießt, 

ohne ihn zu schädigen oder seine 

Ressourcen zu erschöpfen. 

Geschichte 

Im Jahr 1987 etablierte die UN eine 

Kommission für Umwelt und Entwicklung 

unter dem Vorsitz der norwegischen 

Premierministerin Gro Harlem Brundtland. 

Der Bericht „Our Common Future“ 

wurde veröffentlicht und wies die Welt 

darauf hin, wie dringend eine ökonomische 

Entwicklung gebraucht werde, die 

aufrechterhalten werden könne, ohne die 

natürlichen Ressourcen zu erschöpfen 

oder die Umwelt zu schädigen. 

Die UN-Konferenz über Umwelt und 

Entwicklung (UNCED) 1992 in Rio de 

Janeiro zog 30 000 Menschen aus aller 

Welt an. Sie kamen zusammen, um das 

Problem der Umweltverschmutzung zu 

behandeln. Aus dieser Sitzung heraus 

wurde der neue Begriff der „Ökoeffizienz“ 

geprägt. „Man hoffte, dass Ökoeffizienz 

unsere Industrie umwandeln würde, 

von einem System, das nimmt, macht 

und verschwendet, hin zu einem 

Nachhaltige Entwicklung: Der Gipfel 

Kernenergie trägt – durch die Vermeidung von Luftverschmutzung 

– zur nachhaltigen Entwicklung bei. 

System, das wirtschaftliche und Umweltbelange 

sowie ethische Aspekte integriert.“ 

The Atlantic Monthly, Juni 1998 

Fünf Jahre später richtete eine Gruppe 

von 48 Industrieunternehmen, die 

heute im World Business Council for 

Sustainable Development (WBCSD) 

zusammengeschlossen sind, ihr Augenmerk 

darauf, was ihre Geschäfte durch 

eine Politik der Einsparung, der Wiederverwendung 

und des Recycling gewinnen 

könnten. Ein Ergebnis war, dass 

Firmen durch die Änderung der Weise, 

wie sie Produkte entwerfen und herstellen 

und wie sie Nebenprodukte und 

Abfälle behandeln, reale wirtschaftliche 

Vorteile erzielen können. So errechnete 

z.B. das Unternehmen 3M, dass es 

allein durch die Vermeidung von Umweltverschmutzung 

750 Millionen Euro 

eingespart hat. 

Der Gipfel für nachhaltige Entwicklung 

(WSSD) 2002 in Johannesburg, der von 

über 40 000 Menschen besucht wurde, 

war die letzte weltweite Sitzung zur Behandlung 

dieses wichtigen Konzepts. Um 

den gegenwärtig erreichten Stand zu verdeutlichen, 

kommentierte Nitin Desai, 

Generalsekretär des Gipfels: „Entwicklung 

ist jetzt genauso reizvoll wie Umwelt.“ 

Geschäft und nachhaltige 

Entwicklung 

Das Forschungsinstitut für nachhaltige 

Entwicklung mit Sitz in Kanada definiert 

die nachhaltige Entwicklung als „die Synthese 

aus dem ökologischen Gebot der 

Einhaltung der Belastungsfähigkeit unseres 

Planeten, dem ökonomischen Gebot 

der Bereitstellung eines ausreichenden 

Lebensstandards für alle und dem sozialen 

Gebot der Entwicklung von Regierungsformen, 

die die Werte fördern, gemäß 

denen die Menschen leben möchten.“ 

Beim kürzlich stattgefundenen WSSD 

nahmen die Firmenchefs eine ähnliche 

Position ein: So wird die nachhaltige Entwicklung 

zunehmend als der Schlüssel für 

künftiges Wachstum angesehen und Firmen 

wie DuPont, Shell, Renault, Toyota 

usw. setzen sich dafür ein. Von nachhaltiger 

Entwicklung wird zwar hauptsächlich 

dann gesprochen, wenn es um ihren Umweltaspekt 

geht, aber diese Unternehmen 

erkennen auch, dass sie, um erfolgreich zu 

sein, alle Aspekte der nachhaltigen Entwicklung 

in ihr Geschäft miteinbeziehen 

müssen. Mittlerweile haben Business- 

Schools in den USA und Europa dieses 

Thema in ihren Lehrplan aufgenommen, 

was beweist, wie wichtig es für Manager 

ist, das volle Potenzial dieses Konzeptes zu 

verstehen. 

Die Rolle der Kernenergie 

In einer am 23. Oktober 2002 in Ottawa, 

Kanada, gehaltenen Rede äußerte sich 

Joe Colvin, Leiter des US-amerikanischen 

Nuclear Energy Institute (NEI), folgendermaßen: 

„Ich bin überzeugt, dass in 

diesem neuen Jahrhundert das Potenzial 

der Kernenergie, zu einer nachhaltigen 

Entwicklung weltweit beizutragen, verwirklicht 

werden wird. Sie wird dabei 

helfen, Strom für die rund zwei Milliarden 

Menschen zur Verfügung zu stellen, die bis 

jetzt in ihrem täglichen Leben noch keinen 

Zugang dazu hatten, und so ihren Beitrag 

zum Schutz unserer Umwelt leisten.“ Die 

Kernenergie vermeidet nicht nur die Ver- 


Das Foto wurde uns freundlicherweise von Entergy Corporation überlassen.

in Johannesburg 

schmutzung der Umwelt (es werden auch 

keine Treibhausgase freigesetzt), sondern 

sie unterstützt auch die Entwicklung 

anderer ergänzender Formen von Energie, 

z.B. Wasserstoff. 

Die Verpflichtung von 

Framatome ANP 

Anne Lauvergeon, Vorstandsvorsitzende 

von AREVA (der Muttergesellschaft von 

Framatome ANP) besuchte den Gipfel in 

Johannesburg und nahm im Rahmen eines 

„Business Day“ teil an einer Podiumsdiskussion 

über „Verantwortlichkeit und 

Transparenz“. Auf die Frage, warum sie 

den Gipfel besuche, sagte sie: „Ich fühle 

mich persönlich der nachhaltigen Entwicklung 

verpflichtet und betrachte sie als 

eine hervorragende Gelegenheit für Branchen 

wie die unsere, verantwortliche 

Maßnahmen zu ergreifen. Ein Unternehmen, 

das auf einem Hightech-Sektor wie 

der Kernenergie tätig ist und traditionsgemäß 

auf Sicherheit, Qualität und Zuverlässigkeit 

achtet, muss die möglichen 

Auswirkungen seiner Tätigkeiten auf die 

Umwelt weitaus stärker beachten als andere 

Firmen.“ 

Einer der Gründe für ihren Besuch lag 

darin, dass AREVA mit der Einführung 

eines Prozesses begonnen hat, der auf der 

Messung einer Reihe von Indikatoren beruht, 

die den daran interessierten Gruppen 

berichtet werden können. Nachhaltige 

Entwicklung ist ein Teil der Total Quality- 

Strategie und kommt zum Ausdruck 

in der internen Bewertung der Kundenzufriedenheit, 

der Personalführung, des 

sozialen Engagements des Unternehmens 

und der Verbesserung der Lebensqualität 

der Gemeinden, in denen AREVA über 

Standorte verfügt. 

„Die Einführung der nachhaltigen Entwicklung 

bedeutet, dass wir unsere Managementprozesse 

überdenken und neue 

Projekte definieren müssen, bei denen 

Ertragskraft und verantwortliches Handeln 

kombiniert werden, um eine nach- 

haltige Entwicklung sicherzustellen,“ 

führte Lauvergeon weiter aus. 


„Heutzutage“, sagte Lauvergeon, unter 

Zusammenfassung ihres Gesamteindrucks 

vom Gipfel, „wächst die Offenheit und 

das gegenseitige Verständnis bei allen Interessengruppen, 

einschließlich unserer 

Schadstoff Tonnen/ 

Jahr 

Die Daten wurden uns freundlicherweise 

von Entergy Corporation überlassen. 

Preis + Wert 

($/ST**) (Millionen $) 

SO 2 5,3 x 10 6 200 1 060 

NO x 1,7 x 10 6 850 1 445 

NO x OZ * 

0,7 x 10 6 5000 3 500 

CO 2 164 x 10 6 6,27 1 028 

langjährigen Gegner. Als sich die Greenpeace-Delegation 

mit dem WBCSD zu 

einem ersten Gespräch über Themen wie 

den Klimawandel traf, war das Erstaunen 

in Johannesburg groß. Das wahrscheinlich 

wichtigste Ergebnis des Gipfels ist es, 

dass wir dabei sind, neue Brücken zu 

schlagen.“

T itelgeschichte 

Lebensdauermana 

Aus umfas 

Altern ist ein universelles Phänomen: 

Im Laufe der Zeit wird alles 

und jeder mit den vom Altern hervorgerufenen 

unerbittlichen Veränderungen 

konfrontiert. Die Mehrzahl der Kernkraftwerke 

weltweit befindet sich seit 

20 Jahren oder länger im Betrieb und in 

vielen Anlagen sind Komponenten und 

Systeme von Alterungsprozessen betroffen, 

was Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit 

der Kraftwerke hat. Zugleich 

wurden in diesem Zeitraum die Werkstoffeigenschaften 

bezüglich Lebensdauer 

und Korrosionsbeständigkeit verbessert, 

die Sicherheitsauflagen erhöht und die 

Schweiß- und zerstörungsfreien Prüfverfahren 

weiterentwickelt. Betreiber, die 

eine Lebensdauerverlängerung ihrer 

Kernkraftwerke oder einen verbesserten, 

wettbewerbsfähigen Anlagenbetrieb anstreben, 

sind daher am Lebensdauermanagement 

interessiert: Es soll ihnen helfen, 

die richtige Entscheidung zu treffen. 

Kostensenkung durch 


Lebensdauermanagement ist ein bewährtes 

und wirkungsvolles Verfahren zur integrierten 

und wirtschaftlichen Verlängerung 

der Anlagenlebensdauer, bei dem Ressourcen 

mit Prioritäten versehen und den kritischen 

Systemen, Strukturen und Komponenten 

zugeteilt werden. Im Normalbetrieb 

ist ein System oder eine Komponente 

Temperaturen, mechanischen Belastungen 

und Umgebungsbedingungen ausgesetzt, 

die ein Altern aufgrund von Bestrahlung, 

Ermüdung, Korrosion, Fretting, Rissbildung 

usw. bewirken. Dies führt mit der 

Zeit dazu, dass Prüf-, Wartungs- und Reparaturkosten 

deutlich steigen. 

Das Handhaben der Faktoren, die zum 

Altern und zur Verschlechterung der physikalischen 

Eigenschaften beitragen, kann 

sich dramatisch auf die Profitabilität eines 

Stromversorgers auswirken. 

Auslegungsprogramme 

Verlängerung 

der Betriebsgenehmigung 

Beschaffung 

Instandhaltungsvorschrift 

Vorteile des Lebensdauermanagements 

Auslegung 

Vorbeugende 

Instandhaltung 

• Reduzierung von ungeplanten 

Stillständen als Folge von Komponentenversagen 

• Senkung der Betriebskosten 

• Beherrschung von Risiken im Zusammenhang 

mit Komponenten, die 

wesentlich an der Energieerzeugung 

beteiligt sind 

• Verbesserung der Zuverlässigkeit 

und Verfügbarkeit von Komponenten 

• Priorisierung konkurrierender 

Investitionsmöglichkeiten, wenn 

es darum geht, neuen Erfordernissen 

Rechnung zu tragen 

• Priorisierung von Umbauten an der 

Anlage und Planung ihrer Realisierung 

• Abschätzung von notwendigen Investitionsvolumina 

und Entwicklung 

eines langfristigen Plans für Anlagenverbesserungen 

Lebensdauermanagement- 

Planung 

Strategische 

Geschäftsplanung 

Behörde 


Betrieb 

Abhilfemaßnahme 

Alterungsmanagement 

Alterung 

Über die verlängerte Lebensdauer 

einer Kernkraftwerksflotte gerechnet, 

lassen sich so Millionen Euro an vermeidbaren 

Betriebs- und Wartungskosten 

einsparen: So führten in vier US- 

Anlagen durchgeführte Lebensdauermanagement-Programme 

zu langfristigen 

Einsparungen zwischen 15 und 

30 Millionen Euro pro Anlage. 


als Balanceakt 

Lebensdauermanagement ist ein Balanceakt 

zwischen kurz- und langfristigen 

strategischen Zielen und einer 

Verlängerung der Anlagenlebensdauer. 

Es beinhaltet vielfältige und miteinander 

in Zusammenhang stehende 

Aspekte einschließlich eines Finanzmodells, 

einer langfristigen Alterungsstrategie, 

eines Programms zur vorbeugenden 

Instandhaltung sowie eines

gement 

sender Erfahrung schöpfen 

Planungswerkzeugs. Der Schlüssel liegt 

im umfassenden Verstehen der Alterungsprozesse, 

der lebensdauerbegrenzenden 

Situationen sowie der Etablierung 

von Grenzwerten. Dieses Wissen, 

umgesetzt in die Definition und Qualifizierung 

geeigneter Abhilfe- und 

Vorbeugungsmaßnahmen, erleichtert 

die Risiko-/Nutzenanalyse, die die 

Entscheidung für die wirtschaftlichste 

Lösung ermöglicht. 


Erfahrung, die Kenntnis der Belastungsgeschichte 

einzelner Anlagen und ein 

tief greifendes Verständnis der Alterungsmechanismen 

sowie der damit einhergehenden 

Veränderungen an Systemen 

und Komponenten sind die wichtigsten 

Werkzeuge für das Lebensdauermanagement. 

Durch die Zusammenführung des 

in den Regionen (Frankreich, Deutschland 

und USA) vorhandenen umfassenden 

Wissens und der weit reichenden 

Erfahrung mit Auslegung, Fertigung, 

Forschung und Entwicklung entsteht 

bei Framatome ANP ein vollständiger 

Satz von Werkzeugen für das Lebensdauermanagement. 

Die Instrumente 

reichen dabei von Werkzeugen zur eingehenden 

Untersuchung eines bestimmten 

Alterungsphänomens bis hin zu Werkzeugen, 

die die Stromversorger beim 

übergeordneten Anlagenmanagement 

unterstützen. Seit dem Bau bis heute 

hat Framatome ANP den Kunden beim 

Management ihrer Anlagen geholfen. 

Dabei entstand eine Reihe hochwirksamer 

Managementinstrumente, die 

sich auf die gesammelten Erfahrungen 

sowie detaillierte Daten stützen und 

die unseren Kunden Millionen Euro 

für unplanmäßige Stillstände und Instandhaltungskosten 

gespart haben, 

bei gleichzeitiger Maximierung des 

Anlagenwerts. (Siehe nachfolgende 

Fallbeispiele.) 

Bewertung des RDB-Zustands: 

Unverzichtbar 

für den langfristig sicheren 

und zuverlässigen 

Anlagenbetrieb 

Der einwandfreie Zustand des Reaktordruckbehälters 

(RDB) ist 

wesentlich für den sicheren und wirtschaftlichen 

Betrieb von Kernkraftwerken 

und insbesondere für die Verlängerung 

ihrer Lebensdauer. Oftmals bestimmt 

die Restlebensdauer des RDB 

auch die Anlagenlebensdauer. Mit fortschrittlichen 

Bewertungsmethoden 

wird der einwandfreie RDB-Zustand 

während der geplanten oder verlängerten 

Lebensdauer der Anlage sichergestellt. 

Diese Verfahren bilden zudem 

eine gute Grundlage für die kostengünstige 

Durchführung von notwendigen 

Vorbeuge- oder Abhilfemaßnahmen. 

Die beiden nachfolgenden Beispiele für 

die Sicherheitsbewertung von RDB in 

DWR- und SWR-Anlagen basieren auf 

bruchmechanischen Berechnungen. 

Beispiel 1: DWR 

Ein wesentlicher Bestandteil der 

Sicherheitsbewertung von RDB in 

DWR-Anlagen basiert auf der Analyse 

der Thermoschockbelastung unter 

Primärdruck. Die Integrität des RDB 

während eines Kühlmittelverluststörfalls 

muss für die gesamte Lebensdauer 

dieser Komponente sichergestellt sein. 

Framatome ANP ist bei der Durchführung 

von Sprödbruchsicherheitsanalysen 

für RDB führend, wobei es 

sich um einen multidisziplinären Vorgang 

handelt, der u. a. in hohem Maße 

verfeinerte und detaillierte thermohydraulische 

Berechnungen sowie 

Strukturanalysen einschließlich bruchmechanischer 

Bewertungen umfasst. 

Derartige Berechnungen für den RDB 

haben wir für Anlagen verschiedenster 

Hersteller durchgeführt – für Kernkraftwerke 

von Siemens, für die französischen 

900-MWe-Anlagen, für 

Westinghouse-Reaktoren sowie für 

russische Kernkraftwerke vom Typ 

WWER 440 und WWER 1000. 

Temperaturverteilung in der RDB-Wand und daraus resultierende 

Spannungen im Stutzenbereich während der Kaltwassereinspeisung 

in den Primärkreis (Temperaturen in °C; Spannungen in MPa). 

Advanced Nuclear Power Nr. 6 Februar 2003 9


Beispiel 2: SWR 

Die zulässige Fehlergröße ist ein 

wesentliches Kriterium für die Sicherheitsbewertung 

von RDB und somit 

für die Vorhersage der Restlebensdauer 

dieser Komponente. Für das 

schwedische SWR-Kernkraftwerk 

Forsmark 1 haben wir (aufgrund der 

schlechten Zugänglichkeit) neue 

Einrichtungen für die zerstörungsfreie 

Prüfung der Hauptkühlmittelpumpen-Stutzen 

am RDB entwickelt. 

Um den späteren Prüfaufwand zu minimieren, 

wurden bruchmechanische 

Vorbeugende Maßnahmen 

gegen thermische 

Ermüdung von Kernkraftwerkskomponenten 

Die Vorbeugung gegen thermische 

Ermüdung beginnt bereits 

in der Auslegungsphase, insbesondere 

für sicherheitstechnisch wichtige 

Kernkraftwerkskomponenten sowie 

für diejenigen Komponenten, die 

während des Anlagenbetriebs größeren 

Belastungen ausgesetzt sind. Aus 

diesem Grund wird in einem frühen 

Stadium der Anlagenauslegung eine 

Liste der Belastungszustände definiert, 

denen die verschiedenen Systeme ausgesetzt 

sein könnten. Um sicherzustellen, 

dass die Auslegungsannahmen 

unter den tatsächlichen Betriebsbedingungen 

zutreffen, finden wiederkehrende 

Analysen statt; im Falle 

größerer Abweichungen müssen die 

Annahmen überarbeitet werden. Diese 

Vorgehensweise hat sich bewährt: 

Designs, die auf der Analyse von 

möglichen Belastungen basieren, 

neigen nicht zu Ermüdungsrissen; 

unvorhergesehene komplexe Belastungen 

oder eine unzureichende Überwachung 

können allerdings das 

Auftreten von Ermüdungsrissen begünstigen. 

Berechnungen für die Kalibrierung 

dieser Einrichtung durchgeführt. 

Eventuelle Fehler in der Pumpenschweißnaht 

am RDB-Boden müssen 

durch die zerstörungsfreie Prüfung 

sicher detektiert werden. Um realistische 

Bedingungen zu erhalten, sind 

zunächst die Eigenspannungen durch 

das Einschweißen der Stutzen in den 

RDB-Boden zu ermitteln, da diese als 

Eingangsgröße für die bruchmechanischen 

Berechnungen dienen. Wir 

haben daher, basierend auf numeri- 

Geometrie des von Materialermüdung 

betroffenen Bereichs 

an einem Rohrbogen des Nachwärmeabfuhrsystems 

eines 

N4-Reaktors, sichtbar gemacht 

durch Farbeindringprüfung. 

Ein Beispiel für eine unvorhergesehene 

Belastung ist die Rissbildung in 

einem Rohrbogen des Nachwärmeabfuhrsystems 

im französischen Kernkraftwerk 

Civaux 1. Dieses System 

beinhaltet eine Zone, in der sich heißes 

Kühlmittel aus dem Reaktorkühlsystem 

mit Kühlmittel vermischt, das 

über einen Wärmetauscher heruntergekühlt 

wurde. Dieser wurde so ausge- 

schen Methoden, umfassende Modelle 

entwickelt, um den Schweißvorgang 

anhand der real vorliegenden Schweißparameter 

zu simulieren. Es ist besonders 

wichtig, die Anzahl der Schweißraupen 

und die Schweißfolge des 

Materialverbunds zu kennen. Mit den 

Ergebnissen der bruchmechanischen 

Bewertungen werden die maximal 

zulässigen Rissgrößen konservativ festgelegt. 

Auf diese Weise kann die zerstörungsfreie 

Prüfung an die jeweiligen 

Anforderungen angepasst und die optimalen 

Prüfabstände abgeleitet werden. 

legt, dass nach dem Abschalten des 

Reaktors möglichst viel Nachzerfallswärme 

aus dem Kern abgeführt werden 

kann. Der oftmalige Einsatz des 

Systems über einen längeren Zeitraum 

hinweg während der Inbetriebnahmephase 

der Anlage führte zum Auftreten 

von Ermüdungsrissen. 

Um das Risiko für das Auftreten eines 

derartigen Ereignisses in ähnlich konstruierten 

Systemen abschätzen und 

die Basis-Überwachung sowie die Programme 

zur vorbeugenden Instandhaltung 

entsprechend anpassen zu 

können, ist eine Ermittlung der Schadensursache 

erforderlich. Hierzu werden 

die Belastungen der Komponente 

sowie die Widerstandsfähigkeit des 

eingesetzten Materials analysiert. Zur 

Ermittlung der Belastungen sind Versuche 

oder digitale Simulationen mit 

Computerprogrammen wie STAR-CD 

notwendig, um die lokale Verteilung 

der Fluidtemperaturen zu bestimmen, 

sowie das Programm Systus zur Berechnung 

der daraus resultierenden Spannungen 

im Werkstoff. Das Ergebnis 

dieser Analyse können Vorschläge für 

einen verbesserten Betrieb sein oder, im 

Falle eines Komponenten-Austauschs, 

ein weiterentwickeltes Design. 

10 Advanced Nuclear Power Nr. 6 Februar 2003

Die Widerstandsfähigkeit der Komponente 

hängt zum einen vom eingesetzten 

Werkstoff und zum anderen vom 

verwendeten Herstellungsverfahren 

(Oberflächenzustand, Restspannungen 

usw.) ab. Gefügeuntersuchungen und an 

typischen Proben durchgeführte Testprogramme 

bringen solche Ermüdungseffekte 

zum Vorschein und führen zu einem 

besseren Verständnis bezüglich der 

verbleibenden Restlebensdauer der vorhandenen 

Einrichtungen und der Vorkehrungen, 

die bei der Fertigung von 

Austauschkomponenten getroffen werden 

müssen, um sie mit einer längeren 

Lebensdauer auszustatten. Ein wichtiger 

Aspekt beim Betrieb von Kernkraftwerken 

ist es daher, sicherzustellen, dass 

keine Ermüdungserscheinungen an 

Komponenten auftreten, insbesondere 


für ein System brachte erhebliche 

Einsparungen 

Eines unserer erfolgreichsten Lebensdauermanagement-Projekte 

in den 

USA betraf die Turbinenregelung. Bei einer 

umfassenden Bewertung der Betriebssysteme 

einer Anlage wurde festgestellt, 

Beispiel für eine simulierte Vermischungszone und Bestimmung 

der dabei auftretenden Spannungen. 

beim häufigen Auftreten von Situationen, 

die zu thermischer Ermüdung führen 

können. Es sind daher Kenntnisse aus 

vielen Disziplinen (Thermohydraulik, 

dass durch eine Modernisierung der vorhandenen 

elektrohydraulischen Turbinenregelung 

eine deutliche Verbesserung des 

Anlagenbetriebs und erhebliche Kosteneinsparungen 

realisiert werden könnten. 

Gemäß unseren Vorgehensweisen beim 

Lebensdauermanagement stellte das Team 

Betriebs- und Wartungskosten mit und ohne Lebensdauermanagement-Planung. 

Maschinenbau, Werkstoffwissenschaften, 

Inspektionsverfahren, Reparaturtechniken 

usw.) erforderlich, um das Auftreten 

von Schäden langfristig zu verhindern. 

die Systemgrenzen der elektrohydraulischen 

Turbinenregelung fest und untersuchte 

ihre kritischen Komponenten. Die 

Vorgeschichte des Systems bezüglich Betrieb 

und Wartung wurde betrachtet und 

dann mit der ähnlicher Systeme in anderen 

Anlagen verglichen, um Anomalien 

aufzudecken. 



Analyse 

Die kritischsten Komponenten waren 

Gegenstand einer Engineering-Studie, 

um ihre Anfälligkeit für Störungen 

herauszufinden. So schienen z.B. einige 

Schlüsselkomponenten wie Relaisbaugruppen 

sehr störungsanfällig zu sein, 

was zum Ausfall des Systems und somit 

des gesamten Kraftwerks hätte führen 

können. Das vorhandene analoge System 

war veraltet und der Lieferant hatte zudem 

mitgeteilt, dass er nach 2005 keinen 

technischen Support mehr bieten würde. 

Aufgrund des Alters mangelte es auch an 

Ersatzteilen für das vorhandene System 

und diese Situation würde sich zukünftig 

weiter verschlechtern. Darüber hinaus 

waren die Fähigkeiten des alten Systems 

im Hinblick auf die Online-Erfassung 

von Daten und die Überwachung des 

Systemverhaltens begrenzt. 

Der Maßnahmenplan 

Nach Abschluss der Studie wertete das 

Team die gesammelten Daten aus und 

begann, unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit 

jeder Lösung, verschiedene 

Möglichkeiten für den Betrieb und die 

Instandhaltung der elektrohydraulischen 

Turbinenregelung auszuarbeiten. Basierend 

auf den Ergebnissen wurde ein Maßnahmenplan 

entwickelt, der als die effektivste 

Lösung zu den geringsten Gesamtkosten 

erachtet wurde, und in ein offizielles Angebot 

an den Anlagenbetreiber eingearbeitet. 

Der Maßnahmenplan beinhaltete den 

Ersatz der vorhandenen analogen elektro- 

COMSY: Ein innovatives Werkzeug für Lebensdauermanagement 

Modellierung: 

� Werkstoffe 

� Auslegung 

� Betrieb 

Um die Instandhaltung gezielt auf 

diejenigen für die Sicherheit und Verfügbarkeit 

von Kernkraftwerken wichtigen 

Komponenten zu konzentrieren, 

die von Alterung und Verschleiß betroffen 

sind, haben wir das DV-System 

COMSY (Condition Oriented aging 

and plant life Management SYstem) 

entwickelt. Es wird gegenwärtig in 

21 Reaktoren weltweit eingesetzt. 

COMSY gestattet die systematische 

Erfassung von Auslegungs- und Betriebs- 

COMSY 

Bewertung von 

Prüfergebissen 

parametern für Kraftwerkssysteme sowie 

die Erfassung von Prüfergebnissen 

für Einzelbauteile. Darüber hinaus 

können spezielle Daten aus dem Betrieb 

oder der Fertigung aufgenommen 

werden. Damit ermöglicht COMSY 

eine umfassende, aktuelle Dokumentation 

des Ist-Zustands einer Anlage für 

alle Fragestellungen des Alterungs- und 

Lebensdauermanagements. Anhand 

integrierter Berechnungsfunktionen 

hydraulischen Turbinenregelung durch 

eine redundante digitale Regelung. Sie 

würde die Anfälligkeit für Einzelfehler 

reduzieren, die Online-Wartung und 

eine gründlichere Überwachung und 

Trendverfolgung des Systemverhaltens 

ermöglichen und auch einige Komponenten 

der vorhandenen elektrohydraulischen 

Turbinenregelung eliminieren. 

Es wurde ermittelt, dass diese Aktion 

dem Energieversorger Einsparungen von 

schätzungsweise 15 Millionen Euro bei 

den Betriebs- und Instandhaltungskosten 

über die restliche Anlagenlebensdauer ermöglichen 

wird. Das Beispiel behandelt 

nur einen kleinen Aspekt des Anlagenbetriebs, 

doch die Auswirkungen des Lebensdauermanagements 

sind unbestreitbar. 

Lebensdauerabschätzung 

Keine Überprüfung vor 

dem festgelegten Termin 

erforderlich 

Überprüfung 

erforderlich 

COMSY – ein geschlossener Prozess. 

werden die vorhandenen Gefährdungspotenziale 

ermittelt und genaue Aussagen 

zur Restlebensdauer der einzelnen 

Systeme und Bauteile getroffen. Mit 

diesen Informationen können geeignete 

Abhilfe- und Vorsorgemaßnahmen 

rechtzeitig eingeleitet sowie die Instandhaltungs- 

und Inspektionskonzepte 

optimiert werden, um die Kosten 

zu minimieren und die Verfügbarkeit 

der Anlage zu steigern.

Feature 

Mehr Leistung durch Optimierung des 

konventionellen Bereichs von DWR 

Um die Leistung sowie die Sicherheit 

und Verfügbarkeit ihrer Kernkraftwerke 

zu steigern, haben sich die Betreiber 

und Hersteller bisher vorrangig auf 

die Optimierung des nuklearen Bereichs 

sowie des Turbosatzes konzentriert. Aber 

auch der konventionelle Bereich bietet 

zahlreiche Möglichkeiten zur Erhöhung 

der Anlagenleistung, wobei die Investitionskosten 

zumeist niedrig und die Amortisationszeiten 

kurz sind. 

Der konventionelle Bereich eines Kernkraftwerks 

setzt sich aus zahllosen Rohrleitungen, 

Komponenten sowie Leittechniksystemen 

zusammen und dient einzig 

der effizienten und zuverlässigen Umwandlung 

von thermischer in elektrische 

Energie. Durch verschiedene, sorgfältig 

aufeinander abgestimmte Maßnahmen ist 

bei einer Vielzahl von Anlagen eine Steigerung 

der Leistung um bis zu 4% realisierbar, 

ohne Erhöhung der thermischen 

Leistung. Um die im konventionellen Bereich 

verborgenen Möglichkeiten voll aus 

zuschöpfen, wird ein Hersteller mit umfassendem 

Wissen benötigt, der zudem 

Erfahrung mit der Analyse und Bewertung 

des Kraftwerks als Ganzem hat – 

nur so können negative Auswirkungen 

auf andere Systeme vermieden werden. 

Turnkey-Kompetenz 

unabdingbar 

Die Mehrzahl der heute in Betrieb befindlichen 

Kernkraftwerke wurde gemäß 

dem Architect Engineer-Modell errichtet, 

d.h., es gab einen Lieferanten für das nukleare 

Dampferzeugungssystem (NSSS) 

bzw. den Nuklearteil und mehrere für den 

konventionellen Bereich – mit Koordination 

der einzelnen Aufgaben durch den 

Architect Engineer. Die Folge waren häufig 

optimierte Einzelsysteme im konventionellen 

Bereich, ohne dabei eine Optimierung 

der Gesamtanlage zu erreichen. 

Framatome ANP mit ihrer umfassenden 

Turnkey-Kompetenz folgt einem ganzheitlichen 

Ansatz: Alle Systeme des konventionellen 

Bereichs werden als Einheit 

betrachtet, unter Berücksichtigung ihres 

Zusammenspiels mit dem nuklearen Anlagenteil 

sowie der Randbedingungen der 

Wärmesenke. Wir bieten eine systematische 

Vorgehensweise zur Analyse aller Systeme 

und Komponenten des konventionellen 

Bereichs, die sich auf die Anlagenleistung 

auswirken. Auf diese Weise kann 

die Gesamtanlage hinsichtlich Leistung 

optimiert werden – unter Miteinbeziehung 

der Verfügbarkeit. 

Erste Referenz 

Eine erste derartige ganzheitliche Betrachtung 

des konventionellen Bereichs führen 

wir zurzeit für einen japanischen Kunden 

durch. Die Studie begann im Juni 2002 

und wird bis März 2003 abgeschlossen 

sein. In enger Zusammenarbeit mit dem 

Kunden werden, ausgehend vom jetzigen 

Anlagenzustand, Verbesserungspotenziale 

identifiziert sowie technische Maßnahmen 

zur Steigerung der Anlagenwirtschaftlichkeit 

abgeleitet – unter Berücksichtigung 

des Kosten-Nutzen-Verhältnisses.

Feature 

Optimierte Brennstoffausnutzung und erhöhte 

Anlagenverfügbarkeit mit TELEPERM XS in SWR 

Bei der Revision 2002 wurde im 

Kernkraftwerk Philippsburg 1 (ein 

deutscher 900-MWe-SWR, der 1980 ans 

Netz ging) die Leistungsverteilungsüberwachung 

im Kern verbessert und ein neuer 

Steuerstabfahrrechner installiert. Mit 

dem neuen Steuerstabfahrrechner und 

dem Einbau der neuen Funktion „Lokale 

Kernüberwachung“ (LKU) wird den immer 

höheren Anforderungen an Verfügbarkeit, 

effektive Brennstoffausnutzung, 

moderne Bedienung und Automatisierung 

von Prüfungen Rechnung getragen. Zum 

Einsatz kam das digitale Sicherheitsleitsystem 

TELEPERMTM XS in Verbindung 

mit einem PC als Steuerstabfahrrechner. 

Weniger Aufwand für wiederkehrende 

Prüfungen 

im Anfahrbetrieb 

Durch den Einsatz von TELEPERM XS 

sind nicht nur präzisere Aussagen 

und entsprechende Bewertungen des 

aktuellen Zustands des Reaktorkerns 

möglich; die Systemeigenschaften von 

TELEPERM XS, der hohe Automatisierungsgrad 

von Prüfungen und die 

einfache Bedienbarkeit entlasten das 

Betriebspersonal in erheblichem 

Maße. Mit der Einführung des neuen 

Steuerstabfahrrechners in Verbindung 

mit TELEPERM XS wurden die Aufwendungen 

für wiederkehrende Prüfungen 

im Anfahrbetrieb drastisch reduziert, 

was zur einer Verkürzung der 

Revision um bis zu einem halben Tag 

führen kann. 

Nur durch die bei Framatome ANP 

vorhandene gebündelte Kompetenz 

bezüglich Kernauslegung, Verfahrenstechnik, 

Rechnertechnik, Software-Entwicklung 

und Leittechnik konnte ein 

solches Konzept entwickelt und – in 

Verbindung mit hervorragender Anla- 

genkenntnis und Abwicklungsmethodik 

– in lediglich sieben Tagen installiert 

und in Betrieb gesetzt werden. 

Überwachung von Leistungsverteilung 

und 

Kernstabilität 

In der Funktion LKU werden die 132 

Signale der im Reaktorkern gleichmäßig 

verteilten Neutronenflussdetektoren zur 

Leistungsverteilungsüberwachung ausgewertet 

und mit Grenzwerten verglichen, 

um bei Bedarf geeignete Gegenmaßnahmen 

auszulösen. Die Grenzwerte werden 

dabei individuell an die lokale Abbrandsituation, 

die im „Fortschrittlichen Nuklearrechner“, 

einem Modul der Prozessrechneranlage, 

ermittelt wird, per Software 

angepasst und permanent mit den 

Einflussfaktoren von Massendurchfluss 

und Reaktorleistung korrigiert. Dies 

ermöglicht dem Reaktoroperateur eine 

brennstoffschonende Fahrweise bzw. 

eine optimierte Brennstoffausnutzung. 

Eine weitere wesentliche Neuerung der 

Kernüberwachung ist die Überwachung 

der Kernstabilität. Die für SWR typische 

Kernschwingung am linken Rand 

des Betriebskennfeldes wird zuverlässig 

detektiert. Durch geeignete Gegenmaßnahmen 

wird das Aufschwingen rechtzeitig 

unterdrückt, was das Erreichen der 

Schnellabschaltmarken zuverlässig verhindert 

und somit zu einer Erhöhung 

der Anlagenverfügbarkeit beiträgt.

Neugestaltung der Fremdnetzanschlüsse 

in Trillo 

Während des diesjährigen Revisionsstillstands 

wurde im spanischen 

DWR-Kernkraftwerk Trillo der 

neue 220-kV-Fremdnetzanschluss sowie 

die geänderte Einbindung des Fremdnetzanschlusses 

realisiert. Mit zahlreichen 

Einzeltests und einem Integralversuch 

(Eigenbedarfsumschaltung in allen 

vier Scheiben gleichzeitig bei heißem 

Reaktor) wurden die Funktionen des 

neuen Netzanschlusses erfolgreich nachgewiesen. 

Vom Betreiber der Anlage Trillo 

hatten wir den Auftrag erhalten, die 

externe elektrische Versorgung zu 

verbessern: Die vorhandene zweite 

Netzeinspeisung für den Eigenbedarf 

(132 kV) sollte durch eine 220-kV- 

Versorgung ersetzt werden und die 

132-kV-Netzversorgung nach der 

Nachrüstmaßnahme als so genannte 

dritte Netzeinspeisung dienen. 

Komplexe elektrotechnische 

Modifikationen 

realisiert 

Der Lieferumfang umfasste die komplette 

elektrotechnische Ausrüstung 

einschließlich der erforderlichen Modifikationen 

in der betrieblichen und 

in der Sicherheitsleittechnik sowie die 

Planung für Bau und Rohrleitungen. 

Zum elektrotechnischen Umfang zählten 

zwei Transformatoren (220/10 kV, 

76 MVA), 220-kV-Kabel, Netzumschalteinrichtungen,Transformatorenschutz 

sowie umfangreiche Untersu- 

chungen bezüglich verfahrenstechnischer 

Prozessabläufe und Berechnungen 

in der Elektrotechnik. 

Die Vorbereitungen erstreckten sich 

über zwei Jahre. Die Maßnahmen vor 

Ort wurden dann innerhalb von 30 

Tagen während der Revision 2002 

realisiert. Hierbei kam in Trillo zum 

ersten Mal eine digitale betriebliche 

Leittechnik, TELEPERM TM XP von 

Siemens, zum Einsatz. Dies ist die Basis, 

um weitere Systeme mit digitaler 

Leittechnik zu modernisieren. 

Mit zum Erfolg des Projekts hat auch die 

gute Zusammenarbeit mit dem örtlichen 

Engineering-Büro EMPRESARIOS 

AGRUPADOS beigetragen.


Neue Tools für 

Reaktor-Inspektionen 

Spalt-Ultraschallkopf erfüllt neue Anforderungen 

der NRC für die Volumenprüfung von RDB-Deckeln 

Pionierarbeit birgt immer Risiken in 

sich. Aber als die US-amerikanische 

Nuclear Regulatory Commission (NRC) im 

August 2002 forderte, dass stark gefährdete 

Anlagen während ihrer im September beginnenden 

Herbstrevision 2002 eine Inspektion 

des Reaktordruckbehälter-(RDB-)Deckels 

durchzuführen hätten, blieb zahlreichen 

US-Kernkraftwerken keine andere Wahl. 

Bis zu diesem Zeitpunkt handelte es sich 

bei der Mehrzahl der RDB-Deckel-Inspektionen 

– wie von der NRC gefordert 

– um Sichtprüfungen. Doch aufgrund der 

Befunde in der Anlage Davis Besse verlangte 

die NRC, dass mehr und umfassendere 

Inspektionen durchzuführen 

seien. Im NRC-Bulletin 2000-02 vom 

9. August 2002 wurde festgelegt, dass 

Anlagen mit einer hohen Anfälligkeit für 

Rissbildung und Leckage im Bereich der 

RDB-Deckelstutzen 100%-Ultraschall- 

Volumenprüfungen mit Spaltprüfköpfen 

vorzunehmen hätten. 

Bis dahin war noch nie eine 100%- 

Ultraschall-Volumenprüfung mit Spaltprüfköpfen 

an thermisch gesleevten 

Steuerstabantriebsstutzen durchgeführt 

worden. Die in der Vergangenheit eingesetzten 

Spaltprüfköpfe waren für eine 

derartige Prüfung nicht geeignet. 

Marktbeobachtung zahlt 

sich aus 

Framatome ANP hatte aber bereits 

erwartet, dass die NRC ein weiteres 

Bulletin veröffentlichen und eine Ultraschallprüfung 

der RDB-Deckel fordern 

würde. Aus diesem Grund begannen wir 

Anfang Juni 2002, eine Einrichtung für 

diese Aufgabe zu entwickeln. Wohl wissend, 

dass das Bulletin die Durchführung 

von Inspektionen in zahlreichen Anlagen 

in einem sehr kurzen Zeitraum zur Folge 

hätte, beeilten wir uns mit der Optimierung 

des Designs und dem Bau mehrerer 

Vorrichtungen. 

Der Manipulator „Sumo Rocky“ 

erlaubt das einfache Austesten 

der Spaltprüfköpfe. 

„Die Betreiber benötigten schnelle 

Antworten für ein äußerst schwieriges 

Problem – die vollständige volumetrische 

Untersuchung aller Durchführungen eines 

RDB-Deckels“, so Steve Huntington, 

Vice President für den Revisionsservice 

bei Framatome ANP in den USA. 

„Unsere Engineering-Mitarbeiter für 

zerstörungsfreie Prüfungen konnten diese 

Herausforderung meistern und Prüfmanipulatoren 

für alle vorhandenen DWR- 

Designs – Babcock & Wilcox (B&W), 

Westinghouse (W) und Combustion 

Engineering (CE) – in weniger als vier 

Monaten bereitstellen. Die Kunden 

profitieren nun von diesen Anstrengungen: 

So sind die ersten Untersuchungen 

abgeschlossen und die betroffenen Reaktoren 

wieder am Netz.“ 

Prüfgeräte einsatzbereit für 

Herbstrevisionen 

Unter Nutzung der französischen Spaltkopf-Technologie 

und der Erfahrungen 

Der Spalt-Ultraschallkopf lässt 

sich einfach an der Einrichtung 

befestigen. 

aus der Praxis konnten wir in rund drei 

Monaten eine neue Einrichtung entwickeln, 

bauen und erproben. 

Bis jetzt hat Framatome ANP in drei 

Anlagen die Inspektionen abgeschlossen, 

weitere Prüfungen werden derzeit durchgeführt. 

Die Einrichtung hat sich in 

W- und B&W-Anlagen mit thermisch 

gesleevten RDB-Deckeln bewährt. 

Zudem haben wir eine ähnliche, wenn 

auch leicht veränderte Einrichtung für 

CE-Kraftwerke entworfen; sie kam im 

Herbst 2002 zum Einsatz. 

Diese Erfahrungen sowie die Revisionen 

im Herbst 2001 und im Frühjahr 2002 

machen uns zum weltweit führenden Anbieter 

für RDB-Deckel-Untersuchungen. 

Durch frühzeitige Investitionen und unser 

Engagement für alle Belange der Branche 

verfügten wir über eine einsatzbereite Einrichtung 

genau zu dem Zeitpunkt, an 

dem von den Kunden benötigt wurde.

Neue Ultraschallprüfeinrichtung verringert 

Aufwand bei RDB-Inspektionen 

Im Frühjahr 2003 wird erstmalig ein 

neuer fernbedienter Manipulator für 

die Ultraschalluntersuchung des Reaktordruckbehälters 

(RDB) in DWR-Anlagen 

eingesetzt werden. Das neue System – eines 

der ersten Projekte von Framatome ANP, 

bei denen die Stärken ihrer drei Regionen 

(Frankreich, Deutschland und die USA) 

zusammengeführt wurden – wird für die 

Ultraschall- und Sichtprüfung im Rahmen 

der Zehnjahres-Revisionen sowie der dazwischenliegenden 

wiederkehrenden Prüfungen 

des RDB eingesetzt werden und ist 

ein weiterer Beitrag von Framatome ANP 

zur Revisionszeitverkürzung. 

Das System trägt den Namen Trans-World 

Reactor Vessel Examination System (TWS). 

Der Roboter mit sechs Freiheitsgraden sowie 

alle ins Containment einzubringenden 

Teile können durch die Materialschleuse 

oder die meisten Personenschleusen 

auf den Beckenflur gebracht werden. 

Nach dem Zusammenbau und einer Prüfung 

wird der leichte Manipulator in den 

RDB entweder mit einem Hilfskran oder 

mit dem Rundlaufkran des Reaktorgebäudes 

abgesenkt. Der Manipulator verspannt 

sich selbst an der RDB-Wand und beginnt 

dann mit der Prüfung. 

Maximale Prüfdichte 

Mit diesem innovativen Manipulator ist 

eine maximale Prüfdichte im Bereich der 

Schweißnähte sowie die fernbediente 

Prüfung der Flanschoberfläche möglich. 

Aufgrund der hohen Geschwindigkeit 

und der Präzision des fortschrittlichen 

Gruppenstrahler-Ultraschallprüfsystems 

Saphir plus wird die Untersuchung in neuer 

Rekordzeit abgeschlossen: So benötigt 

die in den USA vorgeschriebene Prüfung 

nur rund zwei Tage. Dabei befindet sich 

nur während der Überwachung des Einbaus 

bzw. des Abbaus Personal im Gebäude 

sowie während des fernbedienten 

Austauschs der Prüfköpfe für die Behälter-Innenprüfung 

und für die Prüfungen 

der Sicherheitseinspeise- oder Kernflutungsstutzen. 

Im Rahmen des TWS-Projekts wurde 

auch das französische Civa Cuve-Analysepaket 

verbessert, das die Auswertung der 

Ultraschall-Daten erleichtert und für die 

in Frankreich vorgeschriebenen Prüfungen 

gebraucht wird. Das Projekt beinhaltet 

zudem die Entwicklung einer fortschrittlichen 

Leittechnik, die in die vorhandenen 

französischen und deutschen 

Manipulatoren integriert werden wird 

und auch den neuen Roboter mit sechs 

Freiheitsgraden steuert. 

Laut Steve Huntington, Vice President für 

den Revisionsservice bei Framatome ANP 

in den USA, wird „das Trans-World System 

die RDB-Prüfung in DWR-Anlagen 

revolutionieren. Durch die Zusammen- 

Der anthropomorphe Manipulatorarm 

ermöglicht die Prüfung 

des gesamten Behälterumfangs 

mit Gruppenstrahlerprüfköpfen, 

wodurch die Notwendigkeit, den 

gleichen Bereich mehrfach mit 

verschiedenen Einschallwinkeln 

zu prüfen, entfällt. 

führung der in den drei Regionen vorhandenen 

Erfahrungen mit Engineering und 

zerstörungsfreien Prüfungen haben wir eine 

Einrichtung entwickelt, die eine komplette 

RDB-Prüfung in den USA in weniger als 

zwei Tagen erlaubt und eine noch nie zuvor 

erreichte Prüfgenauigkeit aufweist.“ 

TWS: Das Werkzeug für 

RDB-Inspektionen 

Das neue System reduziert die Behälterbelegungszeit 

und minimiert den Personalbedarf 

für die Ultraschalluntersuchung 

von RDB. Die Gruppenstrahlertechnik 

reduziert die Gesamt-Prüfstrecke, sodass 

sich die Prüfzeit verkürzt. Seine Kompaktheit, 

Modularität und Flexibilität bezüglich 

der Konfiguration machen den Roboter 

zu einem der am einfachsten und 

am schnellsten am RDB zu installierenden 

bzw. abzubauenden Werkzeuge und 

damit zum Werkzeug der Wahl für RDB- 

Inspektionen.


Neuer Manipulator erleichtert Rohrleitungsaustausch 

im Bereich des Chemikalieneinspeiseund 

Volumenregelsystems 

Nach der Entdeckung von temperaturbedingten 

Spannungsrissen in Vermischungszonen 

im Jahr 1999 stieß der 

französische Energieversorger Electricité de 

France (EDF) ein umfassendes Programm 

an zur Identifizierung von Bereichen, die 

von ähnlichen Phänomenen betroffen sein 

könnten, z.B. Stutzen der Sicherheitseinspeisung, 

der Abblaseleitung sowie des 

Chemikalieneinspeise- und Volumenregelsystems. 

Gleichzeitig wollte EDF die Werkzeuge 

und Methoden für den Austausch eines 

kompletten Abschnitts der Hauptkühlmittelleitung 

einschließlich des Anschlussstutzens 

des Chemikalieneinspeise- und 

Volumenregelsystems qualifizieren und 

den entfernten Abschnitt umfassend 

untersuchen (mit zerstörungsfreien und 

zerstörenden Prüfungen). 

Anfang 2001 wurde Framatome ANP 

von EDF mit dem Austausch eines 

Hauptkühlmittelleitungsabschnitts 

einschließlich des Anschlussstutzens für 

das Chemikalieneinspeise- und Volumenregelsystem 

im Kernkraftwerk 

Fessenheim 1 beauftragt. Um Zeit auf 

dem kritischen Pfad der Revision zu sparen, 

wurde diese Maßnahme zeitgleich 

mit dem Dampferzeuger-Austausch vorgenommen, 

da die durchzuführenden 

Arbeiten (Heraustrennen des Rohrstücks, 

Dekontamination der Rohrleitungsenden 

und des Pumpengehäuses, Schweißnahtvorbereitung) 

sowie die Schweißverfahren 

und die eingesetzten Werkzeuge denen 

ähnlich sind, die beim Dampferzeuger-Austausch 

verwendet werden. 

Spezialausrüstungen 

waren notwendig 

Zum Auftragsumfang zählten zwei 

Schnitte auf der Höhe der bestehenden 

Schweißnähte (einer am Pumpen-Anschluss 

und einer im mittleren Abschnitt 

der Rohrleitung). Zum Aus- und Einbau 

des Abschnitts waren aufgrund des beschränkten 

Zugangs spezielle Handhabungseinrichtungen 

erforderlich. 

Vorbereitung für den Einsatz: Durchführung von Tests (am Modell) 

für das Beschleifen mit ARTUR. 

Für das abschließende Beschleifen und 

die zerstörungsfreie Prüfung der Innenseite 

der Schweißnähte in der Hauptkühlmittelleitung 

unter Beachtung der 

Strahlenschutzziele wurde von uns ein 

neuer Manipulator namens ARTUR entwickelt 

und qualifiziert. Dieses zweiteilige 

System besteht aus einem Rohr-Krabbler 

sowie einem Arm, die getrennt durch 

die Hauptkühlmittelpumpe eingeführt 

und dann im Gehäuse zusammengefügt 

werden. Anschließend wird der Manipulator 

automatisch zu den Arbeitspositionen 

bewegt, wo er dann die Schleif- und 

Reinigungsarbeiten sowie die Farbeindringprüfung 

durchführt. 

Neue Schweißeinrichtung 

entwickelt 

Zusätzlich haben wir ein automatisches 

Schweißverfahren für den Anschluss der 

2-, 3- und 4-Zoll-Leitungen an die 

Hauptkühlmittelleitung entwickelt. 

Das Ziel eines solchen vollautomatischen 

Schweißverfahrens ist, abgesehen 

von der geringeren Strahlenbelastung des 

Personals, die Requalifizierung der Kreisläufe 

gemäß den französischen Genehmigungsvorschriften 

ohne die Notwendigkeit 

einer Wasserdruckprobe des 

Primärkreislaufs. 

Die Arbeiten in Fessenheim begannen 

am 18. Mai 2002 und am 21. September 

2002 wurde das Primärsystem wieder 

an den Betreiber übergeben. Während 

des Anlagenstillstands wurden die drei 

Dampferzeuger sowie der Hauptkühlmittelleitungsabschnitt 

ausgetauscht und 

weitere wichtige Instandhaltungsmaßnahmen 

durchgeführt. Dabei haben sich 

ARTUR und das neue Schweißverfahren 

bewährt.


SIPLUG Online 3: Erste Module in 

Neckar in Betrieb genommen 

Im Juli 2002 wurde im DWR-Kernkraftwerk 

Neckar (Deutschland) mit 

der Inbetriebnahme der ersten mit 

SIPLUG� Online 3 bestückten Schaltanlageneinschübe 

begonnen. Mittlerweile 

sind etwa 90 Einschübe mit dieser 

innovativen Technik erfolgreich im 

Betrieb. Dem Kunden ist es nun möglich, 

Armaturen online zu diagnostizieren 

und über das kraftwerksinterne 

Netz in den Büros der Sachbearbeiter 

auszuwerten. Das Personal ist somit jederzeit 

über das Funktionsverhalten einer 

Armatur bzw. eines Stellantriebs informiert 

und kann, falls erforderlich, 

die notwendigen Wartungsmaßnahmen 

ableiten – der Weg zur zustandsorientierten 

Wartung ist frei. Die Anzahl der 

Prüfungen an Armaturen und/oder 

Stellantrieben wird deutlich reduziert, 

was Zeit und Kosten spart. 

Die Integration der SIPLUG Online 3- 

Module in den Schaltanlageneinschüben 

erlaubt zudem den einfachen Austausch 

der Einschübe während des Anlagenbetriebs. 

Daher ist geplant, weitere schon 

von Framatome ANP gelieferte Module 

kurzfristig in Betrieb zu nehmen. 

Der Betreiber des Kernkraftwerks 

Neckar hatte uns mit der Lieferung 

eines Armaturendiagnosesystems, 

bestehend aus dem Mess- und Überwachungsmodul 

SIPLUG Online 3 und 

der Standardsoftware ADAM� (Armaturen-Diagnose 

und Auswerte-Methode) 

zur Auswertung und Verfolgung von 

Trends beauftragt. Bis 2004 sollen insgesamt 

1500 SIPLUG-Module in den 

beiden Blöcken Neckar 1 und 2 

installiert werden.

Rubrik Komponenten und Service 

Schnelle Abhilfe 

in Neckar 2 

Im deutschen Kernkraftwerk Neckar 2 

(GKN) stießen wir während der 

Jahresrevision 2002 bei der Routine- 

Inspektion der Hauptkühlmittelleitungen 

auf einen unerwarteten Befund: 

Unser Unterwasserinspektionsgerät 

SUSI (ein Mini-U-Boot) ortete ein 

loses Wärmeschutzrohr im Sicherheitseinspeisestutzen 

eines Kreislaufs. Ein 

über die Anschlussleitung eingesetztes 

Inspektionsfahrzeug bestätigte den 

Schaden. Der Betreiber beauftragte uns 

daraufhin kurzfristig mit der Reparatur. 

Framatome ANP stellte umgehend ein 

Experten-Team (Konstrukteure und 

Werkstoffspezialisten, Manipulator- 

Bauer, Prüf- und Reparatur-Fachleute) 

zusammen und arbeitete geeignete Bergungs- 

und Sanierungs-Konzepte sowie 

ein neues Prüfkonzept für die parallelen 

Stränge aus, die mit dem Betreiber 

in Tagesfrist bewertet wurden. Die Genehmigungsbehörde 

bestand auf einer 

Wiederherstellung des Ursprungszustandes, 

wobei im neuen Wärmeschutzrohr-Design 

jedoch die Schadenssituation 

zu berücksichtigen war. 

Parallel dazu lief die Schadensbeurteilung 

unter Mitwirkung unserer Werkstoffexperten. 

Innerhalb einer Woche 

wurden – rund um die Uhr – die Reparatur- 

und Prüfgeräte gebaut und die 

Einsatzteams an Mock-ups trainiert. 

Alle Arbeiten wurden in nur drei Wochen 

termingerecht abgeschlossen. Die 

Leitung von Neckar 2 äußerte sich 

sehr anerkennend über die Leistungen 

der Framatome ANP/intelligeNDT- 

Mannschaft bei der Sanierung des 

Wärmeschutzrohres. Als besonders 

positiv wurde von Wilfried Gehrig, 

GKN, die hervorragende Zusammenarbeit 

der Framatome ANP-Servicemitarbeiter 

mit dem Neckar 2-Projektteam 

empfunden. 

Dampferzeuger in Neckar 1 

chemisch gereinigt 

Ergebnis der chemischen Reinigung: erhöhter Dampfdruck, niedrigere 

Primärkreistemperatur und verbesserte Anlagenleistung. 

Im deutschen Kernkraftwerk Neckar 1 

haben wir während der Revision 

2002 die drei Dampferzeuger nacheinander, 

in jeweils weniger als zwei Tagen 

auf dem kritischen Pfad der Revision, 

sekundärseitig chemisch gereinigt. Mit 

der Reinigung wurden die harten Ablagerungen 

am Rohrboden sowie die 

Beläge auf den Heizrohr-Außenseiten 

entfernt, um die Lebensdauer der 

Dampferzeuger zu erhöhen und ihre 

Integrität sicherzustellen. So konnten 

nach der Reinigung – gemäß einer 

Forderung des TÜV – Fremdkörper 

geborgen werden, die in den Rohrboden-Ablagerungen 

eingeschlossen gewesen 

waren und die zu Schäden an 

den Heizrohren (durch Fretting) hätten 

führen können. 

Zur Anwendung kam unser chemischesHochtemperatur-Reinigungsverfahren 

(HTCC), der weltweit meistgenutzte 

chemische Reinigungsprozess. 

Die ausgezeichnete Reinigungswirkung 

wurde nach Abschluss der Arbeiten 

durch eine visuelle Inspektion belegt. 

Die chemische Reinigung führte auch 

zu einer Verbesserung des Wärmeübergangs 

in den Dampferzeugern: Nach 

der Reinigung lag in Neckar 1 der 

Dampfdruck um rund 1,5 bar höher, 

sodass bei unveränderter Reaktorleistung 

die elektrische Leistung der 

Anlage um 0,9% anstieg. Gleichzeitig 

sank die Primärkreistemperatur um 

0,5°C, was eine Schonung der Brennelemente 

bewirkt. Insgesamt wird als 

Folge der Dampferzeugerreinigung 

eine Erhöhung der Stromerlöse und 

eine Verminderung des Brennstoffverbrauchs 

erwartet. 


Rubrik Verträge 

Langzeit-Servicevertrag 

für Angra 

1und 2 

Eletrobrás Termonuclear S.A. 

(ELETRONUCLEAR), der 

Betreiber der Kernkraftwerke Angra 1 

und 2 in Brasilien, vergab einen Langzeit-Servicevertrag 

an Framatome ANP. 

Der 5-Jahres-Vertrag wurde gegen harte 

internationale Konkurrenz gewonnen 

und umfasst Service- und Wartungsarbeiten 

für die beiden Blöcke während 

der Jahresrevisionen, wobei der größte 

Teil dieser Leistungen für Angra 1 

erbracht werden wird. 

Zu den Aufgaben zählen neben Serviceleistungen 

für den Brennelement- 

Wechsel und den Strahlenschutz auch die 

Instandhaltungsarbeiten an den Hauptkühlmittelpumpen 

samt Motoren sowie 

an den Stellantrieben für Armaturen. 

Zudem werden wir Servicearbeiten an 

großen Pumpen und -motoren sowie an 

elektrischen Komponenten ausführen 

und Hilfestellung bei Inspektionen und 

zerstörungsfreien Werkstoffprüfungen 

leisten. Mit diesem Vertrag konnten wir 

unsere Aktivitäten nun auch langfristig 

auf die von Westinghouse gebaute Anlage 

Angra 1 (ein 657-MWe-DWR, der den 

kommerziellen Betrieb 1984 aufnahm) 

ausweiten und uns als kompetenter Service-Partner 

in Brasilien positionieren. 

Bereits im Juli 2002 führten wir 

erstmals Instandhaltungsarbeiten für 

Angra 1 während der Jahresrevision 

durch – zur vollen Kundenzufriedenheit. 

Wie schon in der Vergangenheit 

arbeitete dabei Framatome ANP- und 

ELETRONUCLEAR-Personal eng 

zusammen. 

Partnerschaft für Leittechnik- 

Austausch in Comanche Peak 

Die US-Anlage Comanche Peak des 

Betreibers TXU Energy hat mit uns 

eine Kooperationsvereinbarung für die 

Planung und Durchführung der vorgesehenen 

Leittechnik-Ertüchtigung getroffen. 

In beiden Blöcken soll die bisherige 

analoge Leittechnik durch digitale Technologie 

ersetzt werden. Wir sind für das 

Engineering und die Lieferung der benötigten 

Einrichtungen verantwortlich, wobei 

im Bereich der Sicherheitsleittechnik 

TELEPERM XS und für betriebliche 

Anwendungen TELEPERM XP eingesetzt 

werden wird. 

Im September 2002 beauftragte uns der 

deutsche Energieversorger E.ON mit 

der Prüfung der Reaktordruckbehälter 

(RDB) in allen seinen fünf DWR-Kernkraftwerken 

im Zeitraum von 2002 bis 

2010. Zum Prüfumfang zählt die mechanisierte 

Ultraschallprüfung des Unterteils 

und des Deckels mit Rundnaht- und 

Stutzengassenprüfung. Der Vertrag beinhaltet 

den Abschluss neuer vertraglicher 

Bindungen mit den Anlagen Unterweser 

und Brokdorf sowie eine Erweiterung 

der bestehenden Verträge mit Grafenrheinfeld, 

Isar 2 und Grohnde – insgesamt 

acht zusätzliche RDB-Prüfungen. 

Die erste RDB-Prüfung wurde bereits 

im Herbst 2002 in Unterweser von 

Framatome ANP, ein Mitglied des 

Konsortiums für den Rückbau des 

Forschungsreaktors „Dounreay Fast Reactor“ 

(DFR) in Großbritannien, wurde 

mit zusätzlichen Arbeiten beauftragt. 

Der DFR war von 1958 bis 1977 

in Betrieb; mit dem Rückbau wurde zu 

Beginn der 80er Jahre begonnen. 

Das aus Framatome ANP, der COGEMA- 

Tochter SGN und den drei briti- 

Laut James Kelley, Vice President bei TXU 

und Vorsitzender des Bündnisses, handelt 

es sich „nicht um einen gewöhnlichen 

Vertrag mit Framatome ANP zur Durchführung 

von Serviceleistungen in Comanche 

Peak. Dies ist vielmehr ein Entwurf für 

eine partnerschaftliche Zusammenarbeit 

zum Nutzen aller Beteiligten.“ 

Als erster Schritt wird die Ertüchtigung 

der Leittechnik am Turbosatz für Block 1 

während der Revision im Herbst 2003 

durchgeführt werden. Für Block 2 sind 

ähnliche Arbeiten während der Revision 

im Frühjahr 2004 geplant. 

Langzeitvertrag mit E.ON über die 

Ultraschallprüfung aller RDB 

einem Prüfteam der intelligeNDT 

(eine Tochterfirma von uns) realisiert. 

Ein umfangreiches Programm bei der 

Prüfung des Unterteils wurde im vorgesehenen 

Zeitrahmen auf dem kritischen 

Pfad der Anlagenrevision durchgeführt 

– zur vollsten Zufriedenheit 

des Kunden. Mit extrem kurzen 

Beckenbelegungszeiten für die RDB- 

Unterteilprüfung ist intelligeNDT 

weltweit führend: Den Rekord halten 

wir in den Konvoi-Anlagen mit nur 

3,5 Tagen. 

Mit diesem Vertrag unterstreicht E.ON 

sein Interesse an einer langfristigen Verbindung 

mit einem verlässlichen Partner 

für diese wichtige Dienstleistung. 

Rückbauvertrag für Dounreay konnte 

erweitert werden 

schen Firmen Strachan & Henshaw, 

Atkins Nuclear sowie Alstec bestehende 

Konsortium arbeitet eng mit der 

United Kingdom Atomic Energy 

Authority (UKAEA) zusammen. Die 

zusätzlichen Arbeiten beinhalten die 

Auslegung und Lieferung von Werkzeugen 

für das ferngesteuerte Entladen 

der noch verbliebenen Brennelemente 

(977 Stäbe) aus dem Reaktorkern. 


Rubrik Veranstaltungen 

7. Internationales 

Kundenseminar 

des Technical 

Center in Saint 

Marcel 

Das erste Kundentreffen des Technical 

Center nach der Integration 

der Versuchs- und Laboranlagen von 

Framatome und Siemens fand am 17. 

und 18. Oktober 2002 in Saint Marcel 

statt, einem der beiden französischen 

Standorte des Technical Center. Vorausgegangen 

waren seit 1995 bereits sechs 

Kundentreffen in Erlangen und Karlstein, 

den deutschen Standorten des 

Technical Center. 

Den zahlreich aus Ländern Europas 

angereisten Teilnehmern wurde zum 

einen ein umfassender Einblick in das 

Produkt- und Leistungsspektrum des 

Technical Center gegeben, zum anderen 

wurden aktuelle deutsch-französische 

Aktivitäten und Entwicklungen aufgezeigt. 

Beispielhaft seien hier werkstofftechnische 

Aspekte im Rahmen des optimierten 

Lebensdauermanagement von 

Anlagen oder auch aktuelle deutsche 

und französische Aktivitäten zu thermo- 

Auf Einladung des südafrikanischen 

Energieversorgers ESKOM 

fand das 24. Steering-Committee- 

Treffen der Framatome Owners Group 

(FROG) am 16. und 17. Oktober 2002 

in Kapstadt statt. Neben den FROG- 

Mitgliedern Electricité de France (EDF, 

Frankreich), Electrabel (Belgien), 

ESKOM (Südafrika), Guangdong 

Nuclear Power Joint Venture Company 

(GNPJVC) und Ling Ao Nuclear Power 

Company (LANPC, beide China), 

Korea Hydro & Nuclear Power Company 

(KHNP, Südkorea) und Ringhals AB 

(Schweden) nahm erstmals der Energieversorger 

British Energy teil und trat der 

FROG bei. 

Fertigung von Ultraschallprüfsonden in Saint Marcel. 

hydraulischen Untersuchungen und 

Komponentenprüfungen genannt. 

In den Labors und Fertigungseinrichtungen 

in Saint Marcel und Le Creusot 

(zweiter französischer Standort des 

Technical Center) konnten sich die 

Die Teilnehmer sprachen über wichtige 

aktuelle Themen in ihren Kernkraftwerken. 

Zu den Tagesordnungspunkten zählten 

ferner Maßnahmen zur Verbesserung 

der Leistung der Mitarbeiter und die Diskussion 

des Berichts von Framatome ANP 

über Erfahrungen mit Primärkreis-Werkstoffen. 

ESKOM berichtete zudem über 

Risiken bei abgeschalteten Anlagen und 

die Bedeutung der probabilistischen Sicherheitsanalyse 

(PSA-2) für Entscheidungen 

mit dem Ziel der Störfallbeherrschung. 

Die aktuellen Aktivitäten und 

Themen bei FROG (Dokumentation, 

Beziehungen zu anderen Stellen, Budget, 

Stand und Entwicklung gemeinsamer 

Programme, die Aktivitäten des Steam 

Kunden u.a. über fortschrittliche 

Schweißtechnologien, die Fertigung von 

Ultraschallprüfsonden sowie über Versuche 

zur Korrosion und zur Strömungsund 

Struktur-Mechanik informieren. 

24. FROG-Steering-Committee-Treffen in Kapstadt 

Generator Technical Committee (SGTC) 

und der Arbeitsgruppe Emergency 

Operating Procedures (EOP) usw.) wurden 

eingehend erörtert. Ehud Mattya, 

Geschäftsführer bei ESKOM, war Ehrengast 

beim offiziellen Abendessen am 

16. Oktober 2002. 

Mit diesem Treffen endete der Vorsitz 

von Jean-Claude Chevallon. Zum neuen 

Vorsitzenden für die nächsten zwei Jahre 

wurde Lars Eliasson (Ringhals AB) berufen, 

und zum stellvertretenden Vorsitzenden 

René Delporte (Electrabel). Zum 

neuen Sekretär der FROG wurde Bertrand 

de Braquilanges ernannt. Er löst 

Jean Oullion ab. 


Rubrik Kurz berichtet 

FBFC International gemäß OHSAS 18001 zertifiziert 

Unsere Brennelement-Fertigung 

FBFC International in Frankreich 

(eine Framatome ANP-Tochter) 

erhielt Ende Dezember 2001 als erstes 

Unternehmen der AREVA-Gruppe die 

Zertifizierung gemäß der Normenreihe 

OHSAS 18001 (Occupational Health 

and Safety Assessment Series). Der 

OHSAS-Standard, der seit 1999 in 

Kraft ist, entstand unter Mitwirkung 

verschiedener Organisationen wie 

British Standards Institution, Bureau 

Veritas Quality International, Det Norske 

Veritas und SGS Yarsley International 

Certification Services. 

Die Normen wurden aufgrund von 

Kundenforderungen nach einer anerkennbaren 

Norm für Arbeitsschutz- 

Managementsysteme entwickelt, gegen 

die die Managementsysteme der Kunden 

bewertet und zertifiziert werden 

können. Die gesetzlichen Verpflich- 

Framatome ANP erhielt vor 

kurzem die Zertifizierung gemäß 

ISO 9001:2000 für alle ihre vier Geschäftsbereiche 

und die drei Regionen 

(Deutschland, Frankreich und die 

USA). Bis heute haben nur rund 10% 

aller Unternehmen weltweit diese 

neue ISO-Zertifizierung erlangt. In 

der Version 2000 ist die Kundenzufriedenheit 

ausdrücklich als Indikator 

kontinuierliche Verbesserung 

Management-Review 

Überprüfung & 

Maßnahmen 

OH&S-Methodik 

Planung 

Implementierung 

& Betrieb 

integriert und eine kontinuierliche 

Verbesserung der Qualität gefordert. 

Die Zertifizierung umfasst alle unsere 

Tätigkeiten weltweit und stellt sicher, 

dass von uns – unabhängig davon, 

welche Niederlassung die Dienstleistungen 

bietet – die gleichen Prozesse 

realisiert werden. Die Vorbereitungen 

für diese Zertifizierung machten stan- 

Illustration: Glasgow Media 

Als eines der ersten Unternehmen gemäß 

ISO 9001:2000 zertifiziert 

tungen waren minimal, aber die 

Normen beinhalten auch die Einrichtung 

einen Systems für kontinuierliche 

Verbesserungen in allen Bereichen des 

Arbeitsschutzes in Übereinstimmung 

mit der Politik des Unternehmens. 

Die Norm OHSAS 18001 ist so 

angelegt, dass sie mit den Normen 

ISO 9001 (Qualität) und ISO 14001 

(Umwelt) kompatibel ist. Nach 

diesen beiden Normen wurde 

FBFC International bereits vor 

einigen Jahren zertifiziert. 

Das erste Erneuerungs-Audit für 

die OHSAS-Zertifizierung sowie 

das zweite Erneuerungs-Audit für die 

ISO 14001 fanden bei FBFC International 

Ende Oktober 2002 statt. 

Das Werk ist zudem gemäß ISO 

9001:2000 zertfiziert. 

dardisierte Verfahren in allen Regionen 

und Einheiten erforderlich sowie 

die Entwicklung von Lösungen, die 

Synergien optimal erschließen und 

Gemeinschaftsprojekte erleichtern 

werden. Das Ergebnis sind vereinfachte 

Prozesse und eine gesteigerte 

Leistungsfähigkeit, was für unsere 

Kunden einen verbesserten Service 

bedeutet. 


Neuanlagenauslegung 

mit modernster 

3D-CAD-Software 

YOU’RE RIGHT TO ASK FOR MORE. 

www.framatome-anp.com 

WIR STEIGERN IHRE WETTBEWERBSSTÄRKE 

Noch mehr Effizienz, Sicherheit und Wirtschaftlichkeit 

für Ihre Anlage: Das ist das Ziel von 

Framatome ANP, einem Unternehmen von 

AREVA und Siemens. Dafür setzen sich unsere 

weltweit rund 14 000 Mitarbeiter ein – mit 

fortschrittlicher Technik und kundenorientierten 

Leistungen. 

Unsere Service-Teams sind vertraut mit Druckund 

Siedewasserreaktoren aller Hersteller. 

Diese einzigartige Erfahrung sowie der Einsatz 

innovativer Tools und Techniken tragen dazu 

bei, dass Ihre Anlage noch effizienter läuft. Hochabbrand-Brennelemente 

sorgen für höhere Flexibilität 

und extreme Zuverlässigkeit in DWR- und SWR- 

Anlagen. Erprobte digitale Leittechnik sowie der 

Austausch von Komponenten und Systemen ermöglichen 

eine erfolgreiche und moderne Anlagenertüchtigung. 

Basis für alles ist unser breites Engineering-Knowhow. 

Was immer Ihre Anlagenerfordernisse sind, 

vertrauen Sie auf unsere Erfahrung – zur Steigerung 

Ihrer Wettbewerbsstärke. 

Framatome ANP, COGEMA und FCI bilden die Unternehmensgruppe AREVA, das weltweit führende Unternehmen der Kerntechnik und der Anschlusstechnik. 

Best-Nr.: ANP: G-172-V1-03-GER · Printed in Germany · 500217M ZS 02036.5 · K.No. 309

Lebensdauer- management - AREVA

Erfolgreiche ePaper selbst erstellen

Template löschen?

Als Template speichern?