08.06.2021 Views

VGB POWERTECH 5 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 5 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Nuclear power. Nuclear power plants - operation and operation experiences

VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 5 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Nuclear power. Nuclear power plants - operation and operation experiences

SHOW MORE
SHOW LESS

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.

International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

5 2021

Focus

• Nuclear power

plant operation

• Grid stability

World’s first power

plant to produce

400 billion kWh

VGB-WEBINAR

REDISPATCH 2.0

FÜR ANLAGENBETREIBER

24. JUNI 2021

LIVE & ONLINE

Grid stability?

Challenges increase

as generation

portfolio changes

Opportunities for

foreign nuclear power

companies in China

www.vgb.org

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

VGB Redispatch2021 titelseite.indd 3 05.06.2021 16:08:56

ISSN 1435–3199 · K 43600 l International Edition


Partner:

meetingpoint.energy

virtueller Erneuerbarer Energien-Kongress

21.-25. Juni 2021

online

Umfangreiches, internationales Programm

Daily-business-freundlich und zeitzonenübergreifend

VGB-Session am 23. Juni 2021 vormittags, Thema:

RECPP

4 Sessions gestaltet von EREF zu Themen auf

europäischer Ebene

3D Messeplattform, Besuch kostenfrei

Präsentations- und Kommunikationsmöglichkeiten

am virtuellen Stand, u.a. durch Text- und

Videochatfunktion

Globales Networking

DSGVO-konformes Social Media Tool

und vieles mehr

Standbuchung ab 220,00€ - Wir freuen uns auf Sie!

Jetzt informieren und als Aussteller oder

Besucher/in anmelden unter:

www.meetingpoint.energy

Veranstalter:


VGB PowerTech 5 l 2021

Editorial

Numbers abour nuclear power: 2020

Dear Readers,

The use and expansion of nuclear

energy continues to be characterised

on the one hand by a

geographically clearly shifted

trend in its expansion from its

regions of origin, North America

and Europe, to the new players

in Asia. On the other hand,

it can be seen that both China

and Russia are entering the

global nuclear energy market as

exporters of complete concepts.

The target countries for these

activities are not only countries

with operating nuclear power

plants, but also the so-called

newcomers. The particular challenge here is that, in addition to

the construction of the first nuclear power plants, a suitable infrastructure

must also be installed. This concerns the technical sector

for the future operation of the nuclear power plants, as far as it

is required on site, as well as the regulatory environment. These

national activities are supported internationally above all by the

International Atomic Energy Agency (IAEA), which has initiated

a whole series of support and development programmes for these

topics.

Certainly impressive in this context is the commissioning of the

first nuclear power plant unit in the Arab World, Unit 1 at the

Barakah site in the United Arab Emirates. The country’s electricity

supply is based almost exclusively on natural gas, supplied from

domestic sources, with currently around 30,000 MW capacity.

Since the Gulf States are also planning and implementing a diversification

of their economy and (energy) infrastructure with a

long-term view to the future, an official review of the nuclear energy

option took place in 2008. A year later, in December 2009, the

Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) was founded and

in the same month a consortium led by the Korea Elektric Power

Corporation (KEPCO) won the tender for the construction of four

APR-1400 nuclear power plant units with a total capacity of 5,600

MW. The official groundbreaking ceremony was then held on 14

March 2011. On 31 July 2020, Unit 1 of the Barakah nuclear power

plant reached first-criticality and was synchronised with the grid

on 19 August. Commercial commissioning took place recently, on

1 April 2021, with the other three units scheduled to be commissioned

about a year apart. Overall, the United Arab Emirates and

the operating company ENEC attach great importance to a lot of

know-how and very well-trained personnel in their own country.

With the commissioning of the first nuclear power plant exported

to Belarus – two VVER V-491 units with a capacity of 1,194 MW

each are currently planned – Russia has demonstrated how an infrastructure

implemented with significant support from the supplier

promotes the operation of nuclear power plants and that a

nuclear power plant can be built quickly even in a newcomer environment.

Construction of the Belarusian-1 unit started in November

2013, and initial criticality was achieved on 11 October 2020.

With 442 nuclear power plants worldwide, there was one unit less

in operation in 33 countries at the end of 2020 than a year before.

At 451 nuclear power units, the number of plants in operation in

2018 was the highest since the first purely commercial nuclear

power plant, Calder-Hall 1 in the UK, went into operation in 1956.

Specifically, five units went critical and were synchronised with

the grid for the first time: two units in China: Fuqing 5 and Tianwan-5,

one unit in Russia: Leningrad-2-2, one unit in the United

Arab Emirates: Barakah-1 and one unit in Belarus: Belarusian-1.

Six nuclear power plant units ceased operation: In France, after 43

years of successful operation, the nuclear power plant units Fessenheim-1

and -2; in Russia, the RBMK unit Leningrad-2; in Sweden,

the Ringhals-1 plant; and in the USA, the two units Duane

Arnold-1 and Indian Point-2.

In terms of electricity generation capacities, the gross output

of nuclear power worldwide was 419,035 MWe, well above the

400,000 MWe mark.

Nuclear energy can also report another good result in electricity

generation. With a net generation of over 2,555 TWh, this was

slightly lower than in the previous year with 2,567 TWh. However,

due to 29 nuclear power plants in Japan still not in operation since

2011, this is even lower than before the tsunami and accident in

Fukushima.

The share of total global electricity production remained at 11 %;

the share of nuclear energy in total global energy supply at around

4.5 % - these are certainly two remarkable figures: The 417 currently

active nuclear power plants are capable of supplying one

in ten people worldwide with electricity or one in twenty people

worldwide cover their energy needs entirely with nuclear energy.

Regionally and in the individual countries using nuclear energy,

the share of nuclear energy in electricity generation varies, ranging

from 6 % in China - a doubling within 5 years - to almost 71 %

in France. 13 countries cover more than 30 % of their electricity

generation with nuclear power. With 179 reactors, Europe continues

to be the most important region using nuclear energy. With a

share of about 26 %, approximately every fourth kilowatt hour of

electricity consumed is generated in nuclear power plants.

Among the newly started projects, there are five projects for 2020:

In China, construction work began on the four units Sanaocun 1

(new site), Shidaowan 2, Taipingling 2 and Zhangzhou 2; in Turkey,

construction of the second unit at the Akkuyu site began.

Thus, 54 nuclear power plant units with 58,712 MWe gross and

54,803 MWe net capacity were under construction worldwide;

one less than a year earlier due to the new commissionings. In addition,

there are around 135 new construction projects that are in

the extended planning stage.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Editor in Chief

VGB PowerTech

Essen, Germany

1


Editorial VGB PowerTech 5 l 2021

Kernenergie Zahlen: 2020

Liebe Leserinnen und Leser,

Einsatz und Ausbau der Kernenergie

sind weiterhin einerseits

geprägt von einer geografisch

deutlich verschobenen Tendenz

ihres Zubaus von ihren Ursprungsregionen,

Nordamerika

und Europa, hin zu den neuen

Akteuren in Asien. Andererseits

ist festzustellen, dass sowohl

China als auch Russland in den

weltweiten Kernenergiemarkt

als Exporteure von Gesamtkonzepten

einsteigen. Dabei sind

die Zielländer dieser Aktivitäten

nicht allein Staaten mit laufenden

Kernkraftwerken, sondern

auch die sogenannten Newcomer. Hier besteht die besondere Herausforderung

auch darin, dass neben dem eigentlichen Bau von ersten

Kernkraftwerken zudem eine geeignete Infrastruktur aufgebaut

werden muss. Dies betrifft den technischen Sektor für den zukünftigen

Betrieb der Kernkraftwerke, soweit er Vor-Ort erforderlich

ist, als auch das regulatorische Umfeld. Unterstützt werden diese

nationalen Aktivitäten international vor allem von der Internationalen

Atomenergie-Organisation (IAEO), die eine ganze Reihe von

Unterstützungs- und Entwicklungs-Programmen für diese Themen

initiiert hat.

Sicherlich eindrucksvoll ist in diesem Zusammenhang die Inbetriebnahme

des ersten Kernkraftwerksblocks in der Arabischen

Welt zu erwähnen, dem Block 1 am Standort Barakah in den Vereinigten

Arabischen Emiraten. Die Stromversorgung des Landes

basiert quasi ausschließlich auf Erdgas, versorgt aus heimischen

Quellen, mit aktuell rund 30.000 MW. Da die Golfstaaten mit langfristigem

Blick auf die Zukunft auch eine Diversifizierung ihrer

Wirtschaft und (Energie)-Infrastruktur planen und umsetzen, erfolgte

im Jahr 2008 eine offizielle Prüfung der Option Kernenergie.

Ein Jahr später, im Dezember 2009, wurde die Emirates Nuclear

Energy Corporation (ENEC) gegründet und im gleichen Monat gewann

ein Konsortium unter Führung der südkoreanischen Korea

Elektric Power Corporation (KEPCO) die Ausschreibung für den

Bau von vier Kernkraftwerksblöcken vom Typ APR-1400 mit insgesamt

5.600 MW Leistung. Die offizielle Grundsteinlegung erfolgte

dann am 14. März 2011. Am 31. Juli 2020 erreichte der Block 1 des

Kernkraftwerks Barakah Erstkritikalität und wurde am 19. August

mit dem Netz synchronisiert. Die kommerzielle Inbetriebnahme erfolgte

jüngst, am 1. April 2021. Die Inbetriebnahme der weiteren

drei Blöcke ist mit Abstand von jeweils rund einem Jahr geplant.

Die Vereinigten Arabischen Emirate und die Betreibergesellschaft

ENEC legen insgesamt viel wert auf viel Know-how und sehr gut

ausgebildetes Personal im eigenen Land.

Russland hat mit der Inbetriebnahme des ersten nach Weißrussland

exportierten Kernkraftwerks – geplant sind aktuell zwei WWER

V-491 Blöcke mit jeweils 1.194 MW Leistung – demonstriert, wie

eine mit maßgeblicher Unterstützung des Lieferanten umgesetzte

Infrastruktur den Betrieb von Kernkraftwerken fördert und dass

auch in einem Newcomer-Umfeld ein Kernkraftwerk zügig errichtet

werden kann. Baustart für den Block Belarusian-1 war im November

2013, Erstkritikalität wurde am 11 Oktober 2020 erreicht.

Mit 442 Kernkraftwerken war weltweit Ende 2020 in 33 Ländern

ein Block weniger in Betrieb als ein Jahr zuvor. Mit 451 Kernkraftwerksblöcken

waren in 2018 so viele Anlagen in Betrieb wie noch

nie seit Inbetriebnahme des ersten rein kommerziellen Kernkraftwerks

Calder-Hall 1 in Großbritannien im Jahr 1956.

Im Einzelnen sind fünf Blöcke kritisch geworden und wurden erstmals

mit dem Stromnetz synchronisiert: zwei Blöcke in China: Fuqing

5 und Tianwan 5, ein Block in Russland: Leningrad 2-2, ein

Block in den Vereinigten Arabischen Emiraten: Barakah 1 und ein

Block in Weißrussland: Belarusian 1. Sechs Kernkraftwerksblöcke

stellten ihren Betrieb ein: In Frankreich nach 43 Jahren erfolgreichem

Betrieb die Kernkraftwerksblöcke Fessenheim 1 und 2; in

Russland der RBMK-Block Leningrad 2; in Schweden die Anlage

Ringhals 1 und in den USA die zwei Blöcke Duane Arnold 1 und

Indian Point 2.

Bei den Stromerzeugungskapazitäten lag die Bruttoleistung der

Kernenergie weltweit mit 419.035 MWe deutlich über der Marke

von 400.000 MWe.

Ein erneut gutes Ergebnis kann die Kernenergie auch bei der Stromerzeugung

verzeichnen. Mit einer Nettoerzeugung von über

2.555 TWh lag diese geringfügig niedrigere als im Vorjahr mit

2.567 TWh. Aufgrund von seit 2011 weiterhin nicht in Betrieb befindlichen

29 Kernkraftwerke in Japan ist diese aber noch niedriger

als vor dem Tsunami und Unfall in Fukushima.

Der Anteil an der gesamten weltweiten Stromproduktion lag

weiterhin bei 11 %; der Anteil der Kernenergie an der gesamten

weltweiten Energieversorgung bei rund 4,5 % – dies sind zwei

sicherlich bemerkenswerte Zahlen: Die 417 derzeit aktiven Kernkraftwerke

sind in der Lage, jeden zehnten Menschen weltweit mit

Strom zu versorgen oder jeder zwanzigste Mensch weltweit deckt

seinen Energiebedarf komplett mit Kernenergie. Regional und in

den einzelnen Kernenergie nutzenden Ländern ist der Anteil der

Kernenergie an der Stromerzeugung mit einer Spannbreite von inzwischen

6 % in China – eine Verdoppelung innerhalb von 5 Jahren

– bis fast 71 % in Frankreich unterschiedlich. 13 Staaten decken

mehr als 30 % ihrer Stromerzeugung nuklear. Europa ist weiterhin

mit 179 Reaktoren die bedeutendste Kernenergie nutzende Region.

In ihr wird mit einem Anteil von rund 26 % rund jede vierte

verbrauchte Kilowattstunde Strom in Kernkraftwerken erzeugt.

Bei den neu begonnenen Projekten sind für das Jahr 2020 fünf Vorhaben

zu verzeichnen: In China wurden Bauarbeiten an den vier

Blöcken Sanaocun 1 (neuer Standort), Shidaowan 2, Taipingling 2

und Zhangzhou 2 aufgenommen, in der Türkei begann der Bau des

zweiten Blocks am Standort Akkuyu.

Damit waren weltweit 54 Kernkraftwerksblöcke mit 58.712 MWe

Brutto- und 54.803 MWe Nettoleistung in Bau; aufgrund der

Neuinbetriebnahmen einer weniger als ein Jahr zuvor. Darüber

hinaus sind rund 135 Neubauprojekte zu verzeichnen, die sich im

erweiterten Planungsstadium befinden.

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann

Chefredakteur VGB PowerTech

Essen

2


Programme out !

VGB CONGRESS 2021

100 PLUS

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


Contents VGB PowerTech 5 l 2021

VGB Webconference

Redispatch 2.0 für Anlagenbetreiber

| 24 Juni 2021

Live & OnLine

Das Gesamtbild Redispatch 2.0 einfach dargestellt:

• Wesentliche Veränderungen und deren

regulatorische Grundlagen

• Markt und Marktrollen im Redispatch 2.0

• Prinzip “Redispatch und die Ausgleiche”

Ablauf anschaulich an einem Beispiel erklärt

• Die Hauptprozesse auf Erzeugerseite

und erforderliche Fallunterscheidungen

• Aufgaben des Betreibers und des Einsatzverantwortlichen

gemäß der Use Cases und darüber hinaus

• Wahlmöglichkeiten zum Betreiber der technischen Ressource

und zum Einsatzverantwortlichen

International Journal for Generation

and Storage of Electricity and Heat 5 l 2021

Numbers about nuclear power: 2020

Kernenergie Zahlen: 2020

Christopher Weßelmann 1

Abstracts/Kurzfassungen 6

Members‘ News 8

Industry News 16

News from Science & Research 20

Power News 22

Events in Brief 23

The World’s first power plant to produce 400 billion kilowatt hours

Weltweit erster Kraftwerksblock mit 400 Milliarden Kilowattstunden

Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen, Stephan Kunze,

Gerald Schäufele, Dietmar Schütze and Ralf Südfeld 27

Quo vadis, grid stability?

Challenges increase as generation portfolio changes

Quo vadis, Netzstabilität?

Herausforderungen wachsen mit der Veränderung

des Erzeugungsportfolios

Kai Kosowski and Frank Diercks 37

Development of safety-related residual heat removal chains

from german technology pressure water reactors

(light and heavy water)

Entwicklung von sicherheitstechnischen Nachwärmeabfuhrpfaden

für Druckwasserreaktoren deutscher Technologie

(Leicht- und Schwerwasser)

Franz Stuhlmüller and Rafael Macián-Juan 49

Demand analysis of nuclear power technology in China:

opportunities for foreign nuclear power companies

Analyse zum Bedarf von Technologie für die Kernenergienutzung

in China: Chancen für ausländische Nuklearunternehmen

Hong Xu, Tao Tang and Baorui Zhang 57

Error reduction in radioactivity calculation for retired

nuclear power plant considering detailed plant-specific

operation history

Fehlerreduzierung bei der Radioaktivitätsberechnung für

ein stillgelegtes Kernkraftwerk unter Berücksichtigung

der detaillierten anlagenspezifischen Betriebsgeschichte

Young Jae Maeng and Chan Hyeong Kim 62

4


VGB PowerTech 5 l 2021

Contents

Das Webinar soll Anlagenbetreibern oder auch deren Dienstleister für

die neuen Rollen einen einfachen Einstieg in die komplexe Thematik

ermöglichen und ist daher vorbereitend bzw. ergänzend zum eigentlichen

Regelwerk oder den BDEW-Anwendungshilfen zu sehen.

Weitere Informationen:

| Koordination Technik

Stefan Prost

Tel.: +49 201 8128-324

Dr. Thomas Eck

Tel.: +49 201 8128-209

E-mail: vgb-inst-kw@vgb.org

VGB-WEBINAR

REDISPATCH 2.0

FÜR ANLAGENBETREIBER

24. JUNI 2021

LIVE & ONLINE

| Teilnahme

Stephanie Wilmsen

Tel.: +49 201 8128-278

E-mail: vgb-redispatch@vgb.org

www.vgb.org

www.vgb.org

VGB Redispatch2021 titelseite.indd 3 05.06.2021 16:08:56

Forum Energy Supply: Europe on the road to a main disaster

After the lockdown, a blackout?

„Forum Energie“: Europa auf dem Weg in die Katastrophe

Nach dem Lockdown ein Blackout?

Herbert Saurugg 69

Operating experience with nuclear power plants 2020

Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken 2020

VGB PowerTech 75

Operating results 88

VGB News 93

Personalien 93

Inserentenverzeichnis 94

Events 95

Imprint 96

Preview VGB PowerTech 6|2021 96

Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also of previous

volumes, are available for free download at

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

Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020

der VGB POWERTECH − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:

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

VGB POWERTECH online

With respect to the current Covid-19/Corona crises we continue with our

free online service at YUMPU. Read VGB POWERTECH at

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

VGB POWERTECH online

Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.

Lesen Sie die VGB POWERTECH online unter

https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech

5


VGB POWERTECH as printed edition,

monthly published, 11 issues a year

Annual edition as CD or DVD

with alle issues from 1990 to 2020:

Profount knowledge about electricity

and heat generation and storage.

Order now at www.vgb.org/shop

1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

1/2 2012

International Journal for Electricity and Heat Generation

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

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

International Journal for Electricity and Heat Generation

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

1/2 2012

European

Generation Mix

• Flexibility and

Storage

The electricity sector

at a crossroads

The role of

renewables energy

in Europe

Power market,

technologies and

acceptance

Dynamic process

simulation as an

engineering tool

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

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

International Journal for Electricity and Heat Generat

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

ISSN 1435–3199 · K 123456 l International Edition

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2019

© Sergey Nivens - Fotolia

VGB PowerTech

Contact: Gregor Scharpey

Tel: +49 201 8128-200

mark@vgb.org | www.vgb.org

The international journal for electricity and heat generation and storage.

Facts, competence and data = VGB POWERTECH

www.vgb.org/shop


VGB-PowerTech-DVD

More than 25,000 digitalised pages with data and expertise

Volumes 1990 to 2020 , incl. search function for all documents.

Volumes 1976 to 2000 | English edition available now!

Technical Journal: 1976 to 2000

Fachzeitschrift: 1990 bis 2020

English Edition

· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·

Fachzeitschrift: 2020

· 1990 bis 2020 · · 1990 bis 2020 ·

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2018

All rights reserved.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Germany | 2019

· CD 2020 · · CD 2020 ·

Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.

© VGB PowerTech Service GmbH

Essen | Deutschland | 2018

VGB-PowerTech-CD-2020

Volume 2019 of the international renowed technical journal

VGB POWERTECH digital on CD.

Place your order in our shop: www.vgb.org/shop


Abstracts VGB PowerTech 5 l 2021

The World’s first power plant to produce

400 billion kilowatt hours

Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen,

Stephan Kunze, Gerald Schäufele,

Dietmar Schütze and Ralf Südfeld

When it first synchronised with the power distribution

network at 14:11 hrs on 5 September

1984, Grohnde nuclear power plant (KWG)

started to write its own success story. Since it

was first commissioned, the pressurised water

reactor has eight times been World Champion

in annual electricity generation. Even today,

Grohnde NPP still produces a good 12 % of the

electricity generated in Lower Saxony, thereby

helping to stabilize the electricity supply in

Germany. And yet another record was recently

added to this impressive list. On 7 February

2021, KWG was the first power plant unit in the

world to produce its 400 billionth kilowatt hour

of electricity. No other nuclear power plant unit

in the world has produced more electricity. This

amount of electricity would have supplied the

whole of Germany for nine months (based on

the 2019 figure of 512 TWh).

Quo vadis, grid stability?

Challenges increase

as generation portfolio changes

Kai Kosowski and Frank Diercks

The power generation portfolio in the German

high voltage transmission and distribution system

has been constantly changing since 2011.

After several decades with relatively constant

segmentation into base-, medium- and peakload

and a power plant park designed accordingly

for these purposes, significant changes

have occurred in the last 10 years. As an important

result of the so-called Energiewende , starting

in 2011 with the shutdown of the first German

nuclear power plants (NPP) after the reactor

accident in Fukushima, the last NPPs will

go eventually offline by the end of 2022. The

Coal Phase-Out Act of August 8th, 2020, a farreaching

edit with significance for the energy

industry in Germany, requires the shutdown of

all coal-fired power plants by 2038 at the latest.

From this point in time at the latest, there will

be no large, inductive power plants for generating

base load in the German power plant park.

Development of Safety-related residual

heat removal chains from german

technology pressure water reactors

(light and heavy water)

Franz Stuhlmüller and Rafael Macián-Juan

The Nuclear Power Plants (NPPs) with Pressure

Water Reactor for enriched fuel (PLWR,

Pressurized Light Water Reactor) and for natural

uranium (PHWR, Pressurized Heavy Water

Reactor), developed in Germany, are largely

identical in their basic design. However, there

is a striking difference in the scope of the main

reactor systems. While in PLWR these only

consist of Reactor and Reactor Coolant System

including Pressurizer and Pressurizer Relief

Tank, in PHWR the Moderator System is added.

In power operation of a PLWR, the entire thermal

reactor power is transferred to the water/

steam cycle via the Steam Generators. In PHWR,

on the other hand, part of the power (approx.

10 %) has to be removed - at a lower temperature

level - from the moderator, which is spatially

separated from the main reactor coolant

within the Reactor Pressure Vessel, but is kept

at the same pressure via function-related compensating

openings. This portion of power is

used to preheat the feed water before it enters

the Steam Generators. The Moderator System

installed for this purpose can also be used in a

second function as the inner link in the Residual

Heat Removal Chain (RHRC) for cooling the

reactor after it has been switched off. In PLWR

the analog system is operated exclusively for the

removal of residual heat from the reactor and,

if necessary, the fuel pool. In the following, the

development of the RHRC of both NPP lines is

shown and the main differences between both

NPP-types in this regard are explained by comparing

the most recently erected plants, DWR

1300 MW (KONVOI) and Atucha 2.

Demand analysis of nuclear power

technology in China: opportunities for

foreign nuclear power companies

Hong Xu, Tao Tang and Baorui Zhang

China has the largest number of nuclear power

plant (NPP) units under construction or

planned in the world, which shows the promising

potential business opportunities of its

nuclear power market. Simultaneously, it has

a complete nuclear industry chain with hundreds

of related companies/organizations. The

huge market of nuclear power is attractive to

foreign nuclear power companies. China has a

good environment for international cooperation.

But the problem is how to clarify the possible

demand in traditional sub-fields of nuclear

power technology and different subsidiaries for

cooperation. Due to the huge work of one-byone

demand analysis and the uncertainty of

the academic research level evaluation of the

subsidiaries from different organizations, this

article presents a statistical method based on

the evaluation of the China Nuclear Energy Association

(CNEA) experts and related reports.

The conclusion of this article can be used as a

reference for international cooperation in the

nuclear power community.

Error reduction in radioactivity calculation

for retired nuclear power plant considering

detailed plant-specific operation history

Young Jae Maeng and Chan Hyeong Kim

Accurate estimation of radioactivity distribution

at a retired nuclear power plant (NPP) is

important for establishing a reasonable dismantling

strategy and expecting radioactive

waste disposal costs for decommissioning. The

calculation of activity requires several input parameters,

including target nuclides, products,

irradiation history, and the neutron flux. To our

knowledge, in most cases, existing radioactivity

calculations for a retired NPP do not fully consider

the detailed plant-specific operation history,

including cycle-specific neutron flux data,

which may lead to significant errors. In this

study, we investigated the effect of using detailed

history on activity calculation. We calculated

the activities of samples in six surveillance

capsules of the Kori 1 NPP, using two approaches:

(1) considering and (2) not considering detailed

history. Activities calculated using these

two approaches were compared with measured

values to determine the improvement in accuracy.

The findings show that accuracy is significantly

improved when the detailed history is

considered. The average error of the calculated

activities was reduced from 12 %, 41 %, and

30 % to 5 %, 9 %, and 9 % for 63Cu(n,)60Co,

54Fe(n,p)54Mn, and 58Ni(n,p)58Co reactions,

respectively. The results of this study strongly

suggest that considering the detailed plant-specific

operation history is necessary in activity

calculation for a retired NPP.

Forum Energy Supply: Europe on the road

to a main disaster

After the lockdown, a blackout?

Herbert Saurugg

The European power supply system is undergoing

a fundamental upheaval where, above all,

“many cooks spoil the broth” applies. This is because

there is no overall systemic coordination

and approach. Each member country is making

its own energy transition in different directions

and there is hardly any coordinated approach

recognizable. In addition, fundamental physical

and technical conditions are being ignored and

replaced by wishful thinking, which is bound to

lead to disaster. This is because the power supply

system obeys purely physical laws. We still

have the opportunity to leave this fatal path.

Operating experience with

nuclear power plants 2020

VGB PowerTech

The VGB Technical Committee “Nuclear Plant

Operation” has been exchanging operating

experience about nuclear power plants for

more than 30 years. Plant operators from several

European countries are participating in

the exchange. A report is given on the operating

results achieved in 2020, events important

to plant safety, special and relevant repair, and

retrofit measures.

6


VGB PowerTech 5 l 2021

Kurzfassungen

Weltweit erster Kraftwerksblock mit

400 Milliarden Kilowattstunden

Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen,

Stephan Kunze, Gerald Schäufele, Dietmar

Schütze und Ralf Südfeld

Mit der ersten Netzsynchronisation am

05.09.1984 um 14:11 Uhr beginnt die Erfolgsgeschichte

des Gemeinschaftskernkraftwerks

Grohnde (KWG): Seit seiner Inbetriebnahme

war der Druckwasserreaktor insgesamt achtmal

Weltmeister in der Jahresstromerzeugung.

Und auch heute noch hat das Kernkraftwerk

Grohnde einen Anteil von gut zwölf Prozent an

der Stromerzeugung in Niedersachsen und trägt

somit dazu bei, die Stromversorgung Deutschlands

stabil zu halten. Zu dieser beeindruckenden

Bilanz gesellte sich kürzlich ein weiterer

Rekord: Am 7. Februar 2021 produzierte das

KWG als erster Kraftwerksblock weltweit die

400- milliardste Kilowattstunde. Es existiert

weltweit kein einziger Kernkraftwerksblock,

der mehr Strom erzeugt hat. Mit dieser Strommenge

hätte man über ein drei viertel Jahr ganz

Deutschland mit Strom versorgen können (bezogen

auf die Daten des Jahres 2019 in Höhe

von 512 TWh).

Quo vadis, Netzstabilität?

Herausforderungen wachsen mit der

Veränderung des Erzeugungsportfolios

Kai Kosowski und Frank Diercks

Das Stromerzeugungsportfolio im deutschen

Hochspannungs-Übertragungs- und Verteilnetz

verändert sich seit 2011 ständig. Nach mehreren

Jahrzehnten mit einer relativ konstanten Segmentierung

in Grund-, Mittel- und Spitzenlast

und einem entsprechend darauf ausgelegten

Kraftwerkspark haben sich in den letzten 10

Jahren deutliche Veränderungen ergeben. Als

wichtiges Ergebnis der sogenannten Energiewende,

die 2011 mit der Abschaltung der ersten

deutschen Kernkraftwerke (KKW) nach dem

Reaktorunfall in Fukushima begann, werden die

letzten KKWs bis Ende 2022 endgültig vom Netz

gehen. Das Kohleausstiegsgesetz vom 8. August

2020, eine weitreichende Änderung mit Bedeutung

für die Energiewirtschaft in Deutschland,

verlangt die Abschaltung aller Kohlekraftwerke

bis spätestens 2038. Spätestens ab diesem

Zeitpunkt wird es im deutschen Kraftwerkspark

keine großen, induktiven Kraftwerke zur Erzeugung

von Grundlast mehr geben.

Entwicklung von sicherheitstechnischen

Nachwärmeabfuhrpfaden für

Druckwasserreaktoren deutscher

Technologie (Leicht- und Schwerwasser)

Franz Stuhlmüller und Rafael Macián-Juan

Die auf Entwicklungen in Deutschland basierenden

Druckwasserreaktor-KKW für angereicherten

Brennstoff (PLWR) einerseits und für

Natururan (PHWR) andererseits sind in ihrer

Basiskonzeption weitgehend identisch. Ein

markanter Unterschied besteht jedoch im Umfang

der Reaktorhauptsysteme. Während diese

beim PLWR nur aus dem Reaktorkühl- und dessen

Druckhalte- und Abblasesystem bestehen,

kommt beim PHWR noch das Moderatorsystem

hinzu, das im Leistungsbetrieb der Anlage

den Moderator (Schwerwasser) permanent zu

kühlen hat. Dieses verfahrenstechnische System

wird in Zweitfunktion als innerstes Glied

der sicherheitstechnisch wichtigen Nachkühlkette

zur Wärmeabfuhr nach dem Abschalten

des Reaktors verwendet. Während man beim

PLWR - auch für die neuesten Anlagen – sowohl

zum Abkühlen nach planmäßiger Abschaltung

als auch zur Beherrschung der überwiegenden

Zahl anzunehmender Störfalle in der ersten Zeit

nach Schadenseintritt auf die weitere Bespeisung

der Dampferzeuger angewiesen ist, wurde

für den PHWR die Möglichkeit geschaffen, die

Reaktorkühlung von Anfang an allein über die

Nachkühlkette durchzuführen.

Anhand der Statusprojekte beider Kraftwerkslinien

dokumentieren sich nicht nur deren Einheitengrößen-Wachstum,

sondern auch die Entwicklungs-Schritte

ihrer Nachkühlketten-Technologie,

die hier aufgezeigt wird.

Analyse zum Bedarf von Technologie für die

Kernenergienutzung in China: Chancen für

ausländische Nuklearunternehmen

Hong Xu, Tao Tang und Baorui Zhang

Weltweit hat China die größte Anzahl von Kernkraftwerksblöcken

(KKW) in Bau oder Planung.

Dies verspricht vielfältige Geschäftsmöglichkeiten

für den Nuklearmarkt. Gleichzeitig verfügt

China über eine umfassende Nuklearindustrie

mit hunderten von zusammenarbeitenden Unternehmen

bzw. Organisationen. Der riesige

Markt der Kernkraft ist aber attraktiv für ausländische

Kernkraftunternehmen. China hat ein

gutes Umfeld für internationale Kooperationen.

Das Problem liegt in einer Klärung des möglichen

Bedarfs in den traditionellen Teilbereichen

der Kernenergietechnologie und der verschiedenen

Tochtergesellschaften für eine Zusammenarbeit.

Aufgrund der Herausforderung für

eine Bedarfsanalyse und der Ungewissheit der

Bewertung, stellt dieser Artikel eine statistische

Methode vor, die auf der Bewertung der

Experten der China Nuclear Energy Association

(CNEA) und Berichten zum Nuklearsektor basiert.

Die Schlussfolgerung dieses Artikels kann

als Referenz für die internationale Zusammenarbeit

in der Kernenergienutzung verwendet

werden.

Fehlerreduzierung bei der

Radioaktivitätsberechnung für ein

stillgelegtes Kernkraftwerk unter

Berücksichtigung der detaillierten

anlagenspezifischen Betriebsgeschichte

Young Jae Maeng und Chan Hyeong Kim

Eine genaue Abschätzung des Radioaktivitätsinventars

in einem stillgelegten Kernkraftwerk

(KKW) ist wichtig, um eine vernünftige Rückbaustrategie

festzulegen und die Kosten für

die Entsorgung radioaktiver Abfälle bei der

Stilllegung zu ermitteln. Die Berechnung des

Aktivitätsinventars erfordert mehrere Eingabeparameter,

einschließlich der Zielnuklide, der

Bestrahlungsgeschichte und des Neutronenflusses.

Häufig berücksichtigen bestehende Radioaktivitätsberechnungen

für ein stillgelegtes

KKW nicht die detaillierte anlagenspezifische

Betriebsgeschichte, einschließlich der zyklusspezifischen

Neutronenflussdaten, was zu erheblichen

Fehlern führen kann. In dieser Studie

wird der Effekt der Verwendung einer detaillierten

Historie auf die Aktivitätsberechnung

vorgestellt. Berechnet werden die Aktivitäten

von Proben in sechs im KKW Kori 1 eingesetzten

Targets, wobei zwei Ansätze verwendetet werden:

(1) unter Berücksichtigung und (2) ohne

Berücksichtigung der detaillierten Historie. Die

mit diesen beiden Ansätzen berechneten Aktivitäten

wurden mit gemessenen Werten verglichen,

um die Verbesserung der Genauigkeit

zu ermitteln. Die Ergebnisse zeigen, dass die

Genauigkeit deutlich deutlichverbessert wird,

wenn die detaillierte Bestrahlungshistorie berücksichtigt

wird. Der durchschnittliche

Fehler der berechneten Aktivitäten wurde

von 12 %, 41 % und 30 % auf 5 %, 9 % bzw. 9 %

für 63Cu,60Co, 54Fe(n,p)54Mn und 58Ni(n,p)-

58Co Reaktionen reduziert. Die Ergebnisse dieser

Studie legen nahe, dass die Berücksichtigung

der detaillierten anlagenspezifischen Betriebsgeschichte

bei der Aktivitätsberechnung für ein

stillgelegtes Kernkraftwerk notwendig ist.

„Forum Energie“: Europa auf dem Weg in

die Katastrophe

Nach dem Lockdown ein Blackout?

Herbert Saurugg

Das europäische Stromversorgungssystem befindet

sich in einem fundamentalen Umbruch,

wo vor allem gilt: „Viele Köche verderben den

Brei“. Denn es fehlt an einer systemischen Gesamtkoordination

und Vorgangsweise. Jedes

Mitgliedsland macht seine eigene Energiewende

in unterschiedliche Richtungen und es ist kaum

eine koordinierte Vorgangsweise erkennbar. Zudem

werden fundamentale physikalische und

technische Rahmenbedingungen ignoriert und

durch Wunschvorstellungen ersetzt, was absehbar

ein eine Katastrophe führen muss. Denn das

Stromversorgungssystem gehorcht rein physikalischen

Gesetzen. Noch haben wir die Möglichkeit,

diesen fatalen Pfad zu verlassen.

Betriebserfahrungen mit

Kernkraftwerken 2020

VGB PowerTech

Innerhalb des VGB-Fachausschusses „Kernkraftwerksbetrieb“

wird seit mehr als 30 Jahren ein

intensiver Austausch von Betriebserfahrungen

mit Kernkraftwerken gepflegt. An diesem Erfahrungsaustausch

sind Kernkraftwerksbetreiber

aus mehreren europäischen Ländern beteiligt.

Über im Jahr 2020 erzielte Betriebsergebnisse

sowie sicherheitsrelevante Ereignisse, wichtige

Reparaturmaßnahmen und besondere Umrüstmaßnahmen

wird berichtet.

7


Members´ News VGB PowerTech 5 l 2021

Members´

News

Zehn Jahre Offshore-Windpark

EnBW Baltic 1: „Baltic 1

war echte Pionierarbeit.“

• Erster kommerzieller Offshore-

Windpark Deutschlands

• Winderträge und technische

Verfügbarkeiten deutlich über

den Erwartungen

(enbw) Vor zehn Jahren hat EnBW den damals

ersten kommerziellen Offshore-Windpark

Deutschlands, Baltic 1, mit 48,3 Megawatt

Leistung in der Ostsee in Betrieb

genommen. Seitdem wurden in der Ostund

Nordsee drei weitere Offshore-Windparks

von der EnBW mit zusammen 976

MW gebaut. Der nächste große Windpark

He Dreiht soll 2025 mit 900 Megawatt in

der Nordsee in Betrieb gehen – ganz ohne

Einspeisesubventionen. Darüber hinaus

entwickelt die EnBW weitere Offshore-Projekte

in ausgewählten Auslandsmärkten.

Der konsequente Ausbau der Erneuerbaren

Energien und insbesondere Offshore-Windenergie

ist heute ein strategischer

Schwerpunkt des Unternehmens.

„Baltic 1 war in Deutschland, aber auch

für die EnBW echte Pionierarbeit und wir

konnten zeigen, dass Offshore-Windparks

hier wirtschaftlich zu betreiben sind“, sagt

Dr. Frank Mastiaux, Vorstandsvorsitzender

der EnBW. Seitdem habe die EnBW bis heute

rund fünf Milliarden in den Ausbau der

Erneuerbaren Energien investiert, davon

allein etwa 3,6 Milliarden speziell in

Offshore Windenergie: Installierte Leistung 2011 bis 2020 (Abb. EnBW)

Offshore-Windparks, um die Energiewende

voranzutreiben. „Die Offshore-Windenergie

ist und bleibt für uns einer der wichtigen

Wachstumsbereiche.“

Leitwarte und Servicestützpunkt

in Barhöft bei Stralsund

Baltic 1 liegt 16 Kilometer vor der Küste

und wird vom Hafen Barhöft, 18 Kilometer

entfernt von Stralsund, betrieben. Dort liegen

der Servicestützpunkt und die zentrale

Leitwarte der EnBW. Acht Servicetechniker

arbeiten für Baltic 1. Sie fahren täglich

mit einem Mannschaftsboot zu Baltic

1 und führen dort Reparaturen und Wartungen

aus. Die Mehrheit der Mitarbeiter

stammt aus der Region, einige Kolleg*innen

sind schon von Anfang an dabei. Thomas

Reichenbach, Bürgermeister der Gemeinde

Klausdorf, schätzt die gute Nachbarschaft:

„Wir freuen uns, dass von unserem

kleinen Hafen in Barhöft aus, die erneuerbaren

Energien der EnBW gesteuert

und betrieben werden. Die Zusammenarbeit

mit EnBW und unserer Gemeinde

läuft hervorragend.“

Positives Fazit des bisherigen Betriebs

Die 21 Windkraftanlagen können rechnerisch

genug Strom für 50.000 Haushalte

produzieren. „Wir sind mit dem Windertrag

und der technischen Verfügbarkeit

von Baltic 1 äußerst zufrieden. Beide liegen

deutlich über unseren Erwartungen“,

sagt Ralf Neulinger, Leiter Produktion Erneuerbare

Energien bei der EnBW.

Baltic 1 soll noch 15 Jahre lang weiter betrieben

werden. Danach wird die EnBW

entweder die Anlagen zurückbauen oder

einen Genehmigungsantrag für den Weiterbetrieb

stellen.

LL

www.enbw.com (211571651)

L: Gipfel in Leipzig:

Mitteldeutschland treibt

Wasserstoffentwicklung voran

• Spitzenpolitik und Unternehmen

bekräftigen Bekenntnis für nachhaltige

Entwicklung der Region

• Unterstützung von

Bund und EU gefordert

(l) „Mitteldeutschland bietet hervorragende

Bedingungen, um das Zukunftsthema

Wasserstoff voranzutreiben“, sagte Sachsens

Ministerpräsident Michael Kretschmer

auf dem heutigen Wasserstoffgipfel

Mitteldeutschland. „Entlang der kompletten

Wertschöpfungskette können wir hier

zukünftig die Potenziale von grünem Wasserstoff

heben. Dazu müssen wir uns weiterhin

mit aller Kraft den Herausforderungen

rund um den Strukturwandel stellen.

In Sachsen und Sachsen-Anhalt wollen

und können wir dazu auf vielfältige Art

und Weise unseren Beitrag leisten - grüner

Wasserstoff ist ein ganz entscheidender.“

„Wir haben in unserer Region hervorragende

Möglichkeiten von Forschung, Erzeugung,

Transport, Speicherung und Anwendung,

um aus der Wasserstoff-Vision

eine Wasserstoff-Realität zu machen“, ergänzte

Reiner Haseloff, Ministerpräsident

von Sachsen-Anhalt. „Eine Technologie,

die uns hilft, den CO 2 -Fußbabdruck zu verkleinern,

treiben wir mit Hochdruck voran.

Wissenschaftler und Energie-Experten

sprechen Wasserstoff in den Sektoren

Transport/Logistik, Industrie, Energie und

Mobilität hervorragende Qualitäten zu.

Diese Auffassung teilen und unterstützen

wir ausdrücklich. Deshalb wollen wir hier

in Mitteldeutschland ganz entschieden Teil

der Lösung werden.“

Gemeinsam mit Vertretern aus Politik,

Wirtschaft, Verwaltung und Wissenschaft

präsentierte sich die mitteldeutsche Region

innovativ und wettbewerbsfähig. Die

Ministerpräsidenten zeigten sich einig darin,

dass es wichtig sei, für diesen konkreten

und umsetzungsreifen Ansatz die politische

und finanzielle Unterstützung von

Bund und Europäischer Union zu bekommen.

Wer ehrgeizige Klimaziele setze,

müsse auch die Mittel bereitstellen, um sie

zu erreichen.

Viele Initiativen und Unternehmen in

Deutschland bewerben sich derzeit für Modellprojekte.

Im Raum Mitteldeutschland

gibt es bereits kompetente Akteure, die im

Rahmen des heutigen Wasserstoffgipfels

auf dem Gelände des Leipziger BMW

Werks demonstrierten, dass das komplette

Netzwerk für grünen Wasserstoff vor Ort

zur Verfügung steht: von der Forschung

(Fraunhofer IMW und IMWS) über die

Austauschplattform (HYPOS e.V.) und Produktion

(Linde und EDL) bis zu Transport

und Speicherung (VNG AG mit ihrer Tochter

Ontras Gastransport GmbH) und Anwendung

(DHL Group, BMW Group Werk

8


VGB PowerTech 5 l 2021

Members´News

Leipzig, Leipziger Verkehrsbetriebe, Leipziger

Stadtwerke, Stadtreinigung Leipzig,

Stadtwerke Halle Gruppe, Flughafen Leipzig-Halle).

Im Rahmen der Veranstaltung

wurde auf dem Gelände auch die neue

Wasserstoff-Tankstelle des Leipziger BMW

Werks eröffnet.

Burkhard Jung, Leipziger Oberbürgermeister

und Aufsichtsratsvorsitzender der

Leipziger Gruppe, betonte, Leipzigs Stadtrat

habe die Dringlichkeit des Themas

schon 2019 erkannt und einen Klimanotstand

beschlossen. „An die Stelle der kohlebasierten

Energiewirtschaft in der Region

muss eine zukunftsfähige Energielandschaft

treten, sonst wandert nicht nur

Knowhow, sondern auch Wertschöpfung in

andere Regionen ab“, so Jung. Deshalb

treibe Leipzig auch den Ausstieg aus der

Braunkohle voran, steige aus der Lippendorfer

Fernwärme aus und errichte unter

anderem mit dem neuen HKW Leipzig Süd

das aktuell sauberste Gaskraftwerk der

Welt. „Es kann perspektivisch mit grünem

Wasserstoff betrieben werden. Der ist auch

für unsere Mobilität eine Zukunftsperspektive.

Wir wollen unsere Region H2-ready

machen. Jetzt gilt es, alle Akteure einzubinden.

Insofern bin ich dankbar für dieses

starke Signal aus unserer Metropolregion,

das vom heutigen Event ausgeht.“

LL

www.l.de

www.hyve.de (211571648)

LEAG setzt auf widerstandsfähigen

Waldmix in der Lausitz

• Frühjahrsaufforstung auf 141 Hektar

Reku-Flächen planmäßig abgeschlossen

(leag) Die seit Ende Februar laufende

Frühjahrsaufforstung der LEAG-Rekultivierung

in allen vier Lausitzer Tagebauen

sowie dem ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord

und künftigen Cottbuser Ostsee

konnte wie geplant bei idealem feucht-kühlen

Wetter bis Ende April abgeschlossen

werden. Insgesamt wurden dabei 141 Hektar

mit insgesamt ca. 900.000 Bäumen bepflanzt,

davon etwa 30 Hektar im ehemaligen

Tagebau Cottbus-Nord, 12 Hektar in

Jänschwalde, 20 Hektar in Nochten, 49

Hektar in Reichwalde und 30 Hektar in

Welzow-Süd. Unterstützt werden die Rekultivierer

der LEAG dabei von regionalen

Landwirten und Partnerunternehmen, die

mit Pflanzmaschinen die Setzlinge in die

Erde bringen – immerhin etwa 6000 Pflanzen

pro Hektar.

Die Auswahl und die Verteilung der jungen

Bäume erfolgt nach einem genauen

Plan. Bodenkundler haben zunächst kartiert

und farblich dokumentiert, wie sich,

je nach Herkunft der Böden, deren unterschiedliche

Qualität verteilt. Entsprechend

der Bodenbeschaffenheit wird die Aufwertung

der Standorte durch Kalkung (Ziel ist

ein pH-Wert von 5,5), Düngung und Melioration

angepasst. Der Pflanzplan wird

schließlich mit der jeweiligen Forstbehörde

abgestimmt.

„Wir haben es hier oft mit Kippenböden

zu tun, die arm an Nährstoffen sind und

schlecht Wasser halten“, erklärt LEAG-Revierförster

Swen Andrick, der die Aufforstung

im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord

leitet. „Am besten kommen damit

Baumarten wie Kiefer, Birke und Aspe

zurecht. Die Aspe, also die Zitterpappel,

hat zudem den Vorteil, dass sie schnell aufwächst

und den anderen Bäumen als

Windschutz dient. Ihre Blätter reichern zudem

den Boden zusätzlich mit Humus an.“

Auf den etwas nährstoffreicheren Standorten

lassen sich auch gut Trauben-, Stielund

Roteiche ansiedeln. Auch die Hainbuche

oder die Linde können hier einen Platz

finden. Die Waldränder werden mit

Straucharten wie Haselnuss und Hundsrose

oder kleinwüchsigeren Bäumen wie der

Eberesche bepflanzt, unter anderem, damit

der Wind nicht frontal auf die späteren

Waldbestände trifft, sondern stufenweise

nach oben abgleitet und somit die werdenden

Waldbestände sturmsicherer macht.

„Weitere Pflanzungen in ähnlicher Größenordnung

werden wir im Herbst und im

kommenden Frühjahr auf den Rekultivierungsflächen

der Tagebaue wiederholen“,

erklärt Swen Andrick. „Wir setzen dabei

Innovative valves

Wir sind ein innovativer Hersteller von Hochdruckarmaturen

mit einem umfassenden Programm für

Standard- und Sonderarmaturen.

Mit unserem besonderen Branchen-Know-how,

unseren technologischen Innovationen und eigenen

Patenten betreuen wir europaweit namhafte

Kunden aus dem Energiesektor und der Industrie.

Wir bieten Full-Service rund

um Ihre Armaturen

aas gmbh

Armaturen Anlagen Service

Rudolf-Diesel-Str. 105

46485 Wesel | Germany

+49 (0)281 206980-0

info@aasgmbh.de

Konstruktion und Fertigung

von Neuarmaturen

Planung / Durchführung von

Revision, Wartung und Reparatur

Reproduktion von Ersatzteilen

Sicherheitsventilprüfung

(Online-Prüfung)

www.aasgmbh.de

9


Members´News VGB PowerTech 5 l 2021

auf eine gesunde widerstandsfähige Mischung

gebietsheimischer Pflanzen mit

den besten Voraussetzungen, sich an dem

jeweiligen Standort gut zu etablieren.

Auch den Einfluss des Klimawandels auf

die Standorte haben wir berücksichtigt,

denn wenn wir heute einen Wald pflanzen,

tun wir das nicht für uns, sondern für die

Generationen, die nach uns kommen.“

Mit etwa 7.500 Hektar gehört die LEAG

zu den großen Waldbesitzern in Brandenburg

und Sachsen. Auf den Rekultivierungsflächen

der LEAG-Tagebaue wurden

bislang insgesamt 31 Millionen Bäume gepflanzt.

LL

www.leag.de (211571645)

MIBRAG investiert in

Windpark Breunsdorf

• MIBRAG informierte Stadt- und

Gemeinderäte von Groitzsch und

Neukieritzsch über Zukunftsprojekte im

Revier

• Im Tagebau Vereinigtes Schleenhain ist

ein Windpark mit 17 leistungsstarken

Windenergieanlagen geplant

Vibrieren statt rammen: Neues Forschungsprojekt untersucht

innovative Installationsmethode für Offshore-Fundamente

Das Forschungsvorhaben „VISSKA“ beschäftigt sich mit umfangreichen Messungen und Analysen zum Installationsprozess und

zur Schallentwicklung durch die sogenannte Vibrationsrammung. Weiterhin werden ökologische Begleituntersuchungen über das

Verhalten von Schweinswalen als Reaktion auf das innovative Installationsverfahren durchgeführt. Die ersten Untersuchungen im

RWE Offshore-Windpark Kaskasi sind für Sommer 2021 geplant. Die abschließenden Ergebnisse werden Anfang 2023 vorliegen.

Amrumbank West (302 MW)

Kaskasi (342 MW)

Nordsee Ost (295 MW)

RWE Basis für

Betrieb und Wartung

auf Helgoland

Niederlande

Deutschland

Impulsrammverfahren

Bislang werden Fundamente für Offshore-Windturbinen

mittels eines Hydraulikhammers mit einzelnen Schlägen

in den Meeresgrund gerammt.

Vibrator-Konstruktion

Der speziell angefertigte Gripper

ermöglicht die kraftschlüssige

Kopplung um den Flansch.

(mibrag) Die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft

mbH (MIBRAG) stellte am 19.

April 2021 das Projekt Windpark Breunsdorf

im Tagebau Vereinigtes Schleenhain

den Stadt- und Gemeinderäten von

Groitzsch und Neukieritzsch (Landkreis

Leipzig) vor. Damit leitet das Bergbauunternehmen

die Transformation zu einem

modernen Energiedienstleister auf Basis

erneuerbarer Energien in der mitteldeutschen

Region ein. Dr. Kai Steinbach, Kaufmännischer

Geschäftsführer, erklärte: „Wir

machen uns auf den Weg mit einem wachsenden

Anteil erneuerbarer Energien in

unserem Portfolio. Der Windpark Breunsdorf

ist dabei ein wichtiger Meilenstein.

Aber das ist nur ein Anfang. Unsere Zukunft

liegt in der Nutzung und Veredlung

von grünem Strom. Der Weg dazu führt

über die Herstellung von Wasserstoff“.

Auf einer Gesamtfläche von 275 Hektar

wird auf der Innenkippe des Tagebaus

Vereinigtes Schleenhain, südlich der neuen

B 176 zwischen Neukieritzsch und

Groitzsch, der neue leistungsstarke Windpark

entstehen. Geplant sind 17 Windturbinen

der 6-MW-Klasse, die zu den modernsten

Turbinentechnologien am Markt

gehören. Der Windpark mit einer Kapazität

von 102 MW und einer jährlichen Stromerzeugung

von etwa 230 GWh soll ab

2024 Strom liefern.

Voraussetzung für das Projekt mit einer

Investitionssumme von etwa 100 Millionen

Euro war die Ausweisung der Fläche auf

der Innenkippe des Tagebaus Vereinigtes

Schleenhain als Windvorrang- und Eignungsgebiet.

Derzeit bereitet MIBRAG den

BImSchG-Antrag vor. Im Anschluss an die

Erteilung der Genehmigung sollen ab Anfang

2023 die ersten Infrastrukturmaßnahmen

beginnen. Die faunistischen Untersuchungen,

die für das Immissionsschutzrechtliche

Genehmigungsverfahren

erforderlich sind, hat MIBRAG auf der Vorhabenfläche

bereits durchgeführt.

Der Windpark Breunsdorf ist Teil des MI-

BRAG-Zukunftsprojektes „Erneuerung MI-

BRAG im Revier“ (EMIR). Dabei soll dieser

nach den Plänen des Bergbauunternehmens

ein wichtiger Baustein für die zukünftige

Ausrichtung des Unternehmens

werden.

LL

www.mibrag.de (211571641)

Vibrationsrammung

Die innovative Gründungsmethode, bei der die Fundamente mittels senkrecht gerichteter

Vibrationen in den Boden eingebracht werden, hat das Potenzial, Unterwasserschallemissionen

und Installationsdauer deutlich zu verringern. Der Einsatz von zusätzlichen

Schallminderungsmaßnahmen ist voraussichtlich nicht länger erforderlich.

VISSKA

Messung, Modellierung und Bewertung der

Vibrationsrammung in Bezug auf Installation,

Schallemissionen und Auswirkungen auf

Schweinswale im Offshore-Windpark

KASKASI II

RWE: Vibrieren statt rammen: Neues Forschungsprojekt untersucht innovative Installationsmethode

für Offshore-Fundamente (Abb. RWE)

RWE: Vibrieren statt rammen:

Neues Forschungsprojekt

untersucht innovative

Installationsmethode für Offshore-

Fundamente

• RWE Renewables, itap, BioConsult SH

sowie die Universität Stuttgart und die

Technische Universität Berlin

erforschen neuartige

Vibrationsrammtechnik im RWE

Offshore-Windpark Kaskasi

• Gründungsmethode hat das Potenzial,

Unterwasserschallemissionen und

Installationsdauer deutlich zu

verringern

• Forschungsprojekt wird vom BMWi

gefördert; Ergebnisse sollen 2023

vorliegen

(rwe) „VISSKA“ - hinter dieser Abkürzung

verbirgt sich ein Forschungsprojekt, mit

dem weitreichende Untersuchungen zur

Vibrationsrammung in Bezug auf die Installation,

die Schallemissionen und die

Auswirkungen auf Schweinswale im

Offshore-Windpark Kaskasi II vorgenommen

werden sollen. RWE Renewables, die

itap GmbH, die BioConsult SH GmbH &

Co. KG sowie die Universität Stuttgart (Institut

für Geotechnik) und die Technische

Universität Berlin (Fachgebiet Grundbau

und Bodenmechanik) haben kürzlich eine

entsprechende Kooperationsvereinbarung

unterzeichnet. Das Bundesministerium

für Wirtschaft und Energie (BMWi)

fördert das von RWE koordinierte Forschungsprojekt.

In diesem Jahr beginnt RWE vor Helgoland

mit der Errichtung ihres Offshore-Windparks

Kaskasi (342 Megawatt).

Dieser wird der erste Offshore-Windpark

weltweit sein, der diese neuartige Installationsmethode

anwendet, um die Fundamente

für die Windturbinen bis zur endgültigen

Tiefe in den Meeresgrund einzubringen.

Die Anwendung der innovativen

Vibrationsrammtechnik, des sogenannten

„Vibro Pile Driving“, ermöglicht eine deutlich

schnellere und für die Gründungsstruktur

schonendere Einbringung bei

deutlich reduzierter Schallentwicklung.

Bislang werden Fundamente für Offshore-Windturbinen

mittels eines Hydraulikhammers

mit einzelnen Schlägen in den

Meeresgrund gerammt. Das neue, schallärmere

Verfahren hingegen nutzt senkrecht

gerichtete Schwingungen, um die

Fundamente in den Boden einzubringen.

Der Einsatz von zusätzlichen Schallminderungsmaßnahmen

zum Schutz von Meeressäugern

ist bei der innovativen Vibrationstechnik

voraussichtlich nicht länger

erforderlich.

Die Pilotanwendung bei Kaskasi wird

durch ein umfangreiches Forschungsvorhaben

begleitet. Gemeinsam wollen die

Partner Prognosemodelle zur Einbringung

10


VGB PowerTech 5 l 2021

Members´News

der Monopile-Fundamente (Gründungsstrukturen)

mittels Vibrationsrammung

und zu der dabei entstehenden Schallentwicklung

erstellen und durch Messungen

unter Offshore-Bedingungen validieren.

Weiterhin werden umfangreiche ökologische

Begleituntersuchungen über das Verhalten

von Schweinswalen als Reaktion auf

das schallarme Installationsverfahren

durchgeführt. Die ersten Untersuchungen

auf See sind für diesen Sommer geplant.

Die insgesamt 38 Fundamente für die

Windkraftanlagen werden ab dem dritten

Quartal 2021 installiert. Der Abschlussbericht

des 28-monatigen Forschungsvorhabens

soll Anfang 2023 vorliegen.

Zusammen mit den vier Projektpartnern

knüpft RWE mit diesem Vorhaben an jahrelange

Forschung im Bereich der Vibrationsrammung

im Labor und in Feldversuchen

an. Die bisher durchgeführten Untersuchungen

haben bereits gezeigt, dass das

Installationsverfahren das Potenzial hat,

sowohl die Unterwasserschallemissionen

als auch die Installationsdauer zu verringern.

Ziel dieses Forschungsprojekts ist es,

auf den vorliegenden Ergebnissen aufzubauen

und diese um weitere Erkenntnisse

zu ergänzen. Langfristig soll die neuartige

Gründungsmethode als eine schallärmere

und naturverträglichere Alternative zum

bisher genutzten Impulsrammverfahren

etabliert werden.

Der Windpark Kaskasi kann mehr als

400.000 Haushalte mit Ökostrom

versorgen

Der Offshore-Windpark Kaskasi entsteht

35 Kilometer nördlich der Insel Helgoland

und soll im Sommer 2022 ans Netz gehen.

Nach der vollständigen, kommerziellen Inbetriebnahme

im vierten Quartal 2022

wird Kaskasi rechnerisch rund 400.000

Haushalte pro Jahr mit grünem Strom versorgen.

LL

www.rwe.com (211571637)

RWE errichtet in Irland eine

Testanlage für innovative

Flugwindkraftsysteme

• Baugenehmigung für Testgelände im

irischen County Mayo erteilt

• RWE erprobt zunächst eine

Flugwindkraftanlage des Herstellers

• Demoprojekt wird wichtige

Erkenntnisse für die technische

Weiterentwicklung liefern Ampyx

Power

(rwe) RWE, eines der weltweit führenden

Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren

Energien, errichtet im Nordwesten Irlands

im County Mayo ein neues Testzentrum

für Flugwindkraftanlagen, sogenannte

Airborne Wind Energy Systems (AWES).

Ziel ist es, das Potenzial der innovativen

Technologie zu untersuchen. Die Baugenehmigung

für den Teststandort wurde

jetzt erteilt. Noch in diesem Jahr soll mit

RWE errichtet in Irland eine Testanlage für innovative Flugwindkraftsysteme

der Errichtung der Infrastruktur begonnen

werden.

RWE entwickelt das Testgelände zusammen

mit Ampyx Power, einem niederländischen

Unternehmen für innovative Windenergie-Systeme.

Gemeinsam soll zunächst

eine Demonstrationsanlage mit einer Leistung

von 150 Kilowatt erprobt werden. Anschließend

will man eine Anlage im kommerziellen

Maßstab errichten. Diese soll

über eine Leistung von einem Megawatt

(MW) verfügen. Im Verlauf der geplanten

achtjährigen Betriebszeit des Testzentrums

sollen zudem auch Flugwindkraftanlagen

von anderen Herstellern auf dem Gelände

getestet werden.

Flugwindkraftanlagen nutzen die starken

und stetigen Winde in mehreren hundert

Metern Höhe, und verringern zusätzlich

die dafür notwendigen Infrastrukturkosten.

Das Konzept von Ampyx Power, das

von RWE als erstes auf dem Gelände getestet

werden soll, basiert auf einem Segelflugzeugdesign

bestehend aus einem

Kleinflugzeug sowie einer entsprechenden

Start- und Landeplattform.

Das Kleinflugzeug hat eine Spannweite

von zwölf Metern und ist über ein ultrastarkes

Kabel mit einem Generator am Boden

verbunden. Durch den Leinenzug wird gegen

den Widerstand des Generators Strom

erzeugt. Ist das Halteseil vollständig ausgezogen,

gleitet der Flugkörper zurück, während

die Winde das Halteseil wieder einzieht.

Da das Einholen des Seils nur einen

Bruchteil des erzeugten Stroms benötigt,

liefert die konstante Ein- und Ausfahrbewegung

sauberen, kostengünstigen Strom.

Die Testanlage wird durch das EU-Förderprogramm

Interreg North-West Europe unterstützt.

Das darunter fallende Projekt

MegaAWE, in dem RWE und Ampyx Power

zusammenarbeiten, wurde eigens ins Leben

gerufen, um die technische Entwicklung

und die Kommerzialisierung von

Flugwindkraftanlagen zu fördern. Flugwindkraftanlagen

erbringen derzeit Leistungen

zwischen 100 und 200 Kilowatt.

Weiterentwicklungen versprechen Leistungen

im Megawattbereich und würden damit

die Technologie auch für den kommerziellen

Einsatz in großen Windparks attraktiv

machen.

Ampyx Power wurde 2009 gegründet und

ist heute eines der führenden Unternehmen

in der aufstrebenden Flugwindkraft-Branche.

Fabrizio Nastri, CEO von

Ampyx Power, erklärt: „Nach zwölf Jahren

harter Arbeit und vielen Generationen kleinerer

Prototypen freuen wir uns, in Irland

unsere 150-Kilowatt-Demonstrationsanlage

unter realen Bedingungen betreiben zu

können. RWE verfügt über große Erfahrung

im Bereich der Windenergie. Durch

die Zusammenarbeit mit RWE haben wir

nun die Möglichkeit diese Erfahrungen in

unser Produktdesign einzubringen. Das

wird uns enorm dabei helfen, unsere Technik

zur Marktreife zu führen.“

RWE ist seit 2016 in Irland vertreten mit

Büros in Kilkenny und in Dun Laoghaire im

Nordosten des Landes. Im Jahr 2018 hat

das Unternehmen den 10-MW-Onshore-Windpark

Dromadda Beg im County

Kerry errichtet, den es seither auch betreibt.

Das irische Entwicklungsteam von

RWE arbeitet an weiteren Erneuerbaren-Energien-Projekten.

Anfang des Jahres

hat es eine Planungsgenehmigung für den

62-MW-Windpark Lyre im Süden Irlands

beantragt.

Im Offshore-Bereich entwickelt RWE mit

ihrem Partner Saorgus Energy den Windpark

Dublin Array. Er ist auf eine installierte

Leistung zwischen 600 und 900 MW

ausgelegt. RWE treibt auch neue Solar- und

Batteriespeicherprojekte in Irland voran.

Kürzlich gab das Unternehmen die Inbetriebnahme

seines ersten europäischen

Batteriespeicherprojekts im irischen

Stephenstown bekannt. Ein weiterer Batteriespeicher

entsteht in der Nähe von Lisdrumdoagh.

LL

www.rwe.com (211571640)

11


Members´News VGB PowerTech 5 l 2021

Pumpspeicherkraftwerk Herdecke: Europas größter Wasserhahn wird generalüberholt

GASCADE, Gasunie, RWE und

Shell unterzeichnen

Absichtserklärung über

Zusammenarbeit im Projekt

AquaDuctus

• Leitung AquaDuctus soll bis zu einer

Million Tonnen Grünen Wasserstoff pro

Jahr transportieren

• Machbarkeitsstudie angestoßen

(rwe) Die Projektpartner GASCADE, Gasunie,

RWE und Shell haben eine Absichtserklärung

zur Stärkung ihrer Zusammenarbeit

im Projekt AquaDuctus

unterzeichnet.

Die Transportleitung AquaDuctus soll zukünftig

Grünen Wasserstoff aus der Nordsee

direkt zum Festland transportieren. Sie

ist Teil der AquaVentus-Initiative, die 10

Gigawatt Elektrolysekapazität für Grünen

Wasserstoff aus Offshore-Windenergie

zwischen Helgoland und der Sandbank

Doggerbank errichten will. In den aufeinander

abgestimmten Teilprojekten sollen

Bedarf, Erzeugung und Transport von Wasserstoff

synchronisiert und so ein zügiger

Markthochlauf ermöglicht werden.

AquaDuctus ist die Vision der ersten deutschen

Offshore-Wasserstoff-Pipeline. Sind

die Erzeugungsanlagen voll ausgebaut, soll

AquaDuctus ab 2035 jährlich bis zu einer

Million Tonnen Grünen Wasserstoff transportieren

und so substanziell zur Dekarbonisierung

der Energieversorgung in

Deutschland und Europa beitragen. Aqua-

Ductus wäre damit ein wichtiger Meilenstein

bei der Umsetzung der deutschen und

europäischen Wasserstoffstrategie.

Die Leitung bietet im Vergleich zum

Transport von offshore erzeugtem Strom

deutliche volkswirtschaftliche Vorteile.

AquaDuctus ersetzt fünf Hochspannungs-Gleichstromübertragungs-Stromanbindungen

(HGÜ), die stattdessen gebaut

werden müssten. Die Pipeline ist die mit

Abstand kostengünstigste Möglichkeit,

große Mengen Energie über mehr als 400

Kilometer zu transportieren.

Der erste Schritt im AquaDuctus-Projekt

ist eine detaillierte Machbarkeitsstudie.

AquaDuctus hat sich zudem am IPCEI (Important

Project of Common European Interest)

Interessensbekundungsverfahren des

Bundeswirtschaftsministeriums beteiligt.

LL

www.rwe.com/Wasserstoff

(211571634)

Pumpspeicherkraftwerk Herdecke:

Europas größter Wasserhahn wird

generalüberholt

• Kraftwerk geht für Wartung und

Überarbeitung zentraler Bauteile zehn

Monate vom Netz

• Kugelschieber, Turbine und

Motorgenerator werden aufgearbeitet

• Umfassendes Hygiene-Konzept zum

Schutz der Mitarbeiter

„Der Anteil an Solar- und Windstrom im

Netz steigt. Dadurch werden flexible Energiespeicher

immer wichtiger, die wetterbedingte

Schwankungen im Netz ausgleichen. Unser

Pumpspeicherkraftwerk in Herdecke unterstützt

die Versorgungssicherheit, indem es

Energie bei Stromüberschuss einspeichert und

bei Bedarf wieder bereitstellt. Mit den aktuellen

Arbeiten machen wir die Anlage fit für die

Zukunft. Dafür investieren wir einen zweistelligen

Millionenbetrag.“ Roger Miesen, Vorstandsvorsitzender

der RWE Generation SE

(rwe) Für die größte Generalüberholung

seit über 30 Jahren geht das Pumpspeicherkraftwerk

Herdecke (PSW) für voraussichtlich

zehn Monate vom Netz. Im Zuge

der Revision lässt RWE zahlreiche Großkomponenten

überarbeiten, die tief im Innern

des Kraftwerks verbaut sind – darunter

der Kugelschieber, die Turbine und der

Motorgenerator.

Die Kosten der Revision liegen im niedrigen

zweistelligen Millionen-Euro-Bereich.

An den Arbeiten werden rund 50 Mitarbeiter

von RWE sowie von Partnerfirmen beteiligt

sein.

Zu den Besonderheiten des Großprojekts

in Zeiten von Covid-19 erläutert Revisionsleiter

Paul Golus: „Arbeitssicherheit und

Infektionsschutz haben für uns Priorität.

Wir haben ein Hygienekonzept erarbeitet,

um Ansteckungen auf der Baustelle zu vermeiden.

Neben den bekannten Abstandsregeln

achten wir darauf, Besprechungen nur

im Freien und im kleinsten Kreis abzuhalten.

Um Kontakte zwischen verschiedenen

Teams zu minimieren, haben wir zusätzliche

Container als Aufenthaltsräume, Umkleiden

und Büros aufgestellt.“

Voraussichtlich Anfang Mai wird der Kugelschieber

freigelegt sein. Das 180 Tonnen

schwere und fünfeinhalb Meter große Bauteil

regelt den Wasserzufluss zur Turbine –

als vermutlich größter Wasserhahn Europas.

Zur Generalüberholung wird er aus

dem Druckstollen gehoben und zu einer

Spezialfirma ins baden-württembergische

Heidenheim gefahren.

Damit ist der Weg frei für Beschichtungsarbeiten

an der Innenseite der Druckleitung.

Durch die fließt im Erzeugungsbetrieb

Wasser vom Oberbecken zu den Turbinen.

Im Zuge der Revision erhält das 400

Meter lange und knapp vier Meter dicke

Rohr einen neuen Korrosionsschutz.

Zeitgleich erhält die sogenannte Druckausgleichs-Stopfbuchse

eine neue Abdichtung.

Das 100 Tonnen schwere Bauteil verhindert

wie ein Stoßdämpfer, dass sich die

Kräfte des in der Druckleitung aus 144 Metern

Höhe herabstürzenden Wassers auf

das Gebäude übertragen.

Mit der Pumpturbine wird Mitte Mai das

163 Megawatt starke „Herz“ des PSW in seine

Einzelteile zerlegt. Parallel dazu wird der

6 Meter lange, 300 Tonnen schwere Generator-Rotor

ausgehoben und aufgearbeitet.

Auch die Netzanbindung des PSW wird

geändert. Infolge von Veränderungen im

Übertragungsnetz von Amprion wird der

Maschinentransformator ausgetauscht.

Der neue Trafo wird den im PSW erzeugten

Strom künftig nicht mehr ins 220kV- sondern

ins 110kV-Netz einspeisen.

Bis August liegen alle Bauteile für die

Re-Montage bereit. Technisch besonders

anspruchsvoll ist dabei der Einbau des generalüberholten

Wellenstrangs - bestehend

aus Turbine, Welle und Generatorläufer.

Fertig montiert ist diese rotierende Masse

16 Meter lang und 500 Tonnen schwer. Unter

Last erreicht sie Drehgeschwindigkeiten

von bis zu 250 Umdrehungen pro Minute.

Um Schwingungen zu vermeiden, muss sie

millimetergenau ausgerichtet werden.

Nach einem vierwöchigen Probebetrieb

soll das PSW im Frühjahr 2022 wieder ans

Netz gehen.

LL

www.rwe.com (211571632)

12


VGB PowerTech 5 l 2021

Members´News

STEAG: Grenzüberschreitendes

Wasserstoffprojekt an der Saar

nimmt erste IPCEI-Hürde

• Der gemeinsam von sechs Unternehmen

getragene Projektantrag mit dem Ziel,

im Verbund eine grüne

Wasserstoffwirtschaft im Saarland, in

Frankreich und in Luxemburg

aufzubauen, kann einen ersten,

wichtigen Erfolg verzeichnen.

(steag) Das Energieunternehmen STEAG,

das Energietechnologieunternehmen Siemens

Energy, der Netzbetreiber Creos

Deutschland, die Saarbahn und die SHS –

Stahl-Holding-Saar (mit den Unternehmen

Dillinger und Saarstahl) hatten eine gemeinsame

Projektidee zur Etablierung einer

grenzübergreifenden und perspektivisch

grünen Wasserstoffwirtschaft entwickelt.

Gemeinsam reichten die Partner

beim Bundeswirtschaftsministerium einen

Antrag auf Förderung als wichtiges Wasserstoffprojekt

von gesamteuropäischem

Interesse – kurz: IPCEI – ein – mit Erfolg.

Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier

gab bekannt, dass der Antrag die erste

Auswahlrunde erfolgreich durchlaufen

hat. Das Projekt ist nun eingeladen, an der

zweiten Phase, dem sogenannten

„Match-Making“ auf europäischer Ebene,

teilzunehmen.

Wermutstropfen war die im Rahmen der

Pressekonferenz erfolgte Mitteilung, dass

im Rahmen der IPCEI-Auswahlentscheidung

die Projektkomponente der Saarbahn

zunächst ohne positiven Bescheid bleibt.

Auf Nachfrage ließ Bundeswirtschaftsminister

Peter Altmaier in der Pressekonferenz

jedoch vernehmen, dass dies keineswegs

bedeute, dass dieser Teil des Vorhabens

gänzlich ohne Förderung bleiben

werde. Vielmehr sei man mit den Verantwortlichen

im Gespräch, um hier alternative

Lösungen zu finden.

Erfolgsfaktor Sektorenkopplung

Die sechs Partner sehen sich durch diese

insgesamt guten Nachrichten auf ihrem gemeinsamen

Weg zur Etablierung einer

Wasserstoffwirtschaft im grenzüberschreitenden

europäischen Verbund bestätigt:

„Das Votum zeigt, dass wir beim Thema

Wasserstoff auf dem richtigen Weg sind“,

sagt Jens Apelt, Geschäftsführer der Creos

Deutschland GmbH. Gerade die sektorenübergreifende

Verbindung von Wasserstoffproduktion,

Transport und Einsatz zur

Dekarbonisierung von Industrie und Mobilität

sei ein großes Plus des gemeinsamen

Vorhabens. „Insofern setzen die Partner

auch darauf, dass für den die Saarbahn betreffenden

Projektteil eine Lösung gefunden

wird, denn die positiven Aspekte des

Projektverbunds ergeben sich gerade aus

dem sektorübergreifenden Zusammenspiel

der einzelnen Teilprojekte“, so Jens

Apelt. Hier gelte der Grundsatz, dass das

Ganze mehr sei als die Summe seiner Teile.

SHS: Wichtiges Zeichen für die Zukunft

von grünem Stahl

„Wir freuen uns, dass das IPCEI-Projekt

„H2Syngas“ der SHS – Stahl-Holding-Saar

die erste Hürde im Förderverfahren nehmen

konnte und nun auf EU-Ebene geprüft

wird. Mit der innovativen Technologie von

„H2Syngas“ geht die SHS-Gruppe mit den

Unternehmen Dillinger und Saarstahl den

nächsten wichtigen Schritt auf dem Weg

zur CO 2 -neutralen Stahlproduktion und

reduziert weiter ihre CO 2 -Emissionen“,

sagt Jonathan Weber, Geschäftsführer der

SHS - Stahl-Holding-Saar und COO von

Dillinger und Saarstahl.

Votum bestärkt die Partner in ihrer Idee

Für das weitere Verfahren mit dem Ziel

für die ausgewählten Projekte eine Notifizierung,

d.h. eine beihilferechtliche Genehmigung

der Europäischen Kommission,

zu erhalten, setzen die Partner darauf, dass

das gemeinsame Vorhaben weiterhin mit

dieser Transnationalität und Vielfältigkeit

auf der Abnahme- und Verbrauchseite zu

überzeugen vermag. „Wir sind mit der Entscheidung

mehr denn je von der gemeinsamen

Entwicklungsperspektive überzeugt“,

so Dr. Ralf Schiele, bei STEAG Geschäftsführer

für die Bereiche Markt und Technik.

ONLINE SPRENGREINIGUNG MITTELS

PYROTECHNIK IN KRAFTWERKEN

UND MÜLLVERBRENNUNGSANLAGEN

• Ihr Spezialist für die effektive und schonende Online-Sprengreinigung Ihrer Anlage

• Neuentwickeltes Sprengsystem auf pyrotechnischer Basis zur Online-Reinigung

• Effektivste Wirkung aufgrund höherem Gasvolumen der Explosion

• Schonender durch geringere Explosionsgeschwindigkeiten

• Komplett metallfrei (keine Aluminiumsplitter)

• 60 % weniger Sprengungen nötig bei Vergleichstests zum Sprengen mit Alurohren

• Mehr als 80 % weniger Sprengungen nötig

bei Vergleichstests zum Sprengen mit Gasballons

• Verfahren gilt rechtlich nicht als Sprengung

• Auf Wunsch reinigen wir Ihre Anlage natürlich auch mit herkömmlichen Sprengstoffen

oder mit Sprengstoff im Alurohr mit unserem neuentwickelten Kühlsystem

Wir verlängern die Reisezeit Ihrer Anlage!

Salzgitter Energy Services GmbH - Seesener Straße 9 - 38239 Salzgitter, Deutschland

+49 (0) 5341 / 90 17 413 - www.szes-sprengreinigung.de - info@szes.de

13


Members´News VGB PowerTech 5 l 2021

Mit der bekanntgegebenen Entscheidung

verbindet sich die Hoffnung, dass die weiteren

Entscheidungen gerade auch die in

Aussicht gestellte, alternative Förderung

des Saarbahn-Projektteils in absehbarer

Zeit erfolgt, damit die Partner möglichst

zeitnah an die Umsetzung gehen können.

„Wir stehen in den Startlöchern. Je früher

wir Bescheid wissen, desto rascher können

wir uns an die Umsetzung machen. Und je

eher die Umsetzung kommt, desto schneller

profitiert der traditionsreiche Energiestandort

Saarland nicht nur ökonomisch,

sondern dank vermiedener

CO 2 -Emissionen auch ökologisch von dem

wegweisenden Projekt“, erläutert Ralf

Schiele. Für das Saarland gehe es um nichts

weniger als die Chance, sich als Vorreiter

einer erfolgreich entwickelten Wasserstoffwirtschaft

zu etablieren.

Alle Partner sind festen Willens, diese

nicht nur für die beteiligten Unternehmen,

sondern für das Saarland insgesamt bedeutende

Chance zu ergreifen.

Die Projekte im Einzelnen

mosaHYc – Transport von Wasserstoff

Das gemeinsame Projekt der Verteilnetzbetreiber

Creos und der GRTgaz „mosaHYc“

will eine bestehende Gasinfrastruktur

nutzen, um ein grenzüberschreitendes

Hochdrucknetz für den Transport von Wasserstoff

aufzubauen. Ziel ist es, eine Infrastruktur

mit einer Gesamtlänge von 100

Kilometern zu schaffen, die es Wasserstoffproduzenten

und -verbrauchern in der

„Grande Région“ ermöglicht, Geschäftsmodelle

in der Industrie, im Wärmemarkt

und im Verkehrssektor zu entwickeln. Dabei

müssen sowohl das Zusammenspiel der

verschiedenen Leitungsabschnitte im

Raum Völklingen (Deutschland), Carling

(Frankreich), Bouzonville (Frankreich)

und Perl (Deutschland) im Saarland und in

Frankreich berücksichtigt werden, als auch

sicherheitstechnische Aspekte. Im Rahmen

einer Machbarkeitsstudie werden die bestehenden

Leitungen untersucht und auf

die Umstellung auf Wasserstoff vorbereitet.

Darüber hinaus wird geprüft, inwiefern

eine bestehende Leitungstrasse zwischen

Völklingen und Saarbrücken für den

Transport von Wasserstoff genutzt werden

kann.

HydroHub Fenne

Mit dem Projekt „HydroHub Fenne“ (2x

17,3 MWel bzw. 664 kg H 2 pro Stunde bzw.

ca. 5.800 t H2 pro Jahr) von STEAG und

Siemens Energy, welches bereits als „Reallabor

der Energiewende“ ausgewählt wurde,

soll im saarländischen Völklingen eine

erste signifikante PEM-Elektrolyseanlage

(Proton Exchange Membrane) entstehen.

Der HydroHub Fenne soll auf dem Gelände

eines bestehenden Kraftwerksstandorts

von STEAG entstehen und dabei ohne weitreichende

Änderungen und Umweltbelastungen

die vorhandenen Strukturen im

Sinne eines Brownfield-Ansatzes weiter

nutzen. Die Anlage wird Strom aus erneuerbaren

Energien („Grünstrom“) für die

Elektrolyse einsetzen und so grünen Sauerstoff

und Wasserstoff erzeugen. Der Grünstrom

wird von STEAG teilweise in eigenen

Anlagen z.B. der STEAG New Energies oder

der STEAG Solar Energy Solutions erzeugt,

oder am Markt über Green PPA-Verträge

beschafft.

TraficHdeux – ÖPNV mit

Brennstoffzellenfahrzeugen

Das Saarbahn-Projekt TraficHdeux wurde

leider nicht berücksichtigt. Dennoch

hält die Saarbahn an Ihrer Strategie fest,

bis zum Jahr 2030 60Prozent ihrer Busflotte

auf Brennstoffzellen als alterativem Antrieb

umzustellen. Dabei setzt das Saarbrücker

Verkehrsunternehmen auf die angekündigten

Fördermittel durch das Bundesverkehrsministerium.

Das von der Saarbahn

initiierte Projekt „TraficHdeux“ hat

sich das Ziel gesetzt, die Infrastruktur zum

Betrieb eines grenzüberschreitenden

ÖPNV mit Brennstoffzellenzügen und -bussen

aufzubauen. Kernstück dieses Projektes

ist die Reaktivierung von nicht oder nur

teilweise elektrifizierten Bahnstrecken

über Landesgrenzen hinweg. Zudem ist der

Aufbau einer Tankstelleninfrastruktur auf

dem Kraftwerksgelände von STEAG in Völklingen

angedacht. Auch die Busflotte soll

schnellstmöglich auf emissionsfreie Antriebe

umgestellt werden. Bis zum Jahr

2030 steht bei der Saarbahn die Ersatzbeschaffung

von rund 85 Solo- und Gelenkbussen

an. Der überwiegende Teil soll dabei

als emissionsfreie Antriebe beschafft

werden. Zusätzlich soll ein kleinskaliger

Elektrolyseur errichtet werden, um die

Versorgung bis zum Anschluss an die mosaHYc-Leitung

sicherzustellen. Um die in

der Anlaufphase vorhandenen Überkapazitäten

optimal zu nutzen, soll die Tankstelle

deshalb auch anderen kommunalen Unternehmen

und gewerblichen Nutzern zur

Verfügung gestellt werden.

H2SYNgas (SHS – Stahl-Holding-Saar)

Die saarländische Stahlindustrie mit den

Unternehmen Dillinger und Saarstahl

nimmt als industrieller Abnehmer eine

Schlüsselrolle im strategischen Aufbau der

regionalen grenzüberschreitenden Wasserstoffwertschöpfungskette

ein. Zur Reduzierung

von Prozessemissionen in der

Stahlindustrie ist der Einsatz von Wasserstoff

erforderlich. Im Rahmen des Innovationsprojektes

„H2SYNgas“ wird eine Technologie

an einem Hochofen der ROGESA

Roheisengesellschaft Saar mbH, einer gemeinsamen

Tochter von Dillinger und

Saarstahl, entwickelt, welche die Nutzung

von eigenen Prozessgasen und darüber hinaus

von erheblichen Wasserstoffmengen

für den Hochofenprozess ermöglicht. Das

aus eigenen Prozessgasen erzeugte Synthesegas

wird mit Wasserstoff angereichert.

Dieses wasserstoffreiche Mischgas

wird dann als Reduktionsmittel für die Reduktion

der Eisenerze eingesetzt. Auf diese

Weise wird Koks im Hochofenprozess ersetzt

und damit CO 2 -Emissionen vermieden.

Nach der im Jahr 2020 bereits an den

Hochöfen in Dillingen installierten Koksgaseindüsung

beabsichtigt die SHS – Stahl-

Holding-Saar mit dieser neuen innovativen

Technologie den nächsten Schritt auf dem

Weg zur CO 2 -neutralen Stahlproduktion

an der Saar zu gehen.

LL

www.steag.com (211571628)

Pattern Energy and Uniper sign

long-term power purchase

agreement for

New Mexico Wind Project

(uniper) Pattern Energy Group LP (Pattern

Energy) and Uniper announced they have

signed a 15-year power purchase agreement

for up to 219,000 MWh per year of

wind energy in New Mexico, enough to

power more than 20,000 homes annually.

The power will be delivered from Pattern

Energy’s 1,050 MW Western Spirit Wind

project, which is currently under construction

in New Mexico and represents the

largest single-phase renewable power

build out in U.S. history. Western Spirit

Wind is expected to be completed by the

end of 2021.

“A large part of our business is about helping

communities, municipalities, cooperatives,

utility companies, and commercial

and industrial loads achieve their energy

decarbonization objectives in a cost-effective

manner,” said Marc Merrill, President

& CEO, Uniper North America. “We provide

customized energy solutions that collectively

address both reliability-of-supply

and environmental concerns, which is why

we’re happy to be working with Pattern Energy

to bring additional renewable generation

benefits to New Mexico and other

western states.”

“We welcome this partnership with Uniper

and look forward to providing New

Mexico wind power to New Mexico consumers

from our new Western Spirit Wind

project,” said Mike Garland, CEO of Pattern

Energy. “Construction on Western Spirit

Wind – the largest wind project in North

America – is on schedule with 1,000 workers

on site. The wind resource at Western

Spirit Wind is one of the strongest in the

country and has an evening ramp that creates

an ideal complement to daytime solar

power.”

Western Spirit Wind will be constructed

in conjunction with the Western Spirit

Transmission Line, an approximately 150-

mile 345kV AC transmission line that will

add much-needed accessibility for New

Mexico’s powerful wind resources to reach

the electricity grid in the state and the

broader western markets. The Western

Spirit Transmission line is being developed

14


VGB PowerTech 5 l 2021

Members´News

jointly between Pattern Energy and the

New Mexico Renewable Energy Transmission

Authority (RETA) and will interconnect

directly into the Public Service Company

of New Mexico system (PNM). PNM

will acquire and operate the transmission

line upon its commissioning.

LL

www.patternenergy.com

www.uniper.energy (211571623)

VERBUND und Visiolar GmbH

entwickeln Photovoltaik-Projekte

mit bis zu 2.000 MW

in Deutschland

(verbund) VERBUND und Visiolar GmbH

planen, gemeinsam Flächen mit bis zu

2.000 Hektar für die Erzeugung elektrischer

Energie aus erneuerbaren Quellen,

insbesondere aus Photovoltaik, nutzbar zu

machen. In einem ersten Schritt wurden 13

Flächen mit rund 1.400 Hektar bzw. rund

1.400 MWp installierbare Leistung identifiziert.

Österreichs führendes Energieunternehmen

VERBUND startet eine Energie-Kooperation

mit der Visiolar GmbH. Visiolar

mit Sitz in Potsdam ist Teil der Lindhorst-Gruppe,

eine in der Landwirtschaft

erfahrene und langjährig tätige Unternehmensgruppe

in Niedersachsen/Deutschland.

Visiolar verfügt über umfangreiche

Liegenschaften für erneuerbare Energien

Projekte und sichert damit eine sehr zuverlässige

und ausbaufähige Plattform für die

gemeinsamen Aktivitäten.

Die Kooperationspartner setzen sich für

eine subventionsfreie, saubere Energieversorgung

in enger Zusammenarbeit mit

Landwirten, Kommunen und Bürgern ein.

Das erklärte Ziel ist, Energie nachhaltig

und CO 2 -neutral zu produzieren sowie für

die Städte und Gemeinden ökonomisch attraktiv

zu gestalten.

Geplant ist, einen Teil der Visiolar-Flächen

mit bis zu 2.000 Hektar für die Erzeugung

elektrischer Energie aus erneuerbaren

Quellen, insbesondere aus Photovoltaik,

nutzbar zu machen. Bis dato wurden

13 Flächen mit rund 1.400 ha (entspricht

maximal rund 1.400 MWp installierbare

Leistung) identifiziert und definiert. Die

Projekte sollen in den kommenden Jahren

stufenweise entwickelt, errichtet und in

Betrieb gesetzt werden. Damit kann ein

wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz und

zur Erreichung der europäischen Treibhausgasminderungsziele

geleistet werden.

Das gemeinsame Ziel ist, Energie nachhaltig

und CO 2 -neutral zu produzieren sowie

für die Städte und Gemeinden ökonomisch

attraktiv zu gestalten.

„Bis 2030 will VERBUND rund ein Viertel

der Gesamterzeugung aus Photovoltaik

und Wind-Onshore abdecken“, so VER-

BUND-Vorstandsvorsitzender Michael

Strugl. „Die Kooperation mit Visiolar stellt

dabei einen wichtigen Schritt zur Erreichung

dieses Zieles dar. Wir freuen uns

sehr, für diesen richtungsweisenden

Schritt in der Erzeugung regenerativer

Energien mittels Photovoltaik einen kompetenten

Partner vor Ort gefunden zu haben.“

Mit der Realisierung der Projekte

avanciert VERBUND zudem zu einem der

führenden Photovoltaik-Player im Kernmarkt

Deutschland. VERBUND betreibt bereits

21 Wasserkraftwerke in Bayern an Inn

und Donau sowie einen 86 MW Windpark

in Rheinland-Pfalz.

VISIOLAR-Geschäftsführer Dirk Wenzel

ergänzt: „Wir begrüßen die Kooperation

mit der VERBUND AG. Mit VERBUND haben

wir einen Partner gefunden, der unsere

Philosophie der Verantwortung gegenüber

der Gesellschaft teilt und bereits große

Erfolge bei der Umsetzung von Projekten

im Bereich der erneuerbaren Energien

vorweisen kann.“

LL

www.verbund.com (211571619)

IHR SPEZIALIST FÜR

HEIZFLÄCHENREINIGUNGSSYSTEME

Unsere Stärken

• Lieferung von Sonderteilen, auch wenn vom Hersteller nicht mehr lieferbar.

Wir haben z.Z. über 100 Ventilgehäuse und Getriebemotore

für verschiedene Rußbläsertypen im eigenen Lager!

• Expressfertigung von Blas-/Lanzenrohren und Innenrohren

für Rußbläser innerhalb von 2 bis 10 Tagen

• Leerzug Reinigung mit Wassersprühreinigungssystem MARA vor Stillstand

• Kürzeste Reaktionszeiten durch eigene Fertigung

Lieferprogramm

• Rußbläser

• Sprühreinigungssysteme

• Klopfvorrichtungen (mechanisch oder pneumatisch)

• Kugelregenanlagen

• Wasserlanzenbläser

• Optimierung vorhandener Heizflächenreinigungs-Anlagen

Salzgitter-Kesselservice GmbH - Seesener Straße 9 - 38239 Salzgitter, Deutschland

Seite 1

+49 (0) 5341 / 901 74 12 - www.salzgitter-kesselservice.de - info@salzgitter-kesselservice.de

15


Industry News VGB PowerTech 5 l 2021

Industry

News

Company

Announcements

ANDRITZ to rehabilitate the

hydraulic passages at Carillon

generating station, Canada

(andritz) ANDRITZ has been awarded a

contract by Hydro-Québec, Canada, to rehabilitate

the hydraulic passages of the Carillon

generating station located on the

Ottawa River, Canada.

This order follows the recent contract

from Hydro-Québec for the first phase to

complete the re-equipment of six 54-MW

turbine/generator units of this plant. Realization

of this additional project will span

over seven years.

The first part of the contract comprises all

work related to the design, manufacture

and installation of hydro-mechanical

equipment required for the repair and / or

replacement of six hydraulic passages (including

civil mechanical work), 18 new intake

gates (6 m x 10 m), 18 sets of new embedded

guides (25 m), rehabilitation of 18

trash racks (6 m x 20 m), as well as 18 new

hydraulic hoist systems.

With this additional contract, ANDRITZ

Hydro Canada not only proves its strong

relationship with Hydro-Québec, but also

demonstrates its ability to offer integrated

rehabilitation solutions covering all components

related to production of hydroelectric

power.

LL

www.andritz.com (211571245)

ANDRITZ to supply a new HERB

recovery boiler for Billerud

Korsnäs’ mill in Frövi, Sweden

(andritz) ANDRITZ has received an order

from BillerudKorsnäs to supply a HERB recovery

boiler for its mill in Frövi, Sweden.

The new boiler will replace the existing

recovery boiler that has been in operation

in Frövi since 1969.

The ANDRITZ scope of supply includes a

HERB recovery boiler designed for the current

pulp production level, but also to support

a future black liquor combustion capacity

of 1,670 tds/d and with future steam

parameters of 100 bar and 505 °C to maximize

power generation.

ANDRITZ will also supply a high-density

concentrator solution to increase the black

liquor concentration. This will improve operation

and increase power generation by

the HERB recovery boiler at Frövi mill even

further.

Richard Morén, Mill Director, Billerud-

Korsnäs Frövi, says: “We have been very

pleased with the co-operation with AN-

DRITZ during the sales phase, and selection

of the recovery boiler supplier is an

important step in our Frövi investment project.

We are looking forward to working in

co-operation with the entire ANDRITZ

team during the project phase.”

Henrik Wikstedt, Vice President, Recovery

Boilers, ANDRITZ, says: “We are very

proud that BillerudKorsnäs has placed its

trust in the ANDRITZ team and our technical

solutions. Both the sales process and

the collaboration between our teams were

good right from the beginning. As a result,

we have gathered an excellent understanding

of BillerudKorsnäs’ business drivers

and targets.”

LL

www.andritz.com (211571246)

Carillon generating station, located on the Ottawa River, Canada © Hydro-Québec

Bilfinger expands cooperation

with Saudi Electricity Company

• Inspection and maintenance at two

power plants in Saudi Arabia

• Three-year extension of cooperation in

place since 2013 at Ghazlan Power plant

• New contract with base term of six years

awarded at Shuqaiq Power plant

• Combined order volume of ~€35

million with option to expand volume

up to €62 million

(bilfinger) Bilfinger‘s cooperation with

Saudi Electricity Company (SEC), the Saudi

Arabian electric energy company, has

been extended by a further three years in

Ghazlan Power plant and a similar new

contract with base term of six years has

been awarded for Shuqaiq Power plant.

Some 300 employees of Bilfinger Babcock

Borsig Service Arabia Ltd. are deployed at

these plants to carry out maintenance and

repair activities. The order, with a minimum

combined volume of around € 35

million and expansion options that could

raise the total to up to € 62 million, will be

booked in the Engineering & Maintenance

International segment of Bilfinger.

“It is always a special honor for us as a

service provider when an important customer

like SEC is so satisfied with our services

that they once again place their trust

in us. Not only are we extending our cooperation

at the Ghazlan power plant, but we

are also expanding our cooperation to execute

similar work at the Shuqaiq power

plant,” says Christian Rugland, Acting Executive

President of Bilfinger Middle East.

Bilfinger is responsible for the inspection

and maintenance of various plant components

at the power plants. The scope of services

includes, among other things, the repair

of deaerators, steam drums, boiler

ducts, boiler casings, blowdown and flash

tank test and the repair of burners and

burner gas valves and actuators, repairs at

sea water intake areas, various valves

across the plant and other auxiliary equipment.

Bilfinger has been conducting maintenance

and repair work at the Ghazlan

power plant since 2013. SEC has now extended

the contract for this work by three

years. Similar work at the power plant in

Shuqaiq has now been added.

The natural gas-fired power plant in Ghazlan

is located almost 60 kilometers north

of Dammam on the east coast of Saudi Arabia.

With a capacity of 4,000 MW, it is the

largest power plant in the Middle East region.

SEC‘s Shuqaiq power plant is located

on the west coast of Saudi Arabia, about

600 kilometers south of Jeddah. The integrated

power plant includes facilities for

generating electricity from heavy crude oil

as well as seawater desalination plants and

has a total capacity of 2,880 MW.

LL

www.bilfinger.com (211571249)

16


VGB PowerTech 5 l 2021

Industry News

BORSIG Service GmbH - Europas

größter Wärmespeicher in Berlin

und BORSIG ist dabei

(borsig) In Berlin-Spandau entsteht derzeitig

der größte Wärmespeicher Europas mit

einem Fassungsvermögen von 56 000m 3 .

Dieser soll bis Ende 2022 an das Berliner

Fernwärmenetz angeschlossen werden.

Die BORSIG Service GmbH hat den Auftrag

erhalten, diesen Wärmespeicher in die

vorhandenen Kraftwerksanlagen verfahrenstechnisch

zu integrieren. Leistungsfähige

Pumpen und Rohrleitungen sorgen

zusammen mit einer intelligenten Leittechnik

für eine effiziente Nutzung der regenerativ

erzeugten Wärme.

Damit unterstützt BORSIG die Pläne der

Stadt Berlin, bis 2050 klimaneutral zu wirtschaften.

Die bereits vorhandene Power-to-Heat-Anlage

wird zukünftig ihre

Energie aus Wind- und Solarkraft beziehen.

Ein wichtiger Teil der Anlage, der

Elektrodenkessel, wurde bereits 2019 fertiggestellt.

Im kommenden Jahr werden

alle weiteren Komponenten und Leitungen

errichtet. Der Wärmespeicher der Anlage

wird bis zu 56 Millionen Liter Wasser fassen.

Das 120 MW th leistungsstarke System

wird in Zukunft 10 % des gesamten Energiebedarfs

Berlins durch regenerative

Energien decken können. Durch das angeschlossene

Fernwärmenetz werden so

mehr als 30.000 Wohnungen beheizt.

Die BORSIG Service GmbH als einer der

wichtigsten Zulieferer gehört dem Berliner

Traditionsunternehmen BORSIG mit Sitz

in Berlin-Tegel an und bietet umfangreiche

Serviceleistungen für die Energietechnik

sowie die Öl-, Gas und Wasserversorgung.

Schon in den 1980ern baute BORSIG einen

Kohlekessel für das Kraftwerk Reuter West.

Power-to-Heat-Anlagen nutzen Strom für

die Erwärmung von Wasser. Dies geschieht

durch eine Art großen Tauchsieder. Das so

erhitzte Wasser wird in einem Tank (Wärmespeicher)

eingespeist und steht dort

dem Berliner Fernwärmenetz flexibel zur

Verfügung. Das Projekt garantiert eine höhere

Stabilität der Wärmeversorgung und

flexiblere Einspeisemöglichkeiten. Das

Berliner Fernwärmenetz ist ein Verbundsystem.

Mit dem Bau einer zusätzlichen

Power-to-Heat-Anlage kann der Ausfall anderer

Kraftwerke besser ausgeglichen werden.

Durch die Nutzung erneuerbarer

Energien kann Berlin dem Ziel, innerhalb

der nächsten 30 Jahre fossilfrei zu werden,

ein Stück näher kommen.

LL

www.borsig.de (211571311)

HAMON to take part in the world’s

largest waste-to-energy plant

(hamon) By providing a 30 modules ACC,

Hamon, in a Joint Venture with ADC Energy

(UAE), will contribute to the World’s

largest Energy from Waste Plant in Dubai,

one of the various projects for the conservation

of natural resources, rationalized

consumption, and the inclusion of alternative

and renewable energy resources in Dubai’s

energy mix.

The Air-Cooled Condenser designed by

Hamon will ensure various plant load operating

cases. The scope of work includes the

design, delivery and erection works with a

limited final lay-down area availability.

The facility, located in Warsan, will treat

5,000 tons of non-recyclable municipal solid

waste from the Dubai area per day, with

a total of 1,825,000 tons a year that will be

converted into renewable energy. The

171 MW of electricity generated will be fed

into the local grid as baseload energy and

will power around 120,000 homes.

As the population is increasing and using

products that require packaging, it is assessed

that the typical person produces one

ton of trash in a year, causing adverse effects

on the environment. By processing

waste into biofuel, Waste-to-Energy plants

release considerably less carbon and methane

into the air than having waste decay

away in landfills.

With the Dubai Strategic Plan 2021, the

UAE National Agenda 2021, and the Dubai

Integrated Energy Strategy 2030, Dubai is

making great strides in the field of sustainability.

These strategic plans aim at protecting

the environment and ensuring sustainable

development.

Dubai Municipality is keen to strengthen

efforts nationally and across the UAE to

achieve the targets for minimizing the volume

of municipal waste disposed of in

landfill, and for developing alternative energy

sources through the speedy implementation

of projects for the sustainable

management of waste, energy, and the environment.

LL

www.hamon.com (211571252)

Voith Hydro: Large volumen,

long duration (LVLD) renewable

energy and water storage project

in Idaho, U.S.

• 720 MW of ternary pumped storage

equipment for the Cat Creek Energy and

Water (CCEW) Project in Elmore

County, Idaho.

• The overall project will provide more

than $ 1 billion in U.S. manufacturing

and construction jobs over the next six

years.

• More than 2.7 million metric tons of

CO 2 emissions will be offset.

• The project will provide

critical water storage.

(vh) Voith Hydro has received the first of

several contracts to design, manufacture,

and install 720 MW of ternary pumped

storage equipment for the Cat Creek Energy

and Water (CCEW) Project planned

near Mountain Home, Idaho on the South

Fork of the Boise River.

The overall project, which includes wind

and solar generation parks, the pumped

storage plant, the associated electrical

transmission facilities and structures, and

a very large upper reservoir, will provide

more than $1 billion in U.S. manufacturing

and construction jobs over the next six

years and will offset more than 2.7 million

metric tons of CO 2 emissions annually. The

CCEW project also addresses many key national

and regional issues including the

transition to providing firm, resilient and

reliable renewable energy; the mitigation

of long-term effects of climate change; and

the securing of a significant portion of the

future water storage needs in the Boise

River Basin.

“Voith Hydro is all in when it comes to

supporting the renewable energy transition

and climate change goals in the U.S.

and around the world,” said Stanley J. Kocon,

President and CEO of Voith Hydro

North America.

John Faulkner, Owner of Cat Creek Energy,

also noted, “The CCEW project was

uniquely conceived to address the needs

for renewable energy and water storage

with the best technologies available and

with the highest degree of flexibility to adjust

to future needs. By selecting Voith Hydro

ternary units, we lock in the most capable

technology for the pumped storage facility

and confirm our intent to build this

critical infrastructure project with American

steel manufactured in America.”

FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP

17


Industry News VGB PowerTech 5 l 2021

sesprecher der AVG Köln ergänzt: „Für uns

ist das Wichtigste, dass wir keine ungeplanten

Stillstände in der Anlage haben

und die Zeitspanne der Revision so kurz

wie möglich ist. Die Projektplanung und

das ganze Team haben hervorragend funktioniert,

so dass wir jetzt wieder – wie geplant

– im Volllastbetrieb sind.“

Die AVG Köln produziert in der Energy-from-Waste-Anlage

jedes Jahr rund

450 Mio. kWh Energie. Durch den hohen

Anteil erneuerbarer Energieträger im Abfall

und die Einsparung fossiler Brennstoffe

andernorts senkt die Anlage den Kohlendioxid-Ausstoss

der Stadt Köln jährlich um

mehr als 100.000 Tonnen.

LL

www.hz-inova.com (211571305)

2.400 fachmännisch gesetzte und 100 % geprüfte Schweissnähte waren zum Austausch der

Überhitzer der AVG Köln auf allen vier Linien notwendig. Eine aufwändige Arbeit, die sauberes

Arbeiten und Erfahrung voraussetzt. Foto Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik / Peter Lindel.

When completed, the CCEW Project will

be capable of generating 1,100 MW of

clean, renewable energy, including

720 MW of hydropower from the ternary

pumped storage hydropower equipment

provided by Voith. The upper reservoir will

store enough water to support more than

40 % of the projected water supply needs

of the Boise River Basin. This stored water

volume will provide five complete days of

full generation capacity (720 MW) from

the pumped storage facility, creating one of

the most significant Large Volume, Long

Duration (LVLD) energy storage facilities

in the West. The energy to power the

pumps will come from on-site wind turbine

and photovoltaic solar panel arrays as well

as other variable renewable energy resources

around the region.

“Cat Creek Energy’s agreement with one

of the world’s largest hydropower technology

companies is a welcome milestone in

this Idaho business’ effort to build its advanced

pumped storage hydro energy and

water storage project in Elmore County,”

U.S. Representative Mike Simpson said.

The combination of specifically designed

Voith equipment for the CCEW Project

combined with the innovative configuration

of the balance of plant electrical configuration

will lead the West in its quest to

achieve 100 % clean energy and a decarbonized

grid while merging critical water

supply storage. These changes will help to

reduce the effects of changing climate conditions

(i.e. droughts and lack of sufficient

water storage) in the region that local governments

and water authorities are grappling

with today, while creating and sustaining

good paying American infrastructure

manufacturing and construction jobs.

LL

www.catcreekenergy.com

www.voith.com (211571550)

Hitachi Zosen Inova tauscht

Überhitzer bei AVG Köln

(hz) Für die Abfallentsorgungs- und Verwertungsgesellschaft

Köln mbH (AVG

Köln) hat Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik

aus Deutschland zu Beginn

des Jahres ein anspruchsvolles Revisionsprojekt

durchgeführt. Auf allen vier Linien

der Kölner Energy-from-Waste-Anlage

wurden die Überhitzer fünf und sechs getauscht.

Damit immer jeweils nur eine Linie außer

Betrieb gehen muss, die anderen drei Linien

aber weiterhin die thermische Verwertung

der in Köln und Umgebung anfallenden

Abfälle übernehmen können, wurde

das Projekt auf vier Arbeitsblöcke von Januar

bis Februar aufgeteilt. Insgesamt arbeiteten

80 ausgebildete Fachkräfte,

Schweißer, Monteure und Bauleiter im

2-Schichtsystem an sieben Tagen die Woche.

1.200 Überhitzer-Rohre wurden je Linie

ersetzt, das bedeutet 2.400 fachmännisch

gesetzte und 100 % geprüfte

Schweißnähte. Die Zeit- und Ressourcenplanung

stellte die wichtigste Anforderung

im Projekt dar. Ziel war es, die Einzelprojekte

so schnell wie möglich umzusetzen,

damit die Anlage wieder den Vollast-Betrieb

aufnehmen kann. Ebenso galt es, die

anspruchsvollen Corona-Maßnahmen

während der Revision jederzeit einzuhalten,

um die Pandemie einzudämmen und

das Team vor Ausfällen zu schützen.

Thomas ter Horst, Geschäftsführer von

Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik ist

überzeugt: „Unser Team hat hier eine beachtliche

Leistung vollbracht und bei allen

Teilprojekten den vereinbarten Zeitplan

eingehalten. Die Qualität der Arbeit hat

aber auch hier eine entscheidende Bedeutung,

da die Überhitzer einen empfindlichen

Bestandteil des Wasser-Dampf-Kreislaufes

darstellen.“ Tilo Dumuscheit, Pres-

Deutsche WindGuard betreut

Windenergieanlagen von

„Windwasserstoff Salzgitter“

• Technische Betriebsführung für

einzigartiges Zukunftsprojekt

• Windenergieanlagen im Projekt

„Windwasserstoff Salzgitter“

(iwr-pressedienst) - Bei dem Mitte März

feierlich eröffneten Projekt „Windwasserstoff

Salzgitter“ hat die Deutsche WindGuard

die technische Betriebsführung der

insgesamt sieben Windenergieanlagen

übernommen. Mit einer Gesamtleistung

von 30 MW liefern sie den Strom für die

regenerative Herstellung von Wasserstoff,

mit dem die Salzgitter AG bei der Stahlproduktion

zukünftig den bisher erforderlichen

Kohlenstoff stückweise ersetzt.

„Wir sind stolz darauf, dass die Avacon

Natur GmbH als Bauherrin und Betreiberin

dieses außergewöhnlichen Windparks auf

unsere umfangreiche Erfahrung im Bereich

technische Betriebsführung setzt“,

freut sich Gerhard Gerdes, Geschäftsführer

der Deutschen WindGuard, die diese

Dienstleistung bereits seit ihrer Gründung

im Jahr 2000 anbietet.

Bei dem zukunftsweisenden Vorzeigeprojekt

wurden drei der bis zur Blattspitze jeweils

237 Meter messenden Windenergieanlagen

direkt auf dem Werksgelände der

Salzgitter Flachstahl GmbH errichtet. Diese

einzigartigen Rahmenbedingungen erfordern

ein ausgefeiltes Sicherheitskonzept

und bringen hohe Anforderungen an

den technischen Betriebsführer mit sich.

„Mit unserer Expertise, unserem 24/7-Leitstand

und dem von der Deutschen Wind-

Guard entwickelten Windparkmanagementsystem

WONDER 3.0 sowie einem

speziell auf die individuellen Besonderheiten

dieses Projektes zugeschnittenen Leistungsverzeichnis

haben wir Avacon überzeugt“,

weiß Andre Reichert, Leiter Technische

Betriebsführung bei der Deutschen

WindGuard.

18


VGB PowerTech 5 l 2021

Industry News

Von der bereits die Bauphase begleitenden

Kontrolle der Mittelspannungsverkabelung

und der Beratung hinsichtlich genehmigungsrechtlicher

Auflagen über die

permanente Überwachung der Anlagen,

elektronische Lebenslaufakte und regelmäßige

Berichte bis hin zu turnusmäßigen

Begehungen und wiederkehrenden Prüfungen

reicht das Portfolio der vereinbarten

Dienstleistungen. Hinzu kommen verschiedenste

Besonderheiten wie die persönliche

Sicherheitsunterweisung und Begleitung

von Dienstleistern auf dem Werksgelände

und die intensive Kooperation mit

der Werksfeuerwehr zur Vorbeugung von

und im Umgang mit eventuellen Störfällen.

Eine besondere Rolle spielen hier beispielsweise

auch Maßnahmen zur sicheren

Verhinderung von Eisschlag im Betrieb der

Anlagen sowie Vorgehensweisen bei Eisabfall

im Stillstand. Teil der Maßnahmen ist

eine automatische Änderung der Verkehrsführung

auf dem Gelände im Fall von

Eisansatz. Wann immer erforderlich, ist

der Parkwart in kürzester Zeit persönlich

vor Ort.

„Windwasserstoff Salzgitter ist für die

Deutsche WindGuard nicht nur wegen des

ganzheitlich nachhaltigen Projektkonzeptes

eine herausragende Referenz“, resümiert

Andre Reichert, „die sieben modernen

Vestas V136 4,2-MW-Anlagen sind außerdem

die neuesten und mit einer Nabenhöhe

von 169 Metern auch die bislang

höchsten im Portfolio unserer technischen

Betriebsführung.“

LL

www.windguard.de (211571220)

Make

intelligence

your asset

Bachmann erweitert seine

wissenschaftliche Expertise durch

renommierten Zugewinn

(iwr-pressedienst) Im Januar 2021 gab die

Bachmann Gruppe die Übernahme des

deutschen Tech-Start-ups Indalyz Monitoring

& Prognostics GmbH (IM&P) bekannt,

das von dem renommierten Physiker Professor

Michael Schulz gegründet und geleitet

wurde.

Der aus Halle an der Saale stammende

Professor Schulz und sein Expertenteam

haben sich auf die Entwicklung, die Implementierung

und den Betrieb von intelligenter

Monitoring-Software spezialisiert.

Ihr Ziel: Die Optimierung der vorausschauenden

und vorbeugenden Instandhaltung

– Predictive Maintenance (Kurzform: PdM)

– durch die Entwicklung innovativer Algorithmen

unter Zuhilfenahme von neuen

mathematischen Modellen für komplexe

Systeme. Mit diesem Schritt wird das Serviceangebot

von Bachmann im Bereich

Condition Monitoring über alle Kundenbranchen

hinweg weiter gestärkt, indem

durch wissenschaftlich mathematische Ansätze

und deren Anwendung reale Probleme

gelöst werden.

thinkproject.com

19


News from Science & Research VGB PowerTech 5 l 2021

„Wir freuen uns sehr, IM&P in der Bachmann-Familie

willkommen zu heißen“,

sagt Bernhard Zangerl, CEO der Bachmann-Gruppe.

„Unsere Organisationen

passen gut zusammen, wenn es darum

geht, die Grenzen der Zustandsüberwachung

zu verschieben. Diese Partnerschaft

ist eine spannende Entwicklung, unsere

Anwendungen mit neuen Verfahren wie

die der künstlichen Intelligenz (KI) und

des „Machine Learning“ (Maschinenlernen)

anzureichern und somit Lösungen für

die Herausforderungen unserer Kunden zu

liefern.“

Indalyz Monitoring & Prognostics

IM&P sind Spezialisten für die Maschinenanalyse

auf Basis von Condition Monitoring

Systemen (CMS). Nachdem sie detaillierte

Informationen von einzelnen Maschinenkomponenten

gesammelt haben,

wendet ihr Expertenteam u.a. selbstentwickelte

Algorithmen an, um daraus relevante

Informationen zum Maschinenzustand

abzuleiten. Genau diese Informationen

nutzen in Folge die CMS-Spezialisten von

Bachmann, um Kennwerte für die vorausschauenden

und vorbeugenden Instandhaltungsstrategien

(Predictive + Preventive

Maintenance Strategy) für die weltweite

Kundschaft zu optimieren.

Der Zugewinn der IM&P sichert auch die

weitere Entwicklung des zertifizierten Remote-Monitoring

Zentrums von Bachmann.

In diesem Zentrum arbeitet ein großes

Expertenteam rund um die Uhr, das

weltweit mehr als 7.000 Maschinen und

Anlagen (Schiffe, On und Offshore Windenergieanlagen,

Seilbahnen, Tunnellüfter,

Vertikalmühlen und vieles mehr) fachgerecht

diagnostizieren, um rechtzeitig Fehler

zu entdecken, bevor diese zu schweren

Schäden führen.

„Mit dem Einsatz neuer mathematischer

Algorithmen können unsere Experten stärker

von Routinearbeiten entlastet werden

und gleichzeitig die Diagnosequalität steigern,“

freut sich Steffen Biehl, Geschäftsführer

der Bachmann Monitoring GmbH.

„Mit der so gewonnen Zeit können wir, da

wo es notwendig ist, gemeinsam mit unseren

Kunden detaillierte Fehlerursachenforschung

betreiben und für weitere gleiche

Anlagen oder ähnliche Systemkonstellationen

bereits weit im Vorfeld Abhilfe schaffen.

Das verstehe ich unter einem echten

Mehrwert für unsere Kunden.“

LL

www.bachmann.info (211571555)

Energiequelle erteilt der Nordex

Group weiteren Auftrag über 45,6

MW in Finnland

(iwr-pressedienst) Der internationale

Windparkentwickler Energiequelle hat die

Nordex Group erneut mit der Lieferung

und Errichtung von Turbinen in Finnland

beauftragt. Für das 45,6-MW-Projekt „Lumivaara“

liefert die Nordex Group ab Mitte

2023 acht Turbinen des Typs N163/5.X.

Der Auftrag umfasst zudem erneut einen

Premium-Servicevertrag der Anlagen über

die lange Laufzeit von 30 Jahren.

Der Windpark „Lumivaara“ entsteht in

der Gemeinde Hyrynsalmi in der nordostfinnischen

Landschaft Kainuu. Die

N163-Turbinen liefert die Nordex Group im

projektspezifischen Betriebsmodus von 5,7

MW. Die Anlagen werden in der Kaltklima-Version

für einen Betrieb bis zu minus

30° C konfiguriert und mit dem Nordex Advanced

Anti-Icing-System für die Rotorblätter

ausgestattet.

„Wir freuen uns sehr, dass Energiequelle

sich erneut beim Projekt Lumivaara für unsere

N163-Anlagen entschieden hat. Dank

unseres bewährten Anti-Icing-Systems

können die Turbinen ganzjährig trotz der

hier eisigen Wintermonate effizient Strom

generieren“, so Patxi Landa, Vertriebsvorstand

der Nordex Group.

„Bei einem so anspruchsvollen Projekt

wie Lumivaara ist es von größter Bedeutung,

dass wir auf Anlagentechnologie zurückreifen

können, die optimal für die harschen

klimatischen Bedingungen ausgelegt

ist. Darüber hinaus war es für uns ausschlaggebend,

dass wir mit Nordex einen

Anlagenhersteller auswählen konnten, der

über ein gut ausgebautes Servicenetzwerk

in der Region verfügt und somit einen optimalen

Betrieb der Anlagen gewährleisten

kann“, kommentiert Nils Borstelmann,

CEO der Energiequelle Oy.

„Lumivaara“ ist der dritte Auftrag von

Energiequelle im Laufe des Jahres. Erst im

April beauftragte der internationale Projektentwickler

die Nordex Group mit der

Lieferung und Errichtung der Windparks

„Takanebacken“ und „Torvenkylä“ über

insgesamt 68 MW. Auch diese beiden Aufträge

umfassen einen Premium-Servicevertrag

der Turbinen über die Laufzeit von

30 Jahren.

LL

www.nordex-online.com

(211571556)

News from

Science &

Research

Grüner Wasserstoff:

Transport im Erdgasnetz

(fh) Forschende der Fraunhofer-Gesellschaft

haben eine Technologie entwickelt,

mit der sich Wasserstoff und Erdgas kostengünstig

und effizient voneinander trennen

lassen. Die Membran-Technologie

macht es damit möglich, die beiden Stoffe

gemeinsam durch das bundesweite Erdgasnetz

zu leiten und am Zielort voneinander

zu trennen. Für den Transport und die Verteilung

des Energieträgers Wasserstoff ist

dies ein großer Fortschritt.

Das Fraunhofer-Institut für Keramische

Technologien und Systeme IKTS erforscht

neben Werkstoffen aus Keramik auch das

Potenzial anderer Materialien, wie beispielsweise

Kohlenstoff. Dieser könnte nun

im Zusammenhang mit dem Trend zum

Energieträger Wasserstoff eine wichtige

Rolle spielen. Wasserstoff gilt als Hoffnungsträger

beim Aufbau einer CO 2 -freien

Energieversorgung. Wird er aus erneuerbaren

Energien wie Wind und Sonne gewonnen,

entstehen keine klimaschädlichen

Emissionen. Doch wie bringt man

diesen „grünen“ Wasserstoff vom Erzeuger

zum Verbraucher? Ein flächendeckendes

Verteilernetz für Wasserstoff gibt es derzeit

in Deutschland noch nicht.

An Lösungen für diese Problematik arbeitet

die Projektinitiative HYPOS (Hydrogen

Power Storage & Solutions East Germany).

Ziel ist, eine intelligente Infrastruktur aus

Verteilernetzen und Speicherstationen zu

schaffen, die den sauberen Energieträger

in allen Regionen zur Verfügung stellt.

Wasserstoff über das Erdgasnetz verteilen

Die Projektpartner in HYPOS verfolgen

unter anderem den Ansatz, den Wasserstoff

(H 2 ) gemeinsam mit dem Erdgas

(Hauptbestandteil Methan, CH4) zu transportieren.

Schließlich verfügt Deutschland

über ein 511 000 Kilometer langes Gasnetz

und 33 Orte mit Gasspeichern. „Dieser Infrastrukturvorteil

erlaubt es, ins Erdgasnetz

zusätzlich Wasserstoff einzuspeisen. Beide

FIND & GET FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG

Stoffe können gemeinsam in einer Leitung

transportiert werden. Am Zielort lassen sie

sich bedarfsgerecht wieder voneinander

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP

20


VGB PowerTech 5 l 2021

News fromScience & Research

trennen“, erklärt Dr. Adrian Simon, Gruppenleiter

am Fraunhofer IKTS.

Hier kommt der Kohlenstoff ins Spiel.

Dieser befindet sich als hauchdünne

Schicht auf einem porösen, keramischen

Trägermaterial und dient als Membran, die

Erdgas und Wasserstoff voneinander

trennt. Die Membranherstellung umfasst

mehrere Schritte, beginnend mit der maßgeschneiderten

Polymersynthese. Polymere

sind Stoffe, die aus verzweigten Ketten

von Makromolekülen bestehen. Diese werden

anschließend auf das poröse Trägermaterial

aufgebracht. Durch Erhitzen unter

gleichzeitigem Ausschluss von Sauerstoff

bildet das Polymer an seiner Oberfläche

eine Kohlenstoff-Schicht aus. Im Kohlenstoff

haben die Poren einen Durchmesser

von unter einem Nanometer, wodurch sie

sich gut für die Gastrennung eignen. Das

Trennverhalten der Membran lässt sich

durch physikalische und chemische Prozesse

noch weiter einstellen. Bei der Entwicklung

der röhrenförmigen Kohlenstoff-Membranen

hat das Fraunhofer IKTS

mit dem Leipziger Unternehmen DBI Gasund

Umwelttechnik GmbH zusammengearbeitet.

Im Trennungsprozess werden Wasserstoff

und Erdgas durch die röhrenförmigen

Module getrieben. Dabei werden die kleineren

Wasserstoffmoleküle durch die Poren

der Membran gedrückt und gelangen

als Gas nach außen, die größeren Methanmoleküle

hingegen bleiben zurück. „Auf

diese Weise erhalten wir Wasserstoff mit

einer Reinheit von 80 Prozent. Die verbliebenen

Erdgasreste filtern wir in einer zweiten

Trennstufe aus. So erzielen wir eine

Reinheit von über 90 Prozent“, erklärt Simon.

Emissionsfreie Strom- und

Wärmeversorgung in Gebäuden

Wasserstoff mit diesem Reinheitsgrad

lässt sich für verschiedene Anwendungen

nutzen, beispielsweise in der Stahlproduktion.

Hier ersetzt er im Hochtemperaturofen

den Kohlenstoff bei der Reduktion von

Eisenerz zu Eisen und liefert damit einen

wichtigen Beitrag zur CO 2 -Reduktion.

Auch bei der klimafreundlichen Energieversorgung

von Gebäuden ist Wasserstoff

eine attraktive Option. Bei der Verbrennung

entstehen Strom und Wärme, als Nebenprodukt

fällt lediglich Wasser an. So

könnten beispielsweise Blockheizkraftwerke

(BHKW) einzelne Gebäudekomplexe

oder Stadtviertel mit sauberem Strom und

Wärmeenergie beliefern. Auch der Einsatz

in Gasthermen ist denkbar.

Derzeit arbeiten die Forschenden des

Fraunhofer IKTS daran, die Technik so zu

skalieren, dass auch größere Volumina

Erdgas und Wasserstoff getrennt werden

können. Hierfür ist der Bau von Prototypen

bereits in Planung.

LL

www.fraunhofer.de (211571231)

Professor Wolfgang Lubitz:

Mit grünem Wasserstoff in eine

saubere Zukunft

Professor Wolfgang Lubitz, Direktor emeritus

am Mülheimer Max-Planck-Institut für

Chemische Energiekonversion, berichtet

im Interview, warum er die künstliche Photosynthese

als Königsweg zur nachhaltigen

Energieversorgung der Menschheit betrachtet.

Ein wichtiger Baustein für die Energiewende

ist eine nachhaltige Energiespeicherung.

„Das große Vorbild dafür ist die natürliche

Photosynthese, bei der Sonnenenergie

umgewandelt und gespeichert

wird,“ sagt Wolfgang Lubitz, „auch wenn

von der einfallenden, reichlich vorhandenen

Sonnenenergie viel verloren geht.“ Die

Menschheit verdanke der Photosynthese

ihre gesamte Nahrung, alle nachwachsenden

Rohstoffe und fossilen Brennstoffe.

Ein zentraler Schritt in der Photosynthese

ist die lichtinduzierte Spaltung des Wassers,

wobei Sauerstoff als Abfallprodukt

entsteht. Dieser hat zur Ausbildung der

sauerstoffreichen Erdatmosphäre und

auch der schützenden Ozonschicht in der

Stratosphäre geführt und damit die Voraussetzung

zur Entstehung höheren Lebens

auf unserem Planeten geschaffen.

Durch die Photosynthese werden enorme

Mengen von Kohlendioxid aus der Luft auf-

WWW.TROOSTWIJKAUCTIONS.COM

genommen und in Kohlenhydrate umgewandelt,

in denen letztlich die Sonnenenergie

gespeichert ist. Speicherung in

chemischen Verbindungen – in Brennstoffen

– ist bei weitem die effizienteste Speicherform

für Energie.

Zwar liefern Sonne und Wind prinzipiell

mehr als genug saubere Energie, um den

weltweiten Bedarf zu decken, aber dort wo

sie gebraucht werden, steht diese nicht immer

in ausreichender Menge zur Verfügung.

„Daher,“ so Wolfgang Lubitz, „suchen

wir an unserem Institut nach Wegen, wie

man Energie effizient in speicherbare, nutzbare

und über weite Strecken transportfähige

Formen umwandeln kann. Die künstliche

Photosynthese ist eine Möglichkeit.“

Inzwischen hat die Wissenschaft eine

ziemlich genaue Vorstellung davon, wie

die natürliche Photosynthese funktioniert.

Diese Erkenntnisse sind unter anderem

wichtig, um eine effiziente Spaltung von

Wasser in seine Bestandteile Sauerstoff

und Wasserstoff im Labor zu realisieren.

Eine Schlüsselstellung nehmen dabei die

notwendigen Katalysatoren ein: In der Natur

sind das die Enzyme Wasseroxidase

und die Hydrogenasen.

Natürlich vorkommende Enzyme enthalten

häufig vorkommende und preiswerte

Metalle wie Mangan, Eisen und Nickel. Für

den chemisch-technischen Einsatz jedoch

werden heute fast ausschließlich Edelme-

ONLINE-AUSSCHREIBUNG

DAMPFERZEUGUNGSANLAGE

VKK STANDARDKESSEL KÖTHEN GMBH (2012)

mit einer Feuerungswärmeleistung von 48 MWh sowie

einer Heißdampferzeugung von ca. 60 t/h

41515 GREVENBROICH - DEUTSCHLAND

SCHLUSSDATUM: Mittwoch, 23. Juni | BESICHTIGUNG: nach Absprache

21


Power News VGB PowerTech 5 l 2021

talle wie Platin als Katalysatoren eingesetzt,

die sehr gut funktionieren, deren

Vorkommen aber leider begrenzt sind.

Dem Vorbild der Natur folgend wird daher

nach neuen Metall-Katalysatoren gesucht,

um die künftige Erzeugung von Wasserstoff

im großen Maßstab ebenso effizient

wie umweltfreundlich zu machen. Das Ziel

ist also der sogenannte grüne Wasserstoff,

der nicht nur für die Energieversorgung

der Zukunft eine zentrale Rolle spielt, sondern

auch als einer der wichtigsten Grundstoffe

in der Industrie.

Auf dem Weg zur technischen Umsetzung

seien bereits beachtliche Erfolge erzielt

worden, sagt Wolfgang Lubitz: „Katalytische

Wasseroxidation und Wasserstofferzeugung

sind weltweit sehr intensiv bearbeitete

Forschungsgebiete. Doch den perfekten

Katalysator, der alle Ansprüche bezüglich

Effizienz, Stabilität, Skalierbarkeit,

Umweltfreundlichkeit, Materialverfügbarkeit

und Preis erfüllt und sich in der Praxis

bewährt hat, gibt es bisher noch nicht.“

Mit Blick auf eine künftige Wasserstoffwirtschaft

hebt Wolfgang Lubitz die Technologien

zur Erzeugung von regenerativem

Strom hervor. Etwa die Photovoltaik

(PV), die heute Wirkungsgrade um die 25

Prozent für Siliziumzellen und mehr als 45

Prozent für komplexere PV-Zellen erziele.

Ein Problem bleibe die Speicherung. Batterien

seien gesellschaftlich zwar weithin

akzeptiert, beispielsweise in der Elektromobilität,

aber sie seien nicht sehr effizient

und auch nicht umweltfreundlich. Lubitz:

„Wasserstoff kann ein Vielfaches an Energie

speichern und bei seiner Verbrennung

entsteht ausschließlich Wasser. Er eignet

sich für die großtechnische Nutzung und

bildet eine sehr gute Brücke vom fossilen in

ein nachhaltiges Energiezeitalter.“

Mit Blick auf die Energiewende ist Wolfgang

Lubitz auch die gesellschaftliche Diskussion

über die Tragweite wissenschaftlicher

Erkenntnisse wichtig. Oft führten diese

zu historischen Umwälzungen, so bei der

Entdeckung der Uranspaltung und ihre Folgen

in Gestalt der Atombombe und der

Kernkraft. Unser modernes Leben sei von

Forschung und Technik geprägt – ohne sie

gäbe es weder Internet noch moderne Telekommunikation,

keine Antibiotika und

Impfstoffe und keinerlei Erkenntnisse zum

Umwelt- und Klimaschutz oder zu erneuerbaren

Energien. Wissenschaftler veränderten

die Welt, betont Lubitz und fügt hinzu:

„Was mir auch am Herzen liegt ist mehr Verständnis

für die Methodik der Wissenschaft.

Ihre Ergebnisse entwickeln sich in sorgfältig

geplanten und durchgeführten Experimenten,

die oft fehlerbehaftet sind und mehrfach

validiert werden müssen, bis ein zuverlässiges

Ergebnis vorliegt. Auf Knopfdruck

funktioniert das alles nicht, es braucht seine

Zeit. Dafür ein Bewusstsein zu schaffen und

mehr Vertrauen in die Wissenschaft aufzubauen,

dazu trage ich gerne bei.“

LL

www.gdnae.de (211571605)

Globaler H2-Potenzialatlas wird

nachhaltige Standorte für die

grüne Wasserstoffwirtschaft der

Zukunft zeigen

(fhg) Deutschland wird auch langfristig

auf Energie-Importe angewiesen sein, unter

anderem muss es einen Großteil des

grünen Wasserstoffs und seiner Syntheseprodukte

aus wind- und sonnenreichen

Weltregionen importieren. Das Projekt

HyPat unter Leitung des Fraunhofer ISI

entwickelt einen umfassenden, globalen

Wasserstoffatlas, wie er in der deutschen

Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) gefordert

wird.

Das Projekt „HyPat – Globaler H2-Potenzialatlas“

identifiziert erstmals umfassend

mögliche Partnerländer Deutschlands in

einer zukünftigen Wasserstoffwirtschaft

und analysiert diese tiefgehend. Neben der

detaillierten Erhebung der weltweiten

techno-ökonomischen Potenziale und Analyse

der Wasserstoffketten einschließlich

des Transports schließt die Analyse die Bedürfnisse

der Partnerländer ein. Letztere

berücksichtigen die nachhaltige Deckung

der eigenen Energienachfrage, das Pariser

Klimaschutzabkommen und ökonomische

Entwicklungsmöglichkeiten einer grünen

Wasserstoffwirtschaft unter Einhaltung

spezifischer Nachhaltigkeitskriterien.

Weiterhin analysiert das Projektkonsortium

die Fähigkeiten der Länder, kapitalund

technologieintensive Anlagen für die

Wasserstoffherstellung zu errichten. Dazu

gehören unter anderem Governancestrukturen,

Kapitalzugang und geopolitische

Stabilität. Ebenso erheben die Wissenschaftler:innen

die sich für diese Länder

ergebenden Chancen, zum Beispiel die

Auswirkungen auf die lokale Wertschöpfung

und Möglichkeiten des Capacity Building.

Parallel dazu werden Akzeptanz- und

Stakeholderanalysen durchgeführt. Dem

sich aus diesen Analysen ergebenden Angebot

an Wasserstoff- und Syntheseprodukten

stellt das Projektteam die weltweite

Nachfrage der Importländer gegenüber,

wodurch erstmals ein Gesamtbild entsteht.

Auf dieser Basis werden schließlich Politikempfehlungen

für die Entwicklung einer

nachhaltigen Importstrategie für Deutschland

abgegeben. Die Ergebnisse liegen voraussichtlich

im Frühjahr 2024 vor.

Um die verschiedenen Aspekte tiefgehend

beleuchten zu können, wurde ein interdisziplinäres

Konsortium zusammengestellt.

Die Projektleitung hat ein Team um

Prof. Dr. Martin Wietschel vom Fraunhofer-Institut

für System- und Innovationsforschung

ISI.

Die Projektpartner sind der Lehrstuhl für

Mikroökonomik der Westfälischen Wilhelms-Universität

Münster (WWU), die

Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen

und Geothermie (IEG), das

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme

(ISE), das Deutsche Institut für Entwicklungspolitik

(DIE), die Energy Systems

Analysis Associates (ESA²) GmbH

und das Institut für transformative Nachhaltigkeitsforschung

(IASS). Als Unterauftragnehmer

beteiligen sich die Deutsche

Energie-Agentur (dena) und die Gesellschaft

für Internationale Zusammenarbeit

(GIZ) GmbH am Projekt. Dieses läuft über

einen Zeitraum von drei Jahren und wird

im Rahmen des Ideenwettbewerbs „Wasserstoffrepublik

Deutschland“ vom Bundesministerium

für Bildung und Forschung

BMBF gefördert.

LL

isi.fraunhofer.de (211571607)

www.wasserstoff-leitprojekte.de

Power

News

Windenergie-Zubau in

Deutschland schwächelt im ersten

Quartal 2021

• Der Ausbau der Windenergie in

Deutschland stagniert nach den ersten

drei Monaten des Jahres 2021 auf

niedrigem Niveau. Eine neue

Ausbaudynamik zur Erreichung der

Ziele der Bundesregierung ist derzeit

nicht absehbar.

(iwr) In Deutschland kommt der Ausbau

der Windenergie auch 2021 nicht vom

Fleck. Zwar steigen die Brutto-Zubauzahlen

an Land, aber der Ausfall der Offshore

Windenergie und ein steigender Rückbau

bremsen die Entwicklung im ersten Quartal

2021. Das geht aus einer IWR-Auswertung

(Stand: 05.04.2021) von Daten der

Bundesnetzagentur (BNetzA) hervor.

Windenergie-Zubau an Land legt in Q1

leicht zu – Offshore Windenergie fällt aus

Von Januar bis März 2021 sind in

Deutschland 121 neue Windkraftanlagen

(Q1 Vorjahr: 129 Anlagen) mit einer Leistung

von 482,4 MW (Q1 Vorjahr: 488,3

MW) in Betrieb gegangen. Das ist ein Leistungs-Rückgang

um rd. 1 Prozent. Zwar ist

der Brutto-Zubau bei der Windenergie an

Land in Q1 2021 von 351,8 MW (Q1 2019)

auf 482,4 MW geklettert (+ 37 Prozent),

allerdings erfolgte bei der Offshore Windenergie

im ersten Quartal 2021 kein weiterer

Zubau (Vorjahr: 136,6 MW). Den Ausfall

der Offshore Windenergie kann der

höhere Zubau an Land nicht ganz kompensieren,

so dass der Bruttozubau (Leistung)

in Deutschland im Vergleich zum Vorjahreszeitraum

insgesamt leicht rückläufig ist.

Beim Hersteller-Ranking für Q1 2021

rangiert Enercon auf Platz 1 vor Vestas,

Nordex, Siemens Gamesa und GE. Dahinter

folgen Eno Energy und Vensys.

22


VGB PowerTech 5 l 2021

Power News

Zubau in den Bundesländern:

Schleswig-Holstein auf Rang 1

Auf der Ebene der Bundesländer rangiert

im ersten Quartal 2021 bei der Inbetriebnahme

neuer Windkraftanlagen (Stand:

05.04.2021) das Bundesland Schleswig-Holstein

mit 110,7 MW auf dem Spitzenplatz

vor Niedersachsen mit 102,6 MW,

Brandenburg (94,6 MW), Nordrhein-Westfalen

(53 MW) und Baden-Württemberg

(47,1 MW). Dahinter folgt auf dem sechsten

Rang Thüringen (18,1 MW) vor Mecklenburg-Vorpommern

(13,7 MW), Hessen

(8,2 MW) und Bayern (7,7 MW). Keine Inbetriebnahme

neuer Windkraftanlagen erfolgte

in Sachsen und im Saarland sowie in

den Stadtstaaten Berlin, Hamburg und

Bremen.

Nettozubau: Höherer Rückbau im ersten

Quartal 2021 bremst Ausbau in

Deutschland

Für die Hersteller und Projektierer sind

die Brutto-Zubauzahlen für Deutschland

marktrelevant. Für eine energiewirtschaftliche

Betrachtung und das Erreichen der

Ausbauziele der Bundesregierung ist allerdings

der Nettozubau entscheidend, d.h.

abzüglich der außer Betrieb genommenen

Windkraftanlagen. In den nächsten Jahren

werden immer mehr ältere Anlagen entweder

ersatzlos stillgelegt oder durch größere

und leistungsstärkere Anlagen ersetzt (Repowering).

In den ersten drei Monaten

wurden nach den Daten der Bundesnetzagentur

52 Windkraftanlagen mit einer

Leistung von 55 MW außer Betrieb genommen

(Q1 Vorjahr 2020: 42 MW, 47 Anlagen).

Im Ergebnis bedeutet das für

Deutschland in den ersten drei Monaten

2021 einen Netto-Zubau von gerade einmal

69 Windkraftanlagen mit 427,4 MW

Leistung.

LL

www.iwr.de (211571609)

Events in brief

13 th European Conference on

Industrial Furnaces and Boilers

(INFUB-13)

• 19 to 22 April 2022

• Algarve, Portugal

The 13 th European Conference on Industrial

Furnaces and Boilers is the latest in a series

of very successful Conferences, which

have been held in Portugal since 1988.

These Conferences have been attended by

delegates from over 30 countries and

around 90 papers have been presented at

each Conference. In particular, the Conferences

have attracted many participants

from Industry and the wide range of papers

have considered fundamental research as

well as topics of a more practical and applied

nature.

The main objective of the Conference is to

provide an improved up-to-date understanding

of the fundamentals, principles

and practices associated with the design

and operation of industrial furnaces and

boilers and, from a broader perspective, of

industrial systems and processes generating,

transforming or using thermal energy

from combustion.

The Conference will be a means of disseminating

information concerned with

recent research and development activities

in the field of furnace and boiler technology

and related areas, such as process and

combustion control, efficiency optimisation

of high-temperature energy application,

and reduction of pollutant emissions.

It is intended that carbon-neutral fuels

such as biomass, hydrogen or ammonia but

also alternative fuels, like refuse derived

fuels and production residues will feature

in the Conference programme. The Conference

will provide a forum for delegates involved

in research, development, design

and operation of furnace and boiler systems,

and will also be of interest to those

working in areas such as combustion science,

fuel technology, energy management

and air pollution control.

LL

www.infub.pt (211571513)

WWW.TROOSTWIJKAUCTIONS.COM

Kerntechnik 2022 –

Zukunft mitgestalten.

• 29. und 30. März 2022

• Leipzig/Deutschland, Hyperion Hotel

• Branchentreff, Wissenschaftsdiskurs

und Nachwuchsplattform

• Call for Papers bis 30. September 2021

Die Zukunft der Kernenergie in Deutschland

wird anders. Wir gestalten sie mit – in

ganzer Breite der vor uns liegenden Aufgaben

in Industrie, Wissenschaft, Forschung

und Administration - und mit besonderem

Augenmerk auf unsere Nachwuchskräfte

sowie auf unseren Kompetenzerhalt für nationale

und internationale Aufgaben.

Themenblöcke:

• Kompetenz und Sicherheit

Internationale Trends und

Entwicklungen

• Rückbau und Abfallbehandlung

• Zwischen- und Endlagerung

LL

www.kerntechnik.com (211571515)

ONLINE TENDER SALE

STEAM GENERATION PLANT

VKK STANDARDKESSEL KÖTHEN GMBH (2012)

firing thermal capacity 48 MWh - superheated steam

generation of ± 60 t/h.

41515 GREVENBROICH - GERMANY

CLOSING: Wednesday 23 June | VIEWING: by appointment

23


Power News VGB PowerTech 5 l 2021

VGB-FACHTAGUNG

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

28. und 29. September 2021in Essen | Hotel Bredeney

IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN

Die Aktivitäten der VGB-Mitgliedsunternehmen, die unter dem Begriff

„IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen Jahren

fester Bestandteil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.

Die VGB-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung

bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische Dienstleistungen

erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit sehr ernst.

Der IT-Sicherheit wurde im Jahr 2015 durch das „Gesetz zur Erhöhung

der Sicherheit informationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz)“

ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen

und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig

weiterentwickelt wird. Zur Betrachtung des Themas gab und gibt es

bereits verschiedenste Angebote von Herstellern und Dienstleistern,

um über Erkenntnisse, Produkte und Services zu informieren.

VGB sieht mit seinen zuständigen Arbeitsgremien darüber hinaus

den Bedarf, einerseits den konkreten Erfahrungsaustausch zur Umsetzung

der gesetzlichen und regulatorischen Anforderungen aus

Sicht der Anlagenbetreiber zu führen und andererseits frühzeitig

über neue Anforderungen zu diskutieren. Ergänzend werden Hersteller

und Dienstleister eingeladen, mit den Anlagenbetreibern

über ihre Produkte und Services zu diskutieren, Neuentwicklungen

vorzustellen und gemeinsame Handlungsfelder anzugehen.

Die Schwerpunkte der Fachtagung werden sein:

| ISMS nach IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen,

Zertifizierung nach Konformitätsbewertungsprogramm

| IT-Sicherheitsmaßnahmen nach BSI-Gesetz

| Betrachtungen IT-Sicherheit in

Kombination Technische IT (PDV, OT) und Büro IT

| IT-Sicherheitsgesetz 2.0, Erweiterung

des Geltungsbereiches (z. B. Abfallentsorgung)

| Einsatz von Systemen zur Erkennung von IT-Angriffen

| Änderungsverordnung KRITIS

| IT-Sicherheit für „Neueinsteiger“

(Unternehmen, die bisher nicht von der Regulierung,

für kritische Infrastruktur betroffen waren)

Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!

TAGUNGSPROGRAMM

(Änderungen vorbehaltens)

DIENSTAG, 28. SEPTEMBER 2021

ab 09:30

10:30 –

10:45

V1

10:45 –

11:15

V2

11:15 –

11:45

V3

11:45 –

12:00

13:00 –

13:20

V4

13:20 –

13:40

V5

13:45 –

14:30

RT1

RT1.1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Registrierung

Begrüßung, Einführung, Zielstellung,

VGB Gremiensicht

Dr. Thomas Eck und Jörg Kaiser,

VGB PowerTech e.V.

Risiken, Gefährdungen,

Bedrohungslage der Energiewirtschaft

Christine Hofer, Bundesamt für Sicherheit in der

Informationstechnik (BSI)

Licht in den Dschungel der gesetzlichen und

regulatorischen Vorgaben

Yassin Bendjebbour, BDEW

Beantwortung von Fragen,

Input zur Diskussion in den Round Tables

Angriffe erkennen im OT-Netzwerk:

Auf das Verhalten kommt es an

Arnold Krille, genua GmbH

Die IEC 62443 als ein gemeinsamer

Lösungsweg für Anlagenbetreiber

und Hersteller

Manuel Ifland,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 1

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Erfahrungen im Zertifizierungsprozess nach IT-

Sicherheitskatalog der BNetzA

Erfahrungen der EnBW Erzeugung

als Betreiber kritischer Infrastrukturen

Matthias Heckenberger, EnBW AG

VGB PowerTech e.V., Veranstaltungsteam

und Gremien der IT-Sicherheit

RT1.2

Erfahrungen aus Sicht der RWE

Andreas Jambor, RWE Generation SE

Round Table Diskussion

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

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

24


VGB PowerTech 5 l 2021

13:45 – Round Table 2, Info-Teil

14:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

RT2 Zukünftige Anforderungen an „Neueinsteiger“

Power News

RT2.1

IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und Änderungsverordnung

KRITIS: Welche Unternehmen der

Branche sind künftig zusätzlich konkret betroffen?

Ralf Hopf, plenum AG

RT2.2

15:00 –

15:20

V6

15:20 –

15:40

V7

15:45 –

16:30

RT3

RT3.1

RT3.2

RT4.2

Grundlagen einer regulierungskonformen

Umsetzung (Aufsetzen eines ISMS)

Martin Malik, STEAG GmbH

Beantwortung von Fragen

bzgl. Grundlagen „Neueinsteiger“

Von der zentralen Netzleittechnik bis zur Schaltanlage:

Ein ganzheitliches System zur Angriffserkennung

in Zeiten zunehmender Digitalisierung

Richard Stüber, Rhebo GmbH

Prozessdaten auf sicherer Reise

Eduard Bebernik, ABB AG

Round Table 3

Moderation: N.N.

Erfahrungen im Nachweisprozess nach

BSI-Gesetz §8a (Branchenstandards)

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Wasserkraft

Robert Wührer, Verbund

Umsetzungserfahrungen

im Bereich der Windkraft

N.N.

Praktikable Vorgehensweise

Janis Zettel, Contechnet GmbH

Einbindung eines Dienstleisters

N.N.

10:00 –

10:30

V10

11:00 –

11:20

V11

11:20 –

11:40

V12

11:45 –

12:30

RT5

RT5.1

RT5.2

Hacking des Leitstands von einem

Kraftwerk – praktische Erfahrungen

Rolf Strehle, ditis Systeme

Der schwarze Schwan – Unerwartete

physische Gefahren und Cybervorfälle

Alexander Schlensog, secunet

IT-Security ist mehr als nur ein Virenscanner

Matthias Feld, Manfred Lustig

und Ali Behbahani,

Siemens Energy Global GmbH & Co. KG

Round Table 5

Moderation: Andreas Jambor,

RWE Generation SE

Angriffserkennungssysteme

Angriffe erkennen und entgegenwirken

Stefan Menge, IFIT/Achtwerk

Impuls-Pitches

Dominique Petersen, secunet; Richard Stüber, Rhebo

GmbH; Arnold Krille, genua GmbH

Round Table Diskussion

Round Table Diskussion

11:45 –

12:30

Round Table 6

Moderation: Fabian Cholewa,

15:45 – Round Table 4 (Fortsetzung RT2)

RWE Generation SE

16:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH

RT6 Awareness

Aktuelle RT4 Herausforderungen Informationen bei der Umsetzung zu unseren für Veranstaltungen

„Neueinsteiger“: Praxisgespräch

RT6.1 Erfahrungen aus

finden Sie auf unserer Webseite! Awareness-Programmen bei RWE

RT4.1

Fabian Cholewa, RWE Generation SE

Please visit our website for updates about VGB-Events!

Newsletter: www.vgb.org

RT6.2

Schulungskonzepte,

Bewährte Awareness-Strategien

Janis Zettel, Contechnet

ab 18.00

Round Table Diskussion

Abendveranstaltung

im Restaurant Rhabsody,Hotel Bredeney

MITTWOCH, 29. SEPTEMBER 2021

13:30-

14:00

V13

Round Table Diskussion

Wissensbasierte Anomalieerkennung

mittels Künstlicher Intelligenz

in Kritischen Infrastrukturen

Franka Schuster, BTU Cottbus

09:00 -

09:30

V8

09:30 –

10:00

V9

Moderation: Andreas Jambor, RWE Generation SE

Gesamtheitliche IT-Sicherheit im Unternehmen

nach IT-Sicherheitskatalog der BNetzA,

BSI-Gesetz §8a und allgemeinen Anforderungen

für KRITIS-Betreiber

Dirk Meyer, Uniper

Umsetzung der Anforderungen zur Informationsund

IT-Sicherheit aus der

Betriebssicherheitsverordnung für Betreiber von

Energieerzeugungsanlagen

Katrin Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG

14:00-

14:15

V14

Anomalieerkennung und KI –

der Mensch bleibt am Steuer

Stefan Menge,

IFIT – Freies Institut für IT-Sicherheit e.V.

14:15 Resümee, Schlussworte,

Verabschiedung, Ausblick

Andreas Jambor, RWE Generation SE,

und Jörg Kaiser, VGB PowerTech e.V.

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html

25


8 >

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

Power News VGB PowerTech 5 l 2021

VGB FACHTAGUNG

IT-Sicherheit in Energieanlagen

ORGANISATORISCHE HINWEISE

VERANSTALTUNGSORT

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

L www.hotel-bredeney.de, info@hotelbredeney.de

FACHAUSSTELLUNG

Wir bieten allen Teilnehmern die Möglichkeit, sich zusätzlich in

der begleitenden Fachausstellung zu präsentieren.

Kontakt: Steffanie Fidorra-Fränz

Tel.: 0201 8128-299, E-Mail: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org

ANMELDUNG

Die verbindliche Anmeldung, online, per Fax oder E-Mail,

wird bis zum 8. September 2021 erbeten.

Eine spätere Anmeldung ist möglich, falls die maxi male Teilnehmerzahl

nicht überschritten ist. Die Anmeldungen werden in der

Reihen folge ihres Eingangs berücksichtigt und durch Zusendung

einer E-Mail bestätigt.

Hinweis: Bei zu geringer Teilnehmerzahl behalten wir uns vor

die Veranstaltung zu stornieren.

TEILNAHMEBEDINGUNGEN

| Mitglieder 650,00 €

| Nichtmitglieder 850,00 €

| Hochschulen, Behörden 300,00 €

| Studierende frei mit Nachweis

Bei Teilnehmern von Unternehmen mit Sitz im Ausland innerhalb

der EU ist die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikationsnummer

erforderlich. Die Teilnahmegebühren schließen die Tagungsunterlagen,

Pausengetränke und Mittagsimbiss während der Tagung,

sowie die Teilnahme an der Abendveranstaltung ein. Der Bewirtungskostenanteil

wird in der Rechnung mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.

Nach der Veranstaltung werden die Vorträge zum

Download exklusiv für die Tagungsteilnehmer auf der VGB-

Homepage veröffentlicht.

ONLINE-ANMELDUNG

Bitte nutzen Sie die Online-Anmeldung.

L www.vgb.org/it_sicherheit2021.html

RÜCKTRITT

Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:

– Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00;

– Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %.

Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.

HOTELEMPFEHLUNGEN

Im Tagungshotel ist unter dem Stichwort „VGB-Fachtagung“ ein

begrenztes Zimmerkontingent vorreserviert.

Hotel Bredeney, Theodor-Althoff Str. 5, 45133 Essen

info@hotelbredeney.de, 0201 769-0, www.hotel-bredeney.de

Einzelzimmer 99,00 Euro pro Nacht, inkl. Frühstücksbuffet

DATENSCHUTZHINWEISE

Detaillierte Informationen zu Teilnahmebedingungen sowie Datenschutzhinweise

entnehmen Sie bitte der VGB-Homepage: https://www.vgb.org

Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac

Kontakt: Barbara Bochynski

Tel.: +49 201 8128-205

Fax:+49 201 8128-321

E-Mail: vgb-it-security@vgb.org

VGB PowerTech e.V.

Deilbachtal 173

45257 Essen | Germany

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen

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

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

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

Der VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen

für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische

Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch

Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.

In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert

und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.

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

und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen

abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.

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

VGB PowerTech Service GmbH

Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften

VGB PowerTech e.V.

Klinkestraße 27-31

45136 Essen

Fon: +49 201 8128 – 0

Fax: +49 201 8128 – 329

www.vgb.org

VGB-Standard

IT-Sicherheit für

Erzeugungsanlagen

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

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

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

26


VGB PowerTech 5 l 2021

The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours

The World’s first power plant to produce

400 billion kilowatt hours

Weltweit erster Kraftwerksblock mit

400 Milliarden Kilowattstunden

Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen, Stephan Kunze, Gerald Schäufele,

Dietmar Schütze and Ralf Südfeld

When it first synchronised with the power distribution network at

14:11 hrs on 5 September 1984, Grohnde nuclear power plant (KWG)

started to write its own success story (F i g u r e 1 ). Since it was first

commissioned, the pressurised water reactor has eight times been

World Champion in annual electricity generation. Even today,

Grohnde NPP still produces a good 12 % of the electricity generated

in Lower Saxony, thereby helping to stabilize the electricity supply in

Germany.

And yet another record was recently added to this impressive list.

On 7 February 2021, KWG was the first power plant unit in the

world to produce its 400 billionth kilowatt hour of electricity. No

other nuclear power plant unit in the world has produced more electricity.

This amount of electricity would have supplied the whole of Germany

for nine months (based on the 2019 figure of 512 TWh).

Mit der ersten Netzsynchronisation am 05.09.1984 um 14:11 Uhr

beginnt die Erfolgsgeschichte des Gemeinschaftskernkraftwerks

Grohnde (KWG, B i l d 1 ): Seit seiner Inbetriebnahme war der

Druckwasserreaktor insgesamt achtmal Weltmeister in der Jahresstromerzeugung.

Und auch heute noch hat das Kernkraftwerk

Grohnde einen Anteil von gut zwölf Prozent an der Stromerzeugung

in Niedersachsen und trägt somit dazu bei, die Stromversorgung

Deutschlands stabil zu halten.

Zu dieser beeindruckenden Bilanz gesellte sich kürzlich ein weiterer Rekord:

Am 7. Februar 2021 produzierte das KWG als erster Kraftwerksblock

weltweit die 400- milliardste Kilowattstunde. Es existiert weltweit

kein einziger Kernkraftwerksblock, der mehr Strom erzeugt hat.

Mit dieser Strommenge hätte man über ein drei viertel Jahr ganz

Deutschland mit Strom versorgen können (bezogen auf die Daten des

Jahres 2019 in Höhe von 512 TWh).

Fig. 1. Grohnde nuclear power plant. View of the reactor building with the two

cooling towers in the back-ground.

Bild 1. Kernkraftwerk Grohnde: Blick auf das Reaktorgebäude mit den zwei

Kühltürmen im Hintergrund. (Foto: Bernhard Ludewig).

Highly efficient and climate-friendly

One of the greatest challenges of our time is to reduce emissions

of climate-damaging greenhouse gases, especially carbon dioxide

(CO 2 ). Here KWG scores again: as compared to conventional

forms of electricity generation, Grohnde has saved approximately

400 million tonnes of CO 2 over its 36 years of safe and successful

operation.

The workforce of Grohnde NPP can look back with pride at this

achievement, which they and their contractors have maintained

Leistungsstark und klimafreundlich

Eine der großen Herausforderungen unserer Zeit ist die Minderung

der klimaschädlichen Treibhausgase, ins besondere die des

Kohlendioxids (CO 2 ). Auch hier kann das KWG punkten: In sechsunddreißig

Jahren sicheren und erfolgreichen Kraftwerksbetrieb

am Standort Grohnde wurden insgesamt etwa 400 Millionen

Tonnen CO 2 -Emission eingespart.

Die Belegschaft des Kernkraftwerks Grohnde blickt mit Stolz auf

die Leistung zurück, die sie knapp vierzig Jahre lang gemeinsam

27


The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours VGB PowerTech 5 l 2021

for nearly 40 years. The high electricity production and availability

of KWG (F i g u r e 2 ) can only be achieved by qualified and

highly motivated staff, a reliable plant and continuous improvement

of safety standards. The success of these strategies is evidenced

by all the national and international safety audits, which

confirm the high level of safety of the entire plant.

mit ihren Auftragnehmern erbracht hat. Denn die hohe Stromproduktion

und Verfügbarkeit des KWG (B i l d 2 ) lässt sich nur durch

qualifizierte und hochmotivierte Mitarbeiter, eine zuverlässige

Anlage sowie durch eine stete Verbesserung des Sicherheitsniveaus

erzielen. Dass dies dauerhaft gelungen ist, zeigen sämtliche

nationale und inter nationale Über prüfungen, die das hohe Sicherheitsniveau

der gesamten Anlage bestätigen.

14.0

12.0

400.0

350.0

Gross annual electricity

production (bn. kWh)

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

300.0

250.0

200.0

150.0

100.0

50.0

Gross cumulative electricity

production (bn. kWh)

0.0

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

0.0

Annual electricity production

Cumulative electricity production

Fig. 2. Grohnde nuclear power plant. Annual production and cumulative production.

Bild 2. Kernkraftwerk Grohnde. Jahresproduktion und kumulierte Stromproduktion.

Operation

Due to the increasing proportion of fluctuating solar and wind energy

being fed into the electricity network, it has become increasingly

important to safeguard its stability (F i g u r e 3 ). Grohnde

NPP has responded to this situation over the years by increasing its

reactor output, improving efficiency, increasing load gradients

and also by installing adaptive power distribution control technology

in April 2016.

Over nearly 40 years of operation, the nuclear power plant has

proved to be a reliable partner to network operators. Whereas, in

the first few years, it mainly provided a stable base-load power,

over the latter years it increasingly provided system services

Betrieb

Durch die zunehmende Einspeisung fluktuierender Energien wie

Sonnen- und Windenergie sind die Anforderungen an die Stabilität

des Stromnetzes kontinuierlich gestiegen (B i l d 3 ). Das Kernkraftwerk

Grohnde reagierte auf diese Entwicklung über die Jahre

mit Reaktorleistungserhöhung, mit Wirkungsgrad verbesserung,

mit Erhöhung von Lastgradienten und im April 2016 zusätzlich

mit dem Einbau der Adaptiven Leistungsverteilungsregelung.

Das Kernkraftwerk hat sich in seinen fast vierzig Betriebsjahren

als verlässlicher Partner der Netz betreiber bewährt. Während in

den ersten Jahren insbesondere eine stabile Grundlast bereitgestellt

wurde, kam in den letzten Jahren ein immer größerer Anteil

Fig. 3. Grohnde nuclear power plant. Inside the turbine building. The turbine set has generated

a cumulative 400 billion kilowatt hours of electricity.

Bild 3. Kernkraftwerk Grohnde. Im Inneren des Maschinenhauses. Der Turbosatz hat kumuliert

400 Milliarden Kilowattstunden Strom erzeugt. (Foto: Bernhard Ludewig).

28


VGB PowerTech 5 l 2021

The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours

(standby work). For example, in 2020, Grohnde NPP not only provided

379,652 MWh (11 full-load days) of standby work but also

stabilised the network for 4,700 hours by participating in redispatch

or via primary and secondary control upon request of the

grid operator TenneT.

Safety analysis and review

Article 19a of the Atomic Energy Act (AtG) requires that a Safety

Review (SR) must be conducted to supplement ongoing regulatory

supervision and to establish the current safety status of a nuclear

power plant. A Safety Review for KWG was first submitted for

assessment in 2000.

In keeping with the defined 10-year rhythm, the second safety

review – consisting of an up-to-date description of the entire plant,

a deterministic Safety Status Analysis (SSA), a Level 1 Probabilistic

Safety Analysis (PSA) and a Deterministic Security Analysis

for Nuclear Power Plants (DSA) – as defined by the guidelines

from the Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation

and Nuclear Safety (BMU) – was compiled and submitted

for assessment in 2010. The deterministic Safety

Status Analysis comprised a protective-goal-oriented analysis of

the control of events of the relevant accident spectrum by

checking worst-case failure calculations. The existing calculations

were checked and supplementary worst-case failure calculations

were done. This once again confirmed the plant’s high safety

level.

Another component of the SSA was an evaluation of operating experience

and statements from the plant management. It was demonstrated

that there is a strong safety culture within the organisation

and the requirements imposed for Safety Levels 1 and 2

are fulfilled in terms of guaranteeing reliable operation to prevent

accidents. Moreover, the deterministic Safety Status

Analysis confirmed that the postulated Safety Level 3 events are

effectively and reliably controlled by the safety systems installed

in KWG.

It was shown that the necessary equipment and measures are in

place to control extremely rare, be-yond-design-basis plant conditions

of Safety Level 4.

The Level 1 Probabilistic Safety Analysis (PSA) constitutes a major

part of the safety review. The purpose of the PSA is to supplement

the deterministic assessment of the plant’s safety status,

identify potential improvements to the safety concept and,

in this way, check that the safety design is balanced. In addition

to internal and external events in commercial operation, the

Level 1 PSA also covered events in the shutdown state and fires.

The frequencies of hazard conditions and core damage states

determined by the PSA are well below the frequencies recommended

by the International Atomic Energy Agency (IAEA) for

new plants.

The overall finding of the Safety Review shows that the defencein-depth

and barrier concept provides a high level of plant safety.

No safety-relevant deficiencies or non-compliances were identified

that could jeopardise the control of design-basis accidents,

and hence the safe operation of KWG.

Alongside the Level 1 Probabilistic Safety Analysis conducted as

part of the safety review, a Level 2 PSA was carried out in accordance

with the relevant PSA guidelines. This included the consideration

and probabilistic quantification of extremely rare sequences

of events with postulated core meltdown and releases to the

surroundings. This was submitted in 2012. Amongst other things,

the calculations confirmed the high robustness of the reactor containment.

The value determined for the frequency of large early

releases is still approximately three orders of magnitude below

the value determined in the Level 1 PSA for core damage frequency.

an Systemdienstleistungen (Bereitschaftsarbeit) hinzu. So stellte

das Kernkraftwerk Grohnde im Jahr 2020 nicht nur 379.652 MWh

(11 Volllasttage) Bereitschaftsarbeit zur Verfügung, sondern stabilisierte

das Netz während 4.700 Stunden durch den Einsatz im

Redispatch oder durch Primär- und Sekundärregelung auf Anforderung

des Netzbetreibers TenneT.

Sicherheitsanalyse und -überprüfung

Die Durchführung einer Sicherheitsüberprüfung (SÜ) gemäß §

19a des Atomgesetzes (AtG) stellt eine Er gänzung zur ständigen

aufsichtlichen Überprüfung dar und dient der Feststellung des aktuellen

Sicherheitsstandes eines Kernkraftwerks. Erstmalig wurde

eine für das KWG erstellte SÜ im Jahr 2000 zur Begutachtung eingereicht.

Entsprechend dem festgelegten 10-Jahres-Rhythmus wurde die

zweite Sicherheitsüberprüfung – bestehend aus einer aktuellen

Beschreibung der Gesamtanlage, einer deterministischen Sicherheitsstatusanalyse

(SSA), einer probabilistischen Sicherheitsanalyse

(PSA) der Stufe 1 sowie einer deterministischen Anlagensicherungsanalyse

(DSA) – gemäß den Vorgaben der Leitfäden des

Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

(BMU) erstellt und im Jahr 2010 zur Begutachtung eingereicht.

Im Rahmen der deterministischen Sicherheitsstatusanalyse

erfolgte eine schutzzielorientierte Analyse der Ereignisbeherrschung

des zu betrachtenden Störfallspektrums durch

Überprüfung der Störfallberechnungen. Die vorhandenen Berechnungen

wurden überprüft und ergänzende Störfallberechnungen

durchgeführt. Hierdurch wurde das hohe Sicherheitsniveau der

Anlage erneut bestätigt.

Als weiterer Bestandteil der SSA wurde eine Aus wertung der Betriebserfahrung

sowie die Darlegung der Betriebsführung vorgenommen.

Es wurde aufgezeigt, dass in der Organisation eine hohe

Sicherheitskultur gelebt wird und die für die Sicherheitsebenen 1

und 2 gestellten Anforderungen hinsichtlich der Gewähr leistung

eines zuverlässigen Betriebs zur Störfall vermeidung erfüllt werden.

Weiterhin wurde mittels der deterministischen Sicherheitsstatusanalyse

bestätigt, dass die postulierten Ereignisse der Sicherheitsebene

3 mit den im KWG vorhandenen Sicherheitseinrichtungen

mit hoher Wirksamkeit und Zuverlässigkeit beherrscht

werden.

Für die Beherrschung sehr seltener, auslegungsüberschreitender

Anlagenzustände der Sicherheitsebene 4 wurde das Vorhandensein

geeigneter Einrichtungen und Maßnahmen aufgezeigt.

Einen wesentlichen Teil der Sicherheitsüberprüfung stellt die Probabilistische

Sicherheitsanalyse (PSA) der Stufe 1 dar. Anhand der

PSA sollen die deterministische Beurteilung des Sicherheitsstatus

der Anlage ergänzt, mögliche Verbesserungspotenziale des

Sicherheits konzepts aufgezeigt und auf diese Weise die Ausgewogenheit

der sicherheitstechnischen Auslegung bewertet

werden. Die PSA der Stufe 1 umfasste neben internen und

externen Ereignissen im Leistungsbetrieb auch Ereignisse im Nichtleistungsbetrieb

sowie Brandereignisse. Die im Ergebnis der PSA

ermittelten Häufigkeiten von Gefährdungs- und Kernschadenszuständen

liegen deutlich unterhalb der von der International

Atomic Energy Agency (Internationale Atomenergie-Organisation,

IAEO) für Neuanlagen empfohlenen Häufigkeiten.

Das Gesamtergebnis der SÜ zeigt, dass durch das gestaffelte Sicherheits-

und Barrierenkonzept eine hohe Sicherheit der Anlage gewährleistet

ist. Es konnten keine sicherheitsrelevanten Defizite oder

Abweichungen identifiziert werden, welche die Störfallbeherrschung

und damit den sicheren Betrieb des KWG infrage stellen.

Neben der probabilistischen Sicherheitsanalyse der Stufe 1 im

Rahmen der Sicherheitsüberprüfung wurde eine PSA der Stufe 2

gemäß dem entsprechenden PSA-Leitfaden durchgeführt. Dabei

wurden extrem seltene Ereignisabläufe mit postulierter Kernschmelze

und Freisetzung nach außen betrachtet und probabilistisch

quantifiziert. Die Einreichung erfolgte im Jahr 2012. Im

29


The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours VGB PowerTech 5 l 2021

Retrofits and plant upgrades

As a pre-convoy pressurised water reactor (F i g u r e 4 ), KWG already

has a basic design characterised by high robustness and

safety reserves. Over its years of operation, numerous retrofits

and improvements have been carried out but these were not done

to remedy deficiencies to prevent damage but rather to extend

the existing safety concept in the sense of protecting against beyond-design-basis

risks. These included the retrofitting of a particulate

and iodine filter in the system for filtered pressure

relief of the reactor containment and measures for secondary-side

bleed and feed, the 3rd network feed, measures for primary-side

bleed and feed, retrofitting of passive autocatalytic recombiners

and installation of the sampling system from the reactor containment.

Fig. 4. Grohnde nuclear power plant.

View of the site of this pre-Konvoi reactor.

Bild 4. Kernkraftwerk Grohnde.

Blick auf den Standort der Vor-Konvoi-Anlage.

Based on the lessons learnt from the accident in the Japanese

Fukushima Daiichi nuclear power plant, further safety-related

plant improvements were planned and implemented. Once again,

these were not done to remedy deficiencies in the plant but rather

to provide additional risk prevention measures.

Alongside the safety-related enhancements, measures were also

taken to improve performance over the years. Measurements taken

at the time of commissioning showed reserve capacity in the essential

thermo-hydraulic para meters, so that, following approval from

the nuclear supervisory authority, it was possible to increase the

plant‘s thermal capacity from 3,765 MW, as initially installed on

commissioning in 1984 , to 3,850 MW in 1990 and then to 3,900

MW in 1999. As part of the measures to increase thermal capacity,

work was also done to improve efficiency of the turbines. Since

then, the nuclear power plant has had a gross nominal capacity of

1,430 MW at a thermal reactor power of 3,900 MW.

With all these technical improvements, statutory maintenance

and responsible plant operation, the nuclear power plant is as safe

and reliable today as it was on day one and moreover, more powerful

than when it was first commissioned.

Specialist and simulation training

Well qualified and regularly trained power plant personnel are an

essential prerequisite for the safe and successful operation

of KWG – not least because of the legal requirements. Notably, in

addition to the necessary professional qualifications, e.g. as a

skilled tradesman, engineer or physicist, these impose further

theoretical and practical requirements for a person to be allowed

to work in the nuclear power plant or take on a position of

responsibility.

Rahmen der Berechnungen konnte u. a. die hohe Robustheit des

Sicherheitsbehälters bestätigt werden. Der ermittelte Wert für die

Häufigkeit großer früher Freisetzungen liegt nochmals um ca. drei

Größenordnungen unterhalb des in der PSA der Stufe 1 ermittelten

Wertes für die Kernschadenshäufigkeit.

Nachrüstungen und Anlagenoptimierungen

Als Druckwasserreaktor der Vor-Konvoi-Baulinie verfügt das KWG

(B i l d 4 ) bereits über eine Grundauslegung, die sich durch hohe

Robustheit und Sicherheitsreserven auszeichnet. Im Laufe der Betriebsjahre

wurden zahlreiche Nachrüstungen und Optimierungen

durchgeführt, die jedoch nicht der Beseitigung von Defiziten

hinsichtlich der Schadensvorsorge dienten, sondern vielmehr das

vorhandene Sicherheitskonzept im Sinne der Vorsorge gegen Risiken

im auslegungsüberschreitenden Bereich erweiterten.

Als wesentliche Maßnahmen sind an dieser Stelle die Nachrüstung

eines Schwebstoff- und Jodfilters in das System zur gefilterten

Druckentlastung des Sicherheitsbehälters zu nennen sowie

die Maßnahmen zur sekundärseitigen Druckentlastung und Bespeisung

(SDE), die 3. Netzeinspeisung, die Maßnahmen zur

primärseitigen Druckentlastung und Bespeisung (PDE), die

Nachrüstung von passiven autokatalytischen Rekombinatoren

und die Installation des Probenahmesystems aus dem Sicherheitsbehälter.

Basierend auf den Erkenntnissen aus dem Unfall im japanischen

Kernkraftwerk Fukushima Daiichi wurden weitergehende sicherheitstechnische

Anlagen verbesserungen geplant und durchgeführt.

Auch hierbei handelt es sich nicht um die Behebung von

Auslegungsdefiziten, sondern vielmehr um die Implementierung

zusätzlicher Maßnahmen zur Risikovorsorge.

Neben diesen sicherheitstechnischen Optimierungen wurden im

Laufe der Jahre auch leistungserhöhende Maßnahmen umgesetzt.

Bereits die während der Inbetriebsetzung durchgeführten Messungen

zeigten Leistungsreserven bei den wesentlichen thermohydraulischen

Parametern, sodass jeweils nach Zustimmung

durch die atomrechtliche Aufsichtsbehörde eine thermische Leistungserhöhung

der ursprünglichen Leistung von 3.765 MW im

Jahr der Betriebsaufnahme 1984 auf 3.850 MW im Jahr 1990 und

3.900 MW im Jahr 1999 durchgeführt werden konnte. Im Rahmen

der thermischen Leistungserhöhung wurden wirkungsgradverbessernde

Maßnahmen im Bereich der Turbinen vorgenommen.

Somit verfügt das Kernkraftwerk seitdem über eine

elektrische Bruttonennleistung von 1.430 MW bei einer thermischen

Reaktorleistung von 3.900 MW.

Mit all diesen technischen Verbesserungen, der anforderungsgerechten

Instandhaltung und dem verantwortungsvollen Betrieb

der Anlage ist das Kernkraftwerk heute so sicher und zuverlässig

wie am ersten Tag und darüber hinaus noch leistungsstärker als

zum Zeitpunkt der Inbetriebsetzung.

Fachkunde- und Simulatorschulung

Für den sicheren und erfolgreichen Betrieb des KWG ist gut ausgebildetes

und regelmäßig geschultes Kraftwerkspersonal eine

unabdingbare Grundvoraussetzung – nicht zuletzt aufgrund der

gesetzlichen Anforderungen. Diese sehen nämlich, neben den

erforderlichen berufsfachlichen Qualifikationen z.B. als Fachhandwerker,

Ingenieur oder Physiker, noch weitere theoretische

und praktische Anforderungen vor, damit eine Person im Kernkraftwerk

tätig werden oder sogar Verantwortung übernehmen

kann.

Für Tätigkeiten als „sonst tätiges Personal“ umfasst dies eine nach

Verantwortungsumfang in Stufen gestaffelte Kenntnisvermittlung

der Fachgebiete Betriebskunde, Arbeitssicherheit, Brandschutz

und Strahlenschutz. Für das verantwortliche Schicht personal gibt

es gesonderte Ausbildungspläne zum Fachkundeerwerb und Fachkundeerhalt

sowie, vor Aufnahme der Tätigkeit als Reaktorfahrer

oder Schichtleiter, eine Fachkundeprüfung im Beisein von Behör-

30


VGB PowerTech 5 l 2021

The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours

For staff employed in “other roles”, this includes graded training

courses in operational knowledge, oc-cupational safety, fire protection

and radiation protection, depending upon the level of responsibility

of the role. For supervisory shift personnel there are

separate training schedules for acquiring and maintaining specialist

knowledge and a professional exam in the presence of the authorities

and assessors before starting work as a reactor operator

or shift manager. Finally, the third group of personnel in positions

of responsibility (plant manager, sector or departmental managers)

has to submit a formal certificate of com petence and their appointment

must be approved by the authorities.

As the last of the German plants, Grohnde NPP com missioned its

own nuclear power plant simulator at the Essen Simulator Center

in 2012. Before this, the shift personnel were trained on an old

simulator of the Grafenrheinfeld reference plant. In retrospect,

building the new simulator has really paid dividends – not only

because it gave KWG access to the newest and best simu lator in

Germany, but also because it brought about a perceptible quality

gain for the specialist personnel. This unique training instrument

was particularly valuable for the last generation of trainees, who

learned their skills up until 2017 or requalified as shift manager

representatives in 2019.

In future, as the plant switches from commercial operation to the

dismantling phase (F i g u r e 5 ), the focus will be on health and

safety aspects which include the so-called Tools for Professional

Behaviour. Not only will the number of external contractors increase

but there will simultaneously be a decline in the number of

employees who know their way round a nuclear plant. This will

require constant training and (safety) briefings, which will continue

to be provided by KWG’s training department. On top of this,

the current pandemic is accelerating the development of digital

learning formats and online courses.

de und Gutachter. Als dritte Gruppe hat schließlich das

verantwortliche Personal (Leiter der Anlage, Fach- und Teilbereichsleiter)

vor Übernahme der Leitungs verantwortung der

Aufsichtsbehörde einen formalen Fachkundenachweis vorzulegen

und die Zustimmung der Behörde zur Ernennung einzuholen.

Als letzte der deutschen Anlagen hat das Kernkraftwerk Grohnde

im Jahr 2012 seinen eigenen Kernkraftwerkssimulator im Essener

Simulatorzentrum in Betrieb genommen. Zuvor wurden die Schulungen

des Schichtpersonals an einem älteren Simulator der Referenzanlage

Grafenrheinfeld durchgeführt. Im Rückblick betrachtet

hat sich der Simulatorneubau als großer Gewinn herausgestellt

– nicht nur, weil das KWG damit den neuesten und besten

Simulator in Deutschland nutzen konnte, sondern auch, weil sich

hierdurch ein spürbarer Qualitätsgewinn für das Fachkundepersonal

erzielen ließ. Gerade den letzten Ausbildungsgenerationen,

die bis 2017 ihre Fachkunde erworben haben bzw. 2019 noch

zu Schichtleitervertretern nachqualifiziert wurden, hat dieses

einmalige Ausbildungsinstrument herausragende Dienste erwiesen.

Ein kommender Schwerpunkt für die Wandlung vom Leistungsbetrieb

zum Rückbau (B i l d 5 ) wird die Vermittlung von Arbeitssicherheitsthemen

wie z.B. den Werkzeugen des professionellen

Handelns sein. Die Zahl der Mitarbeiter von Fremdfirmen wird

erstens zunehmen, zweitens werden zukünftig immer weniger

Mitarbeiter mit den besonderen Gegebenheiten einer nuklearen

Anlage vertraut sein. Hier entsteht also ein stetiger Bedarf an

Kenntnisvermittlungen und (Sicherheits-) Unter weisungen, welcher

den Schulungsbetrieb im KWG weiterhin beschäftigen

wird. Darüber hinaus be schleunigt die aktuelle Pandemie auch

Entwicklungen hin zu digitalen Lernformaten und Online-Schulungen.

Fig. 5. Grohnde nuclear power plant. Loading of a Castor ® cask

at the Grohnde nuclear power plant.

Bild 5. Kernkraftwerk Grohnde. Beladung eines Castor ® -Behälters im Kernkraftwerk Grohnde.

(Foto: Bernhard Ludewig).

Radiation protection and discharge values

Right from the start of the design stage, great importance was attached

to radiation protection aspects, in order to minimise radiation

exposure associated with the plant.

Accordingly, structural radiation safety was taken into account

with concrete shielding and the spatial separation of components.

Strahlenschutz und Abgabewerte

Bereits bei der Auslegung der Anlage wurde den strahlenschutztechnischen

Gesichtspunkten zur Dosisminimierung eine

große Bedeutung beigemessen.

Dem baulichen Strahlenschutz wurde mit Beton abschirmungen

und der räumlichen Trennung von Komponenten entsprechend

Rechnung getragen.

31


The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours VGB PowerTech 5 l 2021

These structural measures, the radiation protection measures applied

during planning and execution of maintenance work and

consistent personal dose monitoring using the PADE dosimetry

system serve to keep both individual and collective doses of inhouse

and external personnel at a low level.

Radiation protection measuring technology has been continually

replaced, improved and expanded over the years, in order to comply

with the current regulations and the state of the art.

For example, the CeMoSys (Centralized Monitoring System)

monitors the measurement of personal con tamination using

whole-body monitors directly at the exit from the controlled

area.

The nuclear power plant operates an environmental monitoring

laboratory, together with a measuring vehicle with all the latest

equipment, to carry out measuring programmes in the surrounding

area.

In terms of discharge values, radioactive discharges from the nuclear

power plant only account for a very small percentage of the

authorised limits. The calculated maximum radiation dose to the

public resulting from discharges is well below 10 microsieverts

(μSv) per calendar year. This is well below the annual effective

radiation exposure in Germany, which ranges from 1 mSv to 10

mSv a year, depending upon where people live, as well as dietary

and lifestyle factors.

International exchange of experience

Grohnde NPP has always advocated a successful exchange of information,

and not only in Germany. In addition to the standardised

exchange of information via WANO (World Association of

Nuclear Operators) and the IAEA (Inter national Atomic Energy

Agency of the UN), it also maintained relationships with nuclear

power plants in other countries.

Good examples of this are the collaboration with the Spanish nuclear

power plant Trillo and the Brazilian nuclear power plant Angra

2. The KWU plants in those locations are very similar to the

pre-convoy design and are of approximately the same age

as Grohnde. These commonalities form the basis for an effective

exchange of experience, especially in the area of nuclear safety,

operating experience, simulator usage, support during commissioning

and the management of ageing. Various bilateral visits and

meetings were held in these areas within the framework of

the VGB.

In addition to this, Grohnde NPP took part in the EU’s so-called

“twinning programme” at the start of the 1990s with the aim of

fostering cooperation between West European and East European

nuclear power plants. To this end, an initial meeting was organised

with representatives from the Slovakian Bohunice nuclear

power plant in November 1991 and, in September 1993, a partnership

agreement was signed with the Ukrainian Jushno-Ukrainsk

nuclear power plant. Since then, reciprocal specialist working visits

have taken place at regular intervals. Despite the EU ending the

official twinning programme, Grohnde continued the sometimesbiannual

information exchange with Bohunice and Jushno-

Ukrainsk until 2010. During this period, friendly links, which went

far beyond purely technical exchanges, were established between

the sites.

As part of the BMU/GRS project on the “Evaluation and utilisation

of operating experience from events in East European nuclear

power plants”, KWG repeatedly participated with contributions to

workshops both in Kiev and also in Berlin and Cologne. These

events were attended in each case by up to 20 representatives from

Russian and Ukrainian supervisory authorities and from various

nuclear power plant sites.

In the last 10 years, Grohnde’s international activities have been

restricted to participating in WANO peer reviews, workshops and

technical support missions.

Mit diesen baulichen Merkmalen, den getroffenen Strahlenschutzmaßnahmen

im Rahmen der Planung und Durchführung von Instandhaltungstätigkeiten

sowie der konsequenten Personendosisüberwachung

mit dem Dosimetriesystem PADE können sowohl

Individual- als auch die Kollektivdosen des Eigen- und Fremdpersonals

auf einem geringen Niveau gehalten werden.

Die Strahlenschutzmesstechnik wurde im Laufe der Jahre zur Einhaltung

der aktuellen Regelwerke und des Standes von Wissenschaft

und Technik kontinuierlich erneuert, verbessert und erweitert.

So kann beispielsweise mithilfe von CeMoSys (Centralized Monitoring

System) bei der Messung mit Ganzköpermonitoren die Personenkontamination

direkt am Kontrollbereichsausgang überwacht

werden.

Für die Durchführung von Messprogrammen in der Umgebung

betreibt das Kernkraftwerk ein Umgebungsüberwachungslabor

nebst einem modern ausgestatteten Messfahrzeug.

Hinsichtlich der Abgabewerte liegt der prozentuale Anteil an den

genehmigten Grenzwerten der Aktivitätsableitung des Kraftwerks

auf einem sehr niedrigen Niveau. Die aus den Ableitungen resultierende,

rechnerisch ermittelte maximale Strahlenexposition für

die Bevölkerung liegt hierbei weit unterhalb von 10 Mikrosievert

(μSv) pro Kalenderjahr. Dies liegt weit unterhalb der jährlichen

effektiven Strahlenexpositionsdosis in Deutschland, die pro Jahr,

je nach Wohnort, Ernährungs- und Lebensgewohnheiten, von 1

Milli sievert bis zu 10 Millisievert reicht.

Internationaler Erfahrungsaustausch

Das Kernkraftwerk Grohnde hat sich stets für einen erfolgreichen

Erfahrungsaustausch nicht nur in Deutschland eingesetzt. Neben

dem standardisierten Informationsaustausch über die WANO

(World Association of Nuclear Operators) und die IAEA (International

Atomic Energy Agency der UN) wurden auch Beziehungen

zu Kernkraftwerken in anderen Ländern unterhalten.

Gute Beispiele hierfür sind die Zusammenarbeit mit dem spanischen

Kernkraftwerk Trillo und dem brasilianischen Kernkraftwerk

Angra 2. Die dortigen KWU-Anlagen sind sehr nah am Vor-

Konvoi-Design und weisen in etwa das gleiche Alter wie Grohnde

auf. Eben diese Gemeinsamkeiten bilden die Basis für einen

effektiven Erfahrungsaustausch vor allem im Bereich der Kerntechnischen

Sicherheit, der Betriebs er fahrungen, der Simulatornutzung,

der Unterstützung bei der Inbetriebsetzung und des

Alterungs managements. Hierzu fanden verschiedene Treffen und

Besuche auf bilateraler Ebene und im Rahmen des VGB statt.

Darüber hinaus nahm das Kernkraftwerk Grohnde Anfang der

1990er-Jahre am so genannten Twinning-Programm der EU teil, das

die Zusammenarbeit zwischen west- und osteuropäischen Kernkraftwerken

förderte. Dazu wurden im November 1991 ein erstes

Treffen mit Vertretern des slowakischen Kernkraft werkes Bohunice

organisiert und im September 1993 ein Partnerschaftsvertrag mit

dem ukrainischen Kernkraftwerk Jushno-Ukrainsk abgeschlossen.

Seitdem fanden in regelmäßigen Abständen gegenseitige Arbeitsbesuche

von Spezialisten statt. Trotz Beendigung der offiziellen Twinning-Programme

seitens der EU pflegte Grohnde mit Bohunice und

Jushno-Ukrainsk den bis zu zweimal jährlich stattfindendem Informationsaustausch

bis ins Jahr 2010 weiter. Während dieser Zeit haben

sich freundschaftliche Bindungen zwischen den Standorten

entwickelt, die über den rein technischen Austausch hinausgehen.

Im Rahmen des BMU/GRS-Projektes zum Thema „Auswertung und

Nutzung von Betriebserfahrungen aus Ereignissen in osteuropäischen

Kernkraftwerken“ hat das KWG wiederholt mit Beiträgen an

Workshops sowohl in Kiew als auch in Berlin und Köln teilgenommen.

An diesen Veranstaltungen waren jeweils bis zu 20 Mitarbeiter

von russischen und ukrainischen Aufsichtsbehörden sowie

von verschiedenen Kernkraftwerksstandorten beteiligt.

In den vergangenen 10 Jahren haben sich die internationalen Aktivitäten

von Grohnde dann auf die Teilnahme an WANO Peer Reviews,

Workshops und Technical Support Missions beschränkt.

32


VGB PowerTech 5 l 2021

The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours

Fig. 6. Grohnde nuclear power plant. View across the Weser river.

Bild 6. Kernkraftwerk Grohnde. Standrotansicht mit Blick über die Weser.

Dialogue with the public

In line with the phase-out of nuclear energy in Germany, Grohnde

NPP will cease commercial operation at the end of this year. As a

responsible nuclear power plant operator, PreussenElektra GmbH

is already planning the decom missioning of the power plant and

will dismantle it just as prudently and carefully as it has operated

it these last 40 years.

Grohnde NPP (F i g u r e 6 ) was and continues to be subject to

public scrutiny. In this regard, PreussenElektra’s transparent

information policy, which it still practices today, has proven itself

again and again. It is based on regular conversations with political,

industrial and media representatives as well as on many different

kinds of communication materials for different occasions and target

groups. This communication strategy has enabled PreussenElektra

to maintain trust and, at the same time, strengthen the

reputation of its nuclear power plants. PreussenElektra will continue

to employ this tried and tested strategy during the dismantling

of all its sites.

l

Dialog mit der Öffentlichkeit

Im Rahmen des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschland wird

das Kernkraftwerk Grohnde den Leistungsbetrieb Ende dieses Jahres

einstellen. Als verantwortungsvoller Kraftwerksbetreiber hat

die PreussenElektra GmbH die Stilllegung des Kraftwerks bereits

heute im Blick und wird die Anlage ebenso umsichtig und sorgfältig

zurückbauen, so wie sie diese knapp 40 Jahre lang betrieben hat.

Das Kernkraftwerk Grohnde (B i l d 6 ) stand und steht immer wieder

im Blickpunkt des öffentlichen Interesses. Dabei hat sich die

bis heute praktizierte transparente Informationspolitik der PreussenElektra

stets bewährt. Diese beruht auf regelmäßigen Gesprächen

mit Vertretern aus Politik, Wirtschaft und Medien sowie auf

verschiedensten Kommunikationsmaterialien für unterschiedliche

Anlässe und Zielgruppen. Mit dieser Kommunikationsstrategie

hat die PreussenElektra nachhaltig dafür gesorgt, Vertrauen zu

schaffen und gleichzeitig das Ansehen ihrer Kraftwerksstandorte

zu stärken. Dieses bewährte Vorgehen wird die PreussenElektra

auch während des Rückbaus all ihrer Standorte beibehalten. l

Authors/Autoren

FIND Matthias & GET Domnick FOUND! POWERJOBS.VGB.ORG

Sebastian von Gehlen

Stephan Kunze

Gerald Schäufele

Dietmar Schütze

Ralf Südfeld

Kernkraftwerk Grohnde, Kraftwerksgelände

Emmerthal, Germany/Deutschland

ONLINE–SHOP | WWW.VGB.ORG/SHOP

JOBS IM INTERNET | WWW.VGB.ORG

33


VGB-FACHTAGUNG | VGB CONFERENCE

INSTANDHALTUNG IN KRAFTWERKEN 2021

mit Virtueller OnLine Fachausstellung

MAINTENANCE IN POWER PLANTS 2021

with virtual online technical exhibition

23. und 24. Juni 2021 | 23 and 24 June 2021

Live & OnLine

Die VGB-Fachtagung „Instandhaltung in Kraftwerken 2021

findet am 23. und 24. Juni 2021 statt.

Aufgrund der noch immer anhaltenden Corona-Situation haben

wir uns dazu entschieden die Veranstaltung nicht, wie geplant, als

Präsenzveranstaltung, sondern Live & OnLine durchzuführen.

Der wirtschaftliche Ausblick auf die konventionelle Kraftwerksflotte

in Deutschland hat sich – gegenüber den letzten Konferenzen –

nur gering fügig entspannt. Einige Standorte haben trotz dessen in

diesem doch nun schon lange andauernden Marathon wirtschaftlich

und technisch den Betriebserfolg nicht mehr darstellen können;

für sie wurden Stilllegungsentscheidungen getroffen.

Dem aktuellen Thema „Instandhaltung unter Pandemiebedingungen“

werden wir mit den Plenarvorträgen mit anschließender

Podiums diskussion Rechnung tragen.

Zunehmend wichtig wird die Vorbereitung der letzten produktiven

Betriebsphase für auszusteuernde Anlagen, sowie die Vorbereitung

und die Durchführung der Außerbetriebnahme. Ausführliche

Berichte über Vorgehen werden mit Praxisbeispielen untermauert.

Es gilt aber nicht nur das Augenmerk auf die Anlage, sondern

auch auf das Betriebs- und Instandhaltungspersonal zu legen. In

einer sich zurückentwickelnden Branche ist es umso wichtiger jungen

Beschäftigten eine spannende und gesicherte Perspektive zu

bieten, damit das nötige Knowhow und das Qualitätsbewusstsein

bis zum letzten Betriebstag bzw. für zukünftige andere Aufgaben

in der Kraftwerksinstandhaltung erhalten bleibt.

Aber auch die traditionellen Themen, ergänzt mit innovativen

Technologien, sollen nicht zu kurz kommen. Interessante Einzelmaßnahmen,

Prozess-Optimierungen an verschiedenen Standorten

sowie innovative Instandhaltungskonzepte werden für jeden interessante

Anregungen bieten.

Unsere Aussteller präsentieren sich in der begleitenden Virtuellen

OnLine Fachausstellung. Mit den Spezialisten der Aussteller bietet

sich allen Teilnehmenden eine gute Gelegenheit, geschäftliche

Kontakte herzustellen oder zu vertiefen, weitere Diskussionen mit

Vortragenden anzugehen und über verschiedene Aspekte und aktuelle

Fragen zum Thema Instandhaltung zu diskutieren. Um diesem

besonderen Austausch einen größeren Rahmen zukommen zu

lassen haben wir auf dieser Konferenz einen größeren Zeitblock

dafür reserviert.

TAGUNGSPROGRAMM

CONFERENCE PROGRAMME

(Änderungen vorbehalten/Subject to changes)

MITTWOCH, 23. JUNI 2021

WEDNESDAY, 23 JUNE 2021

09:45 Begrüßung und Eröffnung

Welcome and opening

Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover

10:00

P1

10:30

P2

11:00

P3

Instandhaltung unter Pandemiebedingungen

aus Sicht der Betreiber

Maintenance under pandemic conditions

from the operator’s point of view

Instandhaltung unter Pandemiebedingungen

aus Sicht der Servicefirmen

Maintenance under pandemic conditions

from the service companies’ point of view

Podiumsdiskussion zu P1 und P2

Panel discussion on P1 and P2

Moderation: Dr.-Ing. Bernhard Leidinger,

leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr

12:00 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung

Break, Visit of the virtual exhibition

Moderation: Dr. Thomas Porsche,

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz

13:30

V1

14:00

V2

Die VGB-TW 530 „Empfehlungen zum Betrieb und

zur Überwachung von Kesselumwälzpumpen“ –

Stand der Lernkurve bei der Instandhaltung

VGB-TW 530 “Recommendations for the operation and

monitoring of boiler circulation pumps” –

Status of learning curve in field maintenance

Dipl.-Ing. Ralf Nothdurft,

EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart,

Dr.-Ing. Ralf Mohrmann, RWE Power AG, Essen

Sicherung qualifizierter Prüfprogramme für

Kesselsysteme durch Online- und Offline-

Lebensdauerberechnung

Securing qualified test programs for boiler systems by

means of online and offline life time calculations

Dipl.-Ing. (FH) Thomas Hauke,

Dipl.-Ing. (FH) Peter Jentsch,

Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html


14:30

V3

15:00

V4

15:30

bis

17:00

08:30

V5

09:00

V6

09:30

V7

10:00

V8

Neuberohrung der Maschinenkondensatoren am

500-MW-KW-Block

Re-tubing condenser of a 500 MW power plant

Mario Baer, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Boxberg,

mgr inż. Kazimierz Ruszniak,

Energoremont Sp. z o.o., Krasxnystaw/Poland

Ingo Marx, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz

Ablösung der Turbinen- und Ertüchtigung

Hauptleittechnik am 920-MW-Kraftwerksblock

Lippendorf

Replacement of the turbine instrumentation and control

system and Upgrade of the main control system at the

920 MW Unit of the Lippendorf power plant

Jan Ziersch, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Lippendorf,

Ulf Altmann, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Schwarze

Pumpe, Markus Wichert, Siemens Energy, Erlangen

Es ist Zeit für die virtuelle Fachausstellung!

It is time for the virtual exhibition!

DONNERSTAG, 24. JUNI 2021

THURSDAY, 24 JUNE 2021

Moderation: Dipl.-Ing. (FH) Thomas Dimter,

SWM Services GmbH, München

Instandhaltung im Elektrofilter ermöglicht

Verbesserung von Abscheidungswerten

Maintenance in the Electrostatic Precipitator

enables Improvement of Precipitation Rates

Dr. Josef von Stackelberg,

Rico-Werk Eiserlo & Emmrich GmbH, Tönisvorst

Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch

innovative Schichtsilikat-basierte Schmierstoffadditive

Longer Lifetime and Higher Efficiency through

Innovative Phyllosilicate-based Lubricant Additives

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

REWITEC GmbH, Lahnau

Zugesetzte Rohrbündelwärmeübertrager mit

wirtschaftlichem Aufwand und geringen

ökologischen Folgen retten – Wie?

Saving used shell and tube heat transmitters with

economic effort and low ecological consequences –

How?

Dipl.-Ing. Hans-Jürgen Kastner,

Umwelt-Technik-Marketing, Brake

Erfahrungen Flanschreparatur und Upgrade /

Einsatz von Hochleistungsdichtungen mit definierten

Funktionseigenschaften für kritische Anwendungen

Experience in flange repair and upgrade /

use of high-performance seals with defined functional

properties for critical applications

Thomas J. Ritter, Technetics Group, Neuss

10:30 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung

Break, Visit of the virtual exhibition

Moderation: Dipl.-Ing. Ralf Görs,

Stadtwerke Rostock AG, Rostock

11:00

V9

11:30

V10

12:00

V11

Konservierung eines wassergekühlten

Dampfturbinenkondensators bei

Schnellstartbereitschaft

Long term conservation of a water cooled turbine

condenser with quickstart ability

Dipl.-Ing. (FH) Christof Fischer,

Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Mainz,

Dipl.-Ing. Wolfgang Czolkoss,

VGB PowerTech e.V., Essen

Korrosion unter Isolierung mit Beschichtungen

vermeiden

Reduce occurence of CUI with coating systems

Andreas Hoyer,

International Farbenwerke GmbH, Hamburg

Neue hygienische Anforderungen an Betrieb

und Instandhaltung von Kühltürmen und

Kühlwassersystemen

New hygienic requirements for operation

and maintenance of cooling towers

and cooling water systems

Dipl.-Ing. Wolfgang Czolkoss,

VGB PowerTech e.V., Essen

12:30 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung

Break, Visit of the virtual exhibition

Moderation: Burkhard Cramer,

PreussenElektra GmbH, Hannover

14:00

V12

14:30

V13

15:00

V14

Anforderungen an Instandhaltungsbetriebe im

Zeitalter der Digitalisierung

Requirements for maintenance organizations

due to digitalization

Dipl.-Ing., Dipl.-Wirt.-Ing. Norman Barnekow,

Geschäftsführer SolutiCon GmbH & Co. KG,

Bad Soden am Taunus

Digitaler Zwilling für den Inspektionsprozess

eines Zellenkühlturms

Digital Twin for the inspection process

of a cell cooling tower

M.Sc. Steffen Kunnen, Universität Duisburg-Essen,

Duisburg, Dr. Alfred Heimsoth, keytech Software

GmbH, Recklinghausen, Dr. Karsten Grasemann, Aero

Solutions SAS, Oberhausen, Prof. Dr. Arun Nagarajah,

Universität Duisburg-Essen, Duisburg

Digitalisierung und Schmierstoffanalysen –

Condition Monitoring von Turbinen

Digitalization and lubricant analyses –

Condition Monitoring of turbines

Stefan Mitterer, Michael Linnerer,

OELCHECK GmbH, Brannenburg

15:30 Schlussworte

Closing words

Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover

15:45 Ende der Veranstaltung

End of the event

Aktuelle Informationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:

‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html


VGB CONFERENCE

INSTANDHALTUNG

IN KRAFTWERKEN

MAINTENANCE

IN POWER PLANTS

INFORMATIONEN ZUR VERANSTALTUNG

TAGUNGSORT

Live & OnLine

KONFERENZSPRACHE

Die Konferenzsprachen sind Deutsch und Englisch.

FACHAUSSTELLUNG | ONLINE

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen

Angela Langen

Tel.: +49 201 8128-310

E-Mail: angela.langen@vgb.org

ONLINEANMELDUNG

L www.vgb.org/instandhaltung_kraftwerken2021.html

TEILNAHMEBEDINGUNGEN

VGB-Mitglieder € 450,00

Nichtmitglieder * € 590,00

Hochschule, Behörde, Ruheständler € 180,00

* Auf Wunsch unterbreiten wir Ihnen gerne ein Angebot für eine VGB-

Mitgliedschaft. Bitte sprechen Sie uns an. Informationen hierzu können

Sie vorab unserer Website entnehmen

L www.vgb.org/mitglied_werden.html

Die Teilnehmergebühren sind mehrwertsteuerfrei.

Die Teilnahmegebühren schließen das Tagungsprogramm inkl. Teilnehmerverzeichnis

und den Tagungsband ein.

Für Teilnehmende von Unternehmen mit Sitz in einem Mitgliedsland der

Europäischen Union außerhalb von Deutschland ist zum Zwecke einer

korrekten Rechnungslegung die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikations-

Nummer (Value-Added-Tax) zwingend erforderlich. Fehlt diese Angabe,

ist die Annahme der Anmeldung nicht möglich.

Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:

Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00

Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %

Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.

TAGUNGSUNTERLAGEN/VERÖFFENTLICHUNGEN

Ein Tagungsprogramm inklusive Teilnehmerverzeichnis sowie ein

Tagungsband werden den Teilnehmern zur Verfügung gestellt.

Die Vorträge stehen den Teilnehmenden ab dem 25. Juni 2021 auf der

VGB-Web site zum Download zur Verfügung. Der Hinweis hierzu erfolgt

im Tagungsprogramm.

PRACTICAL INFORMATION

VENUE

Line & OnLine

CONFERENCE LANGUAGE

The conference languages are German and English.

TECHNICAL EXHIBITION | ONLINE

VGB PowerTech Service GmbH

Deilbachtal 173

45257 Essen, Germany

Angela Langen

Tel.: +49 201 8128-310

E-mail: angela.langen@vgb.org

ONLINE REGISTRATION

L www.vgb.org/en/instandhaltung_kraftwerken2021.html

ATTENDANCE FEES

VGB-Members € 450.00

Non-Member * € 590.00

University, public authorities, retired € 180.00

* We will be pleased to submit an offer for a VGB membership on request.

Please contact us. You can find information on this in advance

on our website:

L www.vgb.org/en/becoming_a_member

The attendance fees are VAT free.

The attendance fees include the conference programme and participation

lists well as lectures.

For participants of companies based in a member state of the European

Union outside of Germany, the indication of the value added tax identification

number (Value-Added-Tax) is mandatory for the purpose of correct

accounting. If this information is missing, acceptance of the registration is

not possible.

The following processing fees will be charged for cancellation of the

registration:

Up to 14 days prior to the conference € 50.00

Within 14 days prior to the conference 100 %

Only written cancellations are accepted.

CONFERENCE DOCUMENTS/PUBLICATIONS

A conference programme, including a list of participants as well as the

conference proceedings, will be made available for the participants.

The lectures will be available for download on 25 June 2021 on the

VGB website. The information will be printed in the conference programme.

Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH

ONLINE REGISTRATION & INFORMATION

L www.vgb.org/instandhaltung_kraftwerken2021.html

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

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


VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

Quo vadis, grid stability?

Challenges increase as generation

portfolio changes

Kai Kosowski and Frank Diercks

Kurzfassung

Quo vadis, Netzstabilität?

Herausforderungen wachsen mit der

Veränderung des Erzeugungsportfolios

Das Stromerzeugungsportfolio im deutschen

Hochspannungs-Übertragungs- und Verteilnetz

verändert sich seit 2011 ständig. Nach mehreren

Jahrzehnten mit einer relativ konstanten

Segmentierung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast

und einem entsprechend darauf ausgelegten

Kraftwerkspark haben sich in den letzten 10

Jahren deutliche Veränderungen ergeben. Als

wichtiges Ergebnis der sogenannten Energiewende,

die 2011 mit der Abschaltung der ersten

deutschen Kernkraftwerke (KKW) nach dem

Reaktorunfall in Fukushima begann, werden

die letzten KKWs bis Ende 2022 endgültig vom

Netz gehen.

Das Kohleausstiegsgesetz vom 8. August 2020,

eine weitreichende Änderung mit Bedeutung

für die Energiewirtschaft in Deutschland, verlangt

die Abschaltung aller Kohlekraftwerke bis

spätestens 2038.

Spätestens ab diesem Zeitpunkt wird es im

deutschen Kraftwerkspark keine großen, induktiven

Kraftwerke zur Erzeugung von

Grundlast mehr geben.

l

Authors

Dr. Kai Kosowski

Systems Engineering and Safety Analyses

Frank Diercks

Systems Engineering and Safety Analyses

PreussenElektra GmbH

Hannover, Germany

Introduction

The power generation portfolio in the German

high voltage transmission and distribution

system has been constantly changing

since 2011. After several decades with

relatively constant segmentation into base-

, medium- and peak-load and a power plant

park designed accordingly for these purposes,

significant changes have occurred in

the last 10 years. As an important result of

the so-called Energiewende 1 , starting in

2011 with the shutdown of the first German

nuclear power plants (NPP) after the reactor

accident in Fukushima, the last NPPs

will go eventually offline by the end of

2022.

The Coal Phase-Out Act of August 8th,

2020, a far-reaching edit with significance

for the energy industry in Germany, requires

the shutdown of all coal-fired power

plants by 2038 at the latest.

From this point in time at the latest, there

will be no large, inductive power plants for

generating base load in the German power

plant park.

Basic mechanism for a stable

electrical power grid

The electrical power grid is stable when

generation and consumption are balanced

within the overall system. Excess electrical

energy cannot be stored directly, and the

grid itself cannot store any energy. Generated

electricity needs to be consumed instantaneously.

Indirect storage in pumped

hydroelectric energy storage, battery storage

systems, or by other storage technology

are possible in principle, but are only

implemented to a limited extent in today’s

electricity supply system [1].

The biggest Battery Energy Storage System

(BESS) in central Europe is in Jardelund/

Germany close to the German offshore

wind farms in the North Sea. The BESS

Jardelund has a power of 48 MW, fully

charged, and provides 50 MWh of energy

before needing to be recharged [2]. In

comparison to the power class of a

conventional 1,100 MW coal-fired power

plant or even a 1,300 MW NPP, the capacity

of BESS Jardelund would be exhausted after

2 min 44 sec of the coal-fired power

plant respectively after 2 min 18 sec of the

NPP full load operating time.

In principle, BESS could make a contribution

to storing energy resulting from excess

generation by renewables. A review of energy

storage technologies in cooperation

with wind farms is given by Rabiej [3].

Many publications are produced around

the globe which investigate the potential

contribution of BESS. Those BESS

should be used to enhance the stability

of the power grid, ensuring system reliability,

increased grid flexibility, and to

make further expansion of renewable energy

possible – all in regard to the changing

electricity market’s growing influence

of renewables [2, 4, 5, 6]. The application

of BESS is promising, but still at a

deployment level in terms of maturity,

power spectrum and recharge/discharge

capa city [7, 8].

A brief assessment of the power spectrum

illustrates the current situation of BESS:

the annual total net generation in Germany

in 2018 was 592.3 TWh [9], which means

an average net generation of about 1.6 TWh

on a daily basis is required, orders of magnitudes

greater than the storage capacity of

the largest European BESS Jardelund. The

prognoses of storage requirements in Germany

vary widely from only 2 8 TWh up to

61 TWh in [10], 16 TWh in [11] 3 , and

22 TWh in [12] or even 80 TWh in [13] depending

on the deployment level of renewables.

It is questionable if studies offering

lower capacity prognoses have considered

that weather phenomena like the Dunkel-

1

German energy transition.

2

Even the smallest prognose 8 TWh storage capacity

means unbelievable 160,000 times the

BESS Jardelund.

3

Authors of [11] are assigned to the affirmatives

of the energy transition. It is noteworthy

that they deny explicitly the statements made

in [12]. The smaller numbers were obtained

since curtailment of renewables has also been

considered but not in [12]. In that case, the

comparison is hampered.

37


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

National demand in GW

60

50

40

30

20

10

Total demand

Peaking

Load cycling and

Baseload

40

35

30

25

20

15

10

5

Total demand

Solar

Wind

Residual demand

0

0

0 3 6 9 12 15 18 21 24 0 3 6 9 12 15 18 21 24

Time of day in h

Time of day in h

Fig. 1. Covering daily demand before appearance of renewables (left), coping with renewables with leftover demand [19].

flaute 4 will never occur with fully charged

batteries, which would additionally increase

required demand.

Cost estimates are given in [17] referenced

in [16] and can be projected to 750 Euro

per kWh capacity in 2020, to 300 Euro per

kWh in 2030 and to 150 Euro per kWh in

2050 due to economies of scale. With today’s

prices, the commission of the smallest

storage capacity (8 TWh) would cost 6

trillion (10 12 ) Euro, operational costs

excluded. These enormous costs must be

additionally associated with the comparably

short lifetime of BESS, approximately

10 years (see i.e. [18]).

Currently, the only mature, fully commercialized

energy storage technology within

a seriously considered power is pumped

hydroelectric energy storage. Disadvantages

in comparison to other generating

units is, that they turn to consumers

when it is necessary to recharge their upper

located water reservoirs; in contrast,

they have no fuel costs except the power

needed for pumping mode. Thus, economical

aspects come into play regarding

variable costs.

Particularly in Germany with its northsouth

divide of coast and mountains,

pumped hydroelectric energy storages appear

in the south by reason of necessary

geodetical height, whereas wind farms are

in the flat northern countryside, or offshore,

along the coast, with enhanced upstream

flow conditions due to the lack of

mountainous “obstacles.”

In addition, there is another relevant

north-south divide in Germany 5 in terms of

4

Dunkelflaute is a compound German word

combining “Dunkelheit” (darkness) and

“Windflaute” (little wind). It is used in the

context of energy sector and describes periods

when solar and wind power generation is very

low. In Germany a Dunkelflaute may last about

2 weeks, particularly in winter season. Reference

is given i.e. to [14] and [15].

5

There are a lot of north-south divides in Germany

but that is beside the topic.

high industrialization in the south (and

west) and the northern regions, generally

characterized as more rural and agricultural.

Thus, in the south, pumped hydroelectric

energy storage predominates near

huge industrial consumers. In the north,

wind farms (particularly those located offshore)

tend to be further from load centers.

In today’s overall climate of expansion of

energy storage systems, the introductory

statement remains valid: generated electricity

needs to be consumed instantaneously.

From a technical point of view, the power

balance is maintained when the grid frequency

is kept within a very narrow range

around the setpoint of 50 Hz. If consumption

exceeds generation, energy is withdrawn

from the rotating generators of the

power plants, and consequently grid

frequency drops, with the obverse true if

generation exceeds consumption. Control

systems must have access to controllable

power generating units or controllable

consumption devices in order to be able to

return the current imbalance in a targeted

manner [1].

The scale-pan of consumption is characterized

by the day-to-day constant consumer

load profile for ordinary working or weekend

days with seasonal and predictable

long-term fluctuations over decades. At

times, special events take place and characterize

the consumer load profile differently

to the ordinary day (viz., the “roast goosepeak”

or the “church attendance-sink” at

Christmas or the finale of a soccer game

with German participation). These events

are singular, predictable, and therefore

easy to handle for the control systems in

charge of the operational readiness of additional

generating units, if available in the

system.

The scale-pan of power generation tends to

follow suit regarding the consumer energy

demand profile illustrated in F i g u r e 1. In

previous decades, prior to the growth of

renewable energy, (left-hand side of F i g -

u r e 1 ), the power supply was divided into

the three categories: 24 h night and day

base load, load following during daytime,

and peak load for a short daily period 6 .

The electrical power generation system

consists of a range of units utilizing varying

fuel sources for electrical generation, up to

and including auxiliary power for pumped

hydroelectric energy storage used for recharging.

In balancing generation and demand,

it is customary to operate the generating

units in that sequence to minimize

overall operating costs. Therefore, the generating

units with the lowest marginal production

costs are operated at full load as

long as possible to cover the baseload.

Generating units with higher marginal production

costs are operated with changing

electrical output to match generation with

residual demand beyond baseload. The

generating units with the highest marginal

production costs are only operated during

day peaks, with pumped hydroelectric energy

storage having recharged upper water

reservoirs during low price base load periods.

This cost-optimal employment sequence

of the generating units is known as

merit order.

All available generating units are sorted in

ascending order according to calculated

marginal costs, and plotted against the cumulative

installed electrical power, see

F i g u r e 2 . Current demand indicates the

generating unit which must be employed.

It then becomes the marginal power plant

with the highest current costs. The left

panel in F i g u r e 2 shows sorted generating

units covering demand with the market-clearing

price of the marginal power

plant. The units indicated to the right of

the current demand are not requested,

since demand is already covered, and they

cannot provide power for price. Generating

units with marginal production costs that

are lower than the market-clearing price

benefit from earning incremental reve-

6

For example, at the early evening homecoming

from work but with still running and power

consuming industry.

38


Demand

VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

Marginal costs in €/MWh

Market price

Marginal costs in €/MWh

Merit order effect of renewables

New market price

Renewables

Demand

Capacity forced out

Capacity in GW

Capacity in GW

Nuclear Lignite Hard coal Natural gas Oil

Fig. 2. Principle of merit order in former times without renewables (left) and with must-run renewables (adapted from [21]).

nues, which contribute to their fixed costs.

The marginal power plant is only able to

cover its variable operating and maintenance

costs [20].

With the deployment of renewable technologies,

the merit order of generating

units is no longer driven by economic aspects.

The legal framework for the expansion

of renewable energies in Germany is

found in the Renew able Energy Sources

Act [22]. On one hand, it regulates the priority

supply of electricity from renewable

sources into the power grid. On the other,

the law determines a guaranteed feed-in

remuneration for renewables which elevates

them to a special status. Whenever

wind is blowing or the sun is shining, the

operators can feed into the power grid,

without caring whether it is needed. The

status of renewables can be described as

“must-run” 7 in the merit order.

The “must-run” renewables with marginal

costs near zero are sorted at the beginning

of the ascending order and shift the whole

conventional fleet of generating units to

the right side of the diagram (right panel in

F i g u r e 2 ). Due to the reduced residual

demand covered by the conventional fleet

(F i g u r e 1 , right-hand side), the threshold

for the last generating unit to be requested

will be a cheaper one than in the

previous example. The previous marginal

power plant, suffering from low capacity, is

forced out of the market, with the units

represented on the right coming into play

with increasing rarity. With fewer operational

hours of the units forced out, fuel

costs per MWh rise, which make requests

for reemergence into the market even more

difficult.

Ultimately, it is always a matter of costs,

and, finally, if one may ruminate with a

7

The term “must-run” is not yet correct. The

privilege has been abridged by an amendment

of the Renewable Energy Sources Act. More

information will be provided in a further chapter

about misalignments.

soupçon of bemusement, a matter of soothing

the green conscience. At first glance,

nature seems to provide that much-vaunted

win-win situation: the sun is shining, the

wind whips round the blades of windmills,

and costs are nil. Current demand should

thus dictate that expensive gas-fired power

generation be forced out by renewables,

which then engenders a reduction of

wholesale power prices, which in turn has a

negative impact on the profitability of conventional

power plants [23]. Thus, the

cheaper generating units on the left-hand

side must content themselves with lower

incremental revenues. This is known as the

merit order effect of renewables. The matter

of minimizing costs would seemingly

appear to be settled. Furthermore, as fossilfired

generating units are forced out of the

market, societal awareness of the environment,

specifically of sustainable concepts

fomented to combat climate change, and

governmental strategies designed to reduce

carbon emissions, are on the ascent. The

matter of the soothing of the green conscience

might also seem to be covered, but

in truth this mollification is easier pontificated

than achieved.

The main issue that counteracts the winwin-consideration

is that renewables have

largely intermittent output with limited

predictability, a result not correlated with

variations in electricity demand [19], if so,

it is pure coincidence. To posit these realities

within the cant of pragmatic resignation,

consider this idiom: “When wind is

there, it’s there:” [24]. Rather than steadying

supply, renewables disturb efforts to

maintain grid frequency stability due to

their unreliability – forecast deviations preclude

the energy from being dispatched.

The supply curve increases and decreases

depending upon climatological conditions.

The greater the penetration of renewables,

the larger the shift in the supply curve, coupled

with a rise in price volatility [20].

One of the core tasks of Transmission System

Operators (TSO) is to ensure system

stability. TSOs fulfill this task through ancillary

services, including, amongst others,

the maintenance of power balance and frequency

through the provision and application

of three different kinds of balancing

reserve in the continental European transmission

network [9].

The primary control reserve 8 immediately

stabilizes the frequency after a disturbance

within 30 seconds at a steady-state value

by joint action within the entire continental

European synchronous area. It is completely

automated and delegated to the largescale

power plants [25]. The subsequent

secondary control reserve 9 is triggered by

the disturbed load frequency area and returns

the frequency towards its set point

within 5 minutes. The primary control reserve

remains activated until it is fully replaced

by the secondary reserve in a rampwise

characteristic so that the work capability

of the primary reserve control is

restored again for the next possible disturbance.

Additionally, the secondary reserve

is replaced and/or supported by the tertiary

control reserve (or minute reserve) 10

within fifteen minutes in a ramp form [26].

The dynamic hierarchy of the balancing reserve

is illustrated in F i g u r e 3 . In recent

years, with growing deployment and penetration

of must-run renewables linked

with reduced inertia, grid maintenance

complexity has increased enormously.

Role of the nuclear power in grid

stability

NPPs belong to generating units with the

lowest marginal production costs. Thus,

following the rules of merit order, they are

8

Also called Frequency Containment Process

(FCR).

9

Also called Frequency Restoration Process

(FRR).

10

Also called Reserve Replacement Process

(RR).

39


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

f

Starting point – e.g. power station trip

5 s 30 s 15 min 1 h

Primary

Transmission system operator

Secondary

Minute reserve

5 s 30 s 15 min 1 h

Fig. 3. Dynamic hierarchy of load-frequency control processes [26, 27].

Frequency

Hour

reserve

Balanceresponsible

party

through 1985 [31]. Regarding the ascending

order of generating units in the merit

order diagram, it would have led to a very

broad interpretation of the NPP category.

In the forward-looking 1985 scenario,

NPPs would have undertaken duties beyond

baseload operation, including load

following operations. The design of NPPs

already had to be adapted for that purpose

in their planning phases to have the flexibility

to meet the requirements of the designated

scenarios with large shares of

nuclear power. In the end, the commission

of 50 GW installed capacity was not realized,

but constructed NPPs have been given

the cap ability of flexible operation by

design (and not by retrofit).

The load change rate over time is shown in

F i g u r e 4 for various thermal generating

units. The NPPs have the largest load

change rate, paired with the biggest power

generation per single unit. Load following

Power Generation in MW

1600

1400

1200

1000

800

600

400

New CCGT plant

Maximum power 880 MW

Minimum power 260 MW

Load change rate ±36 MW/min

Nuclear power plant (50-100% Pn)

Maximum power 1400 MW

Minimum power 700 MW

Load change rate ±70 MW/min

200

New GT plant

New hard coal-fired power plant

Maximum power 340 MW

Maximum power 1000 MW

Minimum power 85 MW

Minimum power 250 MW

0

Load change rate ±36 MW/min Load change rate ±40 MW/min

0 5 10 15 20 25 30 35

Time in min

operated at full load when possible. The

public perception of NPPs suggests that

they are only made for baseload operations

and are too inflexible for any kind of load

change. Such pronouncements were aired

not just by anti-nuclear organizations but

also by the German Federal Environment

Ministry, which ascertained that NPPs are

the most inflexible facilities within the traditional

power plant fleet due to their inflexibility

and frequent starts and shutdowns,

and, if possible, should be avoided

for safety reasons [28] (in [29]). During

discussions in the late 2000s regarding lifetime

extensions of NPPs, sloganeers suggested

that the plants might clog the power

grid and jeopardize the development of

renewable energies.

Among the curious myths surrounding nuclear

energy that have been met with dismay

and incomprehension by experts, allegations

of inflexibility earn a special,

Stygian ranking, due to the simple fact that

the exact opposite is true [30].

Of course, due to low marginal production

costs, NPPs have reliably contributed to

base load demand over the decades since

their introduction. Due to market

mechanisms, there was never an economic

need to throttle the power of the NPPs if

more expensive generating units remained

in operation. A persistent canard suggests

that due to their supposed inability to manage

load changes – not because of their

low-cost operational status – NPPs ran only

in base load. This supposition proved apparently

sturdy, however, and the perception

that NPPs always operated at full power

– or were only able to do so – became

entrenched. Even published power chart

illustrations mirrored the conjecture, that

NPP “always” or rather “only can” operate

at full power.

In fact, German NPPs are the most flexible

generating units in the portfolio, and were

particularly able to demonstrate that capability

in practice. In the case of renewables’

high feed-in, it more frequently occurs that

a huge part of current demand is covered

by renewable sources, with one of the NPPs

then becoming the marginal power plant,

and all fossil-fired plants located on the

right-hand side of the NPPs in the merit order

diagram (F i g u r e 1 right-hand side)

not being employed at that moment –

always a snapshot – and are thus forced out

of the market. In that case, even the NPPs

must throttle power generation. Due to the

geographical imbalance, NPPs in the north

are particularly affected to conduct load

following operations.

Their high flexibility remains an open question.

Due to the oil crisis and its tremendous

dependency on foreign energy resources,

Chancellor Willy Brandt’s government

launched the first German energy

program in 1973. Among other issues, the

intention of the initiative was to increase

the capacity of NPPs up to at least

40 GW, and preferably up to 50 GW,

Nuclear power plant (80-100% Pn)

Maximum power 1400 MW

Minimum power 1120 MW

Load change rate ±140 MW/min

Nuclear power plant (20-100% Pn)

Maximum power 1400 MW

Minimum power 280 MW

Load change rate ±42 MW/min

Old lignite-fired power plant

Maximum power 900 MW

Minimum power 540 MW

Load change rate ±9 MW/min

Fig. 4. Comparison of load change rates of conventional generating units (adapted from [33] with

data from [32] and [34]).

down to 50 % can be conducted in NPPs

with a gradient of 5 % of nominal power

per minute, down to 80 % (but not below)

even with a gradient of 10 % per minute;

thus, with an enormous 140 MW/min.

The operating manuals 11 of the KWU-type

PWR, which contain all operational

and safety-related instructions, indicate

even higher performance ranges. Load

changes of up to 80 % of nominal power –

thus, down to 20 % – are permitted (published

e.g. in [32]). This strong load reduction

comes at the expense of the

load change rate. It decreases to a gradient

of 3 % of nominal power per minute

(42 MW/min), which is, however, still

competitive with the fossil-fired power

plants.

The fastest non-nuclear units are a small

number of new fossil-fired power plants,

which were designed in consideration of

11

Not publicly accessible.

40


VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

the increased demands of flexibility. With

changing markets and the prioritized, fluctuating

feed-in of renewables, efforts were

made to enhance the design of coal-fired

plants to more suitably meet load following

requirements. Enhancements were implemented

to further lower minimum permissible

power, but not expressly to increase

the load change rate [35]. Factors limiting

an increase of load change rate in coal-fired

power plants include combustion performance,

the mass flow of fossil fuel through

the coal mill, and particularly the thermal

stress of thick-walled components. Fluctuations

of pressure and vapor temperature

due to declining control accuracy also play

roles as limiting factors [36]. The best performing

units reach a gradient of around

40 MW/min 12 .

The load change in NPPs is not limited to a

mass flow of fuel. Due to the high energy

density of a nuclear core, a smooth insertion

or withdrawal of control rods leads to

a strong load change. The thermal stress of

components as limiting factors for the load

change rate is not that significant in NPPs

as well. Regarding secondary circuit, water-moderated

NPPs do not superheat

steam to obtain high efficiency, as do fossilfired

plants 13 . The steam generation in

water-moderated NPPs is limited to the

saturated vapor line. Temperature differences

are not as high as in power plants

with superheating capabilities.

One of the hallmarks of KWU-type pressurized

water reactors (PWR) is the constant

average coolant temperature over a wide

range of their partial load reactor power

levels, resulting in minimal changes of

pressurizer level. F i g u r e 5 schematically

depicts the partial load diagram of a KWUtype

PWR. It shows the temperature of the

primary coolant at inlet/outlet of the reactor

pressure vessel, as well as the average

cooling temperature, depending on the reactor’s

power [37, 38]. Particularly in the

upper power range, under special focus for

load following operation, the average coolant

temperature remains constant more

than half of the entire power range.

This enables quick, subtle load changes

with precise control behavior and minimal

thermal stress and fatigue on the primary

circuit components [29, 30]. In regard to

safety, all physical reactor parameters such

as neutron flux, power density and power

distribution are kept under constant double

surveillance by the reactor limitation

systems and the reactor protection system.

With the capability of fast and nimble load

changes, NPPs fulfill the technical requirements

to provide varying levels of balancing

energy as requested by the TSO [29,

12

One must keep in mind that the coal-fired

plants are often build as multi units at one

site.

13

Some of the coal-fired plants even operate

with supercritical water.

Coolant temperature in °C

325

320

315

310

305

300

295

290

285

0 20 40 60 80 100

Reactor power in %

Fig. 5. Partial load diagram of a German PWR (simplified) [38].

39] illustrated in F i g u r e 3 . The NPP can

be operated automatically by controlling

the power set point of the generator. The

primary side follows suit with the demand

of the secondary side and regulates the average

coolant temperature. F i g u r e 6

shows the power control in practice due to

fluctuations of solar and wind power.

PWRs have the ability to automatically

counteract changes in coolant temperature

resulting, for example, from a requested

power ramp on the generator side, by

changing the reactor power accordingly,

see F i g u r e 7. This feedback behavior is

adjusted by means of coolant temperature

control, based on the neutron-kinetic effect

of the negative coolant temperature coefficient

of reactivity GK.

A requested reduction of generator power

leads to a throttling of turbine admission

valves and an increase of upstream main

steam pressure. Due to thermal coupling of

the steam generators, particularly with the

primary’s cold legs, an increase of coolant

temperature results. In short, as the turbine

demands less power than is generated

by the reactor, the primary circuit becomes

Power Generation in MW

1500

1400

1300

1200

1100

1000

900

800

700

01.10.18

00:00

Brokdorf

Emsland

Grohnde

Gundremmingen C

Isar 2

01.10.18

12:00

02.10.18

00:00

RPV-outlet

average cooling temperature

RPV-inlet

temporarily warmer. With the rising temperature

of the coolant, density decreases,

and reactivity is consumed. Via neutronkinetics,

the neutron flux j decreases and

hence reactor power as well. A decrease of

reactor power releases positive reactivity

via Doppler effect by a reduction of the average

fuel temperature, and by an increase

of fuel density owing to reduced average

fuel temperature. Both effects are

subsumed in the power coefficient of reactivity

GP, which always automatically

counteracts any change of reactor power

∆P. It is part of the inherent safety concept

of nuclear reactor design. In this case, the

gain in reactivity related to a decreased demand

in power balances the reactivity

consumed by the rising average coolant

temperature.

Decreasing reactor power has a feedback

on heat transfer, which counteracts the indirect

increase of coolant temperature (returning

orange arrow) caused by the

throttling of turbine valves.

For a requested increase of generator power,

the antipodal result occurs. An excess of

power prevails on the turbine side; more

02.10.18

12:00

03.10.18

00:00

German public holiday

03.10.18

12:00

04.10.18

00:00

Fig. 6. Real example of power control in practice on first week of October 2018 (adapted from

[27]).

41


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

Reduction of

generator

output

Thermodynamics

/

heat transfer

Coolant

temperature

Coolant

density

Coolant

temperature

controller

Drive

command

"Insertion"

power is extracted from the steam

generator towards the secondary side, and

the primary circuit becomes temporarily

sub-cooled. With lower coolant temperature,

reactivity is gained, and reactor power

increases again. The heat transfer increases

and balances the drop of coolant temperature.

Part of the gained reactivity is

compensated in this case by the negative

contribution of power reactivity feedback.

An increase of power consumes reactivity

(Doppler effect and fuel density).

The requested change of the generator

power set point is initially buffered by the

reactivity feedback of changing coolant

temperature. If the coolant temperature

deviates from its dead band (in both directions),

it is then transferred to the control

rod position controller.

KWU-type PWRs have control rods that are

functionally divided into two control rod

banks – the L and D banks. The majority of

control rods are assigned to the L bank,

which remains at a high position during

power operation and preserves the shutdown

margin, an important parameter for

safety [38]. The four D banks, each

comprising four control rods, are used for

regulating integral reactor power. They are

weaker in comparison to those comprising

the L bank and do not markedly disturb

power distribution [40]. Depending on the

control rod maneuvering concept, one or

more of the D banks are partially inserted

or withdrawn, which accordingly elicit

prompt feedback on reactor power so that

Reactor power

D-bank

position

D-bank

controller

Positive

Negative

Command

Only long term

Boron

concentration

Boron

Deionate

Fig. 7. Feedback of reactor power on requested load reduction (for a requested increase invert

all signs).

14

In difference to the illustration in figure 7, the

reactivity contribution based on control rod

movement is +Δ ρCR because of their removal

-Δs.

15

The reactivity contribution of the control rods

Δ ρCR is replaced by the reactivity contribution

based on boron concentration Δ ρC .

coolant temperature returns smoothly to

its set point. Thus, during partial load operation,

the automatic movements of

control rod banks provide the method of

choice to ensure a balance of reactivity despite

load ramps.

For a considerably lengthier partial load

operation – and only in that case – the control

rod banks tend to be withdrawn again

to avoid both a stronger peaking of the axial

power distribution and a burn-up imbalance

between bottom and top core regions.

For that purpose, the control rod bank controller

regulates the reactivity balance by

feeding boron into the coolant while the

bank is slowly withdrawn. The gained reactivity

from the removal of control rods 14 is

compensated by an increase of the concentration

of the neutron absorber. The reactor

core will be operated in partial load

Cost of electricity production

Substantial

increase of

fixed costs

Operating hours

Operating hours

with fully withdrawn control rods, but

with increased boron concentration 15 . In

case of a positive load change, deionized

water will be fed into the coolant to decrease

the boron concentration, while control

rod banks are partially inserted. The

increase or dilution of boron concentration

is quite slow, and this operation mode significantly

slows the possible load change

rate of the NPPs. Aspects of Xenon build-up

also come into play. Changes of boron concentration

are not usually carried out if the

NPP is requested by the TSO for short-term

load following operation.

Development and progression of

the energy transition and its

misalignments

The German Energy Transition with public

incentives for more investments is leading

to a steadily growing share of renewable

energy in the German electricity mix. But,

particularly regarding the installed capacity

from wind turbines on land and sea, it

can be observed that there is still a clear

geographical imbalance between the locations

of the prevalent, lower power plants

in northern Germany and the consumption

centers in the south. In addition to the expansion

of renewable energies, the nuclear

phase-out in Germany is also progressing,

thus, huge conven tional generating units

with high capabilities of load following operation

will exit the market by end of 2022.

In the case of other conventional generation

technologies, a steady decline in the

capacities connected to the grid can also be

observed, due to market forces under the

rules of merit order making operation too

expensive. Should this occur, the costs of

power generation might not be able to be

covered, leading to a vicious economic circle

prior to a new request. Since the marginal

costs of pro duction per MWh will rise

5000

4000

3000

2000

1000

0

4758 4702

CCGT

Irsching

Unit 5

2035

2010 2011 2012 2013

Year

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Maintenance Staff Capital costs Fuel

Fig. 8. Marginal costs of specific power generation versus operating hours [21]. Operating hours

CCGT Irsching Unit 5 (commissioned 2010) [42]

678

42


VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

16

A pumped hydroelectric energy storage in a

currently restoring operation modus can also

be assigned to stop electricity consumption to

not wring out the power sink furthermore.

with reduced time of operation, see F i g -

u r e 8 , the affected power plant will be

ranked farther on right side in the ascending

merit order, see F i g u r e 2 . In the case

of the highly efficient but expensive combined

cycle gas turbine (CCGT) Irsching

Unit 5, which was commissioned in 2010,

its operating hours have fallen tremendously

to a level of economic inefficiency

which prompted the utility to apply for

shutdown. Conversely, decline in capacity

can be observed due to stipulations in the

recently enacted German regulations for

the phase-out from the coal-fired power

generation by the end of 2038 [41].

The import of electrical energy from neighboring

countries in the north and Scandinavia

with the simul taneous export of electrical

energy to neighboring countries in

the south creates a burden for the transmission

network. This north-south divide

of international elec tricity transport is superimposed

on the requirement to transmit

nationally generated electricity from wind

farms in northern Germany to the load

centers in southern Germany [43].

To avoid an overload of the transmission

grid, two main measures are adopted by

the TSOs: redispatch and feed-in management

measures. Both belong to the ancillary

services as well and have received increasing

importance in recent years.

Redispatch means the local reduction or

increase in the feed-in capacity of power

plants due to bottlenecks in the transmission

network in order to relieve and stabilize

the grid. Negative redispatch is applied

to reduce feed-in capacity of conventional

power plants in northern Germany in cases

of excess power generation of must-run renewables

in geographic proximity. In

strong wind phases, however, even wind

farms are assigned by the TSOs to reduce

power input and become part of the

negative redispatch measure. With the employment

of ever-greater numbers of wind

farms, renewable energies are often obligated

to throttle their power feed-in as

well. As regulated in the Renewable Energy

Sources Act [22], the operator of curtailed

renewable generating units is entitled to

compensation for the lost power feed-in

with guaranteed remuneration.

Positive redispatch is performed on the

other side of the transmission grid – the

power sink – by running-up capacities in

the case of excessive transmission rates to

southern neighbors or in the case of the unforeseen

trip of a power plant 16 .

Energy provided or lost via redispatch is

counted in GWh. F i g u r e 9 illustrates the

cumulative generated redispatch energy in

2018 and the most affected generating

units. The top ranking of power plants clearly

shows that the “award-winning” units for

negative redispatch ( Ta b l e 1 ) are located

in northern Germany, and the “award-winning”

units for positive redispatch (Ta b l e

2 ) in southern Germany. For example, the

hard coal-fired power plant Wilhelmshaven

(operated by Engie) was not allowed to

feed-in 866 GWh (data taken from [44]) of

energy in 2018 due to redispatch measures.

In relation to power capacity, the unit has

lost 1,185 h (nearly 50 days) of power generation

(full load hour equivalent in Ta b l e

1 ). Con sidering its hours of operation and

sensitivity to the costs distribution in F i g -

u r e 8 , it seems to be only a matter of time

before the unit is shut down for operational

reasons. The affected power plant receives

renumeration for energy not generated and

for its participation in the redispatch service

regulated in [45].

Ta b l e 2 for positive redispatch is headed

by the south German hard coal-fired power

plant Staudinger Unit 5, which usually can

be found more on the right-hand side of

the ascending merit order diagram. It was

requested for 517 GWh of additional ener-

2018

Positive Redispatch 5467 GWh

Negative Redispatch 3817 GWh

Fig. 9. Redispatch measures in 2018. Negative redispatch via reduction of power generation

(blue), positive redispatch via raise of power generation (both cumulated) (own illustration

with data from [44]).

gy. However, in the course of the German

act on the phase-out from the coal-fired

power generation, the utility has already

announced it will close Unit 5 in 2025 [46]

because of suffering from low capacity in

the regular market.

The top ten contains also Staudinger Unit 4,

a gas-fired plant, which has already been

taken from market and contracted by the

German Bundesnetzagentur 17 (BNA) as a

network reserve power plant. Other affected

sites in the top 5 list contain units which

were designated by the utility to close, but

are obligated to remain in operation by

the BNA, which classified the majority of

units south of NPP Grafenrheinfeld 18 as sys-

17

German Federal Network Agency for Electricity,

Gas, Telecommunications, Post and Railway.

18

The so called Mainlinie from the river Main

originates from historical and political boundary

of the two major powers Austria and Prussia

in the 19th century. Today it is used

amongst others by the BNA to divide the affiliation

of power generating units to northern

or southern part of Germany.

43


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

Tab. 1. Top ranking units 2018 for negative redispatch measures.

Reduction of power generation

Top ranking in 2018

temically relevant for grid stability. For further

information, references are made in

Table 2.

Recently, power plants Moorburg (ranked

as #8 in Ta b l e 1 ) and Mannheim (ranked

as #9 in Ta b l e 2 ) were highlighted in the

national media and entered public discourse

[N1, N2, N3, N4]. Power plant Moorburg is

in Hamburg and belongs to the youngest

and therefore most efficient hard coal-fired

units. Unfortunately, it was constructed on

the “wrong side” of Germany. Although it

Negative redispatch

energy

Full load hour/

day equivalent

1. Wilhelmshaven (Engie) 866 GWh 1185 h / 49.4 d

2. Jänschwalde 658 GWh 219 h / 9.1 d

3. Schwarze Pumpe 635 GWh 397 h / 16.5 d

4. Boxberg 606 GWh 236 h / 9.8 d

5. Wilhelmshaven (Uniper) 377 GWh 498 h / 20.8 d

.. .. .. ..

8 Moorburg 166 GWh 166 h / 6.9 d

Tab. 2. Top ranking units 2018 for positive redispatch measures.

Raise of power generation

Top ranking in 2018

Positive redispatch

energy

Classified as

systemically relevant

1. Staudinger Unit 5 517 GWh Not, shutdown in 2025 [46]

2. Karlsruhe (RDK Unit 8) 448 GWh Not, but Unit 4S [47, 48]

3. Heilbronn (Unit 7) 413 GWh Unit 5, 6 (2018,2020) [49, 50]

4. Vorarlberger Illwerke (Austria)

(Hydro power)

365 GWh -

5. Karlsruhe (RDK Unit 7) 347 GWh No, but Unit 4S [47, 48]

.. .. .. ..

7 Staudinger Unit 4 173 GWh 2018 [51]

.. .. .. ..

9 Mannheim (GKM) 157 GWh Unit 7 (2020)[52]

was foreseen in [41] to run until the end of

2038 – the legally stipulated last year of

coal-fired power plants – Moorburg came to

the decision [N1] to apply for the first tender

of the BNA in 2020 to quit coal-fired

power generation against financial compensation.

Just recently, both units of Moorburg

had been awarded the contract to quit electricity

generation from hard coal as early as

2021 [53, 54]. Conversely, power plant

Mannheim is in the south and Unit 7 has applied

to the operator to be closed. It will not

be allowed to do, however, since it has recently

been classified by the BNA as systemically

relevant [52] until at least 2025. The

information was made available to a broader

audience by [N3] and [N4].

If hedged and market-based power plant capacities

are not available in sufficient quantities

to carry out redispatch measures, the

TSO will procure the required capacities

from existing, inactive power plants to ensure

the safety and reliability of the electricity

supply system (e.g., Staudinger Unit 4).

Network reserve power plants are not required

because of insufficient generation

capacities, but because of excessive electricity

transmission and the resultant

overload of the transmission network. Generally,

these network reserve power plants

are only used outside of the energy market

to ensure grid stability, and thus are used

exclusively for redispatch [43].

The BNA regularly releases reports for future

reserve power plant requirements for

the upcoming winter, in additional to those

for the next few years (e.g. [43]). The

numbers of recent reports up to winter

2024/25 have been picked up and graphically

illustrated by [55] as can be seen in

F i g u r e 10 . Certain discrete dates are introduced

within, including disturbance

values for the capacity planner. Based on

these reports, new build projects can also

be invited to tender. In the case of Irsching

[N5], the energy transition reaches absurd

extremes. It was even described as “insane”

by [N6]. Following a tender from the German

TSOs for a new network stability reserve,

a new gas-fired power plant has been

awarded at the Irsching site – it will be

known as Unit 6 [56]. Curiously, the utility

applied for the shutdown of Unit 4 and the

highly efficient Unit 5 on several occasions,

Capacity in MW

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

Domestic International Sum

2,945 3,024

2,559

1,472

7,660

8,383

11,430

6,598 6,598 6,596

10,647

8,042

0 2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2022/23 2024/25

Winters/Years

Start of analysis of

Reserve Power Plant

Requirements following

accelerated Phase-out

of Nuclear Power

1. Application for

Shutdown of CCGT

Irsching 4 and 5

(withdrawn)

2. Application for

Shutdown of CCGT

Irsching 4 and 5

(rejected* by BNA)

* rejected because of systemically relevant

Shutdown of NPP

Grafenrheinfeld,

27.06.2015

3. Application for

Shutdown of CCGT

Irsching 4 and 5

(rejected* by BNA)

Shutdown of

NPP Gundremmingen

B,

31.12.2017

Abolition of

the common

bidding zone

Germany-

Austria

Application for Shutdown

of CFPP Moorburg, 31.12.2021

(confirmed by BNA, shutdown

preponed to January 2021,

moved into grid reserve status)

Shutdown

of NPP

Philippsburg 2,

31.12.2019

Scheduled Shutdown

of NPPs Brokdorf, Grohnde,

Gundremmingen C,

31.12.2021 and Emsland,

Isar 2, Neckarwestheim 2,

31.12.2022

Application for Shutdown

of CFPP Mannheim Unit 7,

31.12.2020 (rejected* by BNA:

must-run at least till 2025+)

Scheduled Shutdown

of CFPP Staudinger

Unit 5 by Utility

(#1 redispatch 2018),

31.12.2025

Fig. 10. Totalized capacity of domestic and international grid reserve power plants and identified requirements for the winters/years (in MW)

(adapted from [55]).

44


VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

2010 2014

47

2018

288

51

1,881 Mio €

300

273

35

187

76%

for Grid

1,080 Mio €^

1,212 Mio €

stability

36%

measures

4%

183

123

697

48

437 66

416

Balancing Energy

Redispatch + Countertrading

Transmission Losses

Feed-in Curtailment

Others

Grid Reserve

Fig. 11. Cost allocation of ancillary services in Million Euro with increasing share of grid stabilizing

measures in % (sum of orange colored segments) (data taken from [9], [58], [62]).

388

635

see F i g u r e 10 . Even during the regulatory

approval of emissions for Unit 6, the

application for mothballing Units 4 and 5

was incidentally alluded to [57]. Irsching

Unit 4 and 5 are also taken from market

and contracted by the BNA as network reserve

power plants.

Eventually, the provision and application

of network reserve power plant capacities

as well as the shedding of loads is assigned

to the range of tasks of the TSOs [9]. For

further information, refer to the annual reports

of the BNA [58, 59, 60, 61]. The redispatch

of power plants and network reserve

power plants, as well as the feed-in

management measures regarding curtailment

of renew ables, not only play roles of

increasing importance for grid stability,

but have also claimed an increasing share

in the price of electricity over the last few

years, see F i g u r e 11 . This increasing service

is paid for by a levy on electrical consumption

by the end user – the Renewable

Energies Act levy.

Due to the merit order effect of renewables,

wholesale electricity prices have fallen

below the marginal costs of even highly

efficient (but expensive) CCGT. Although a

cheaper portfolio of generating units covers

the market as originally intended by the

Renewable Energy Sources Act, renewable

technologies are often not the cheapest in

terms of total cost (but not of marginal

cost). In markets with high penetration of

renewable energy, this leads to a divergence

between the true cost of the system and the

evolution of the price of electricity in

wholesale markets. In the longer term, investors

will be hesitant to reinvest or recapitalize

electricity markets without sufficient

guarantees on returns [20]. In Germany,

incentives for investors are provided

by a public feed-in tariff subsidy program

with a guaranteed remuneration to boost

the deployment of renewables. These costs

are also borne as a further part of the Renewable

Energies Act levy. Despite low

wholesale prices, the cost of the renewables

levy causes the end consumer to pay

the most expensive retail prices across Europe.

Due to the skyrocketing expense of

the levy in recent years, the German government

decided to limit the levy for consumers

in 2021 and 2022 by sub sidizing its

residual costs with state aid from tax revenues

[63]. Without this subsidy, the levy

would increase by approximately 40 % in

2021 [N7].

The deployment of renewables will be

borne by consumers and taxpayers. But to

what extent? A 100 % penetration of renewables

cannot be achieved on standalone

basis without any subsidy program,

because investors of renewable generation

would be unable to earn a return on risk.

Electricity prices would be at the renewables’

marginal costs, equal to zero, and

renewables could fall victim to their own

success, as stated by [20].

Conventional power generating units are

still required to provide security of power

supply, but suffer from low capacity or

have applied for shutdown. Investors

would be discouraged from continuing operation

of these units or even entering the

market following tenders for new reserve

power plant capacity. Thus, investments in

conventional generation capacities deemed

to be necessary in the long run have been

cancelled. In the end, potential investors

might even call for public support to build

conventional generation capacities. But

subsidizing renewables and conventional

capacities would contradict the idea of a

liberal market according to [23].

Another phenomenon has appeared in the

public arena in regard to the energy transition:

negative electricity pricing [N8, N9].

Colloquially known in Germany as “Ökostromschwemme”

(green power glut) or

“Ökostrom paradox” (green power paradox),

the term implies that renewables are

responsible. In F i g u r e 4 it can be seen

that conventional generating units have a

minimum permitted limit of partial load

operation. In those situations where the

limit is greater than the residual demand

– this can be for a few hours – exceptions to

the marked rules may be needed to avoid

shutdowns of generating units that may

not be available when demand increases

shortly thereafter [19]. The power oversupply,

with its simultaneous necessary

consumption, leads to negative prices in

the wholesale market. The concept of guaranteed

feed-in remuneration for renewable

sources seems to be out of place during this

undesired situation of oversupply and negative

electricity pricing. In an amendment

of the Renewable Energy Sources Act, the

6-hours-rule has been complemented in

2017. It notes the guaranteed feed-in

remuneration for renewables (with certain

power class determined in the law) will be

suspended, if the exchange electricity price

in day-ahead trading is negative for six

hours or more. If this happens, the renewable

generating units do not receive any

remuneration retroactively from the first

hour with negative electricity prices. Incentives

to continue operation of renewable

generating units are not only removed,

but operators, to ease the situation at the

electricity exchange, also throttle feed-in

of renewables. In this manner, the legislator

adjusts one of the mis alignments of the

energy transition.

Conclusion

Differing from the usual introductory survey,

the paper opens with the question of

what will become of grid stability. For a

better understanding of why the question

arises, the scope of the inquiry has been

extended by explaining basic mechanisms

regarding a stable electrical power grid.

Differences have been elucidated for an

electricity sector operating within the “undisturbed”

conditions of a competitive market

economy. The entrance and massive

deployment of electricity generation from

renewable sources, whose success is primarily

based on a public subsidy program,

undermines market economy principles.

Guaranteed feed-in remuneration elevates

renewables to a specific prioritized position,

forcing conventional generating units

out of the market.

Further deployment of highly volatile renewable

sources, along with more conventional

generating units being forced out of

the market, makes the power grid

increasingly sensitive to weather-related

fluctuations. Unusual weather phenomena

like the Dunkelflaute constitute major challenges

facing the power grid’s supply security

and stability. The largely intermittent

output of solar and wind farms is not correlated

with variations in electricity demand.

The oversupply of renewables may

be buffered at low-power demand periods,

and the stored capacity may be fed-in again

to the grid at high-power demand periods

when fewer renewable sources are

available. However, large scale battery energy

storage systems, already promisingly

announced, are still not in sight, due to

their low levels of capacity and maturity,

and because of their exorbitantly high costs

for deployment.

As long as economical energy storage systems

are not established, even proponents

of the current alignment of the German

energy transition must admit that reliable

45


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

conventional power plants will still be

needed for a long time.

However, new boundary conditions in the

electricity market are challenging for the

entire fleet in the conventional generation

portfolio. The merit order effect of renewables

allows them to suffer from low capacities,

and incentives for a continuation

of operation, or even for investments in

new generating units, are lagging. All this

at a time when new capacity is particularly

required for grid stability.

The importance of nuclear power plants for

supply security in base load operations, as

well as their capability for highly flexible

concurrent grid operation with renewables,

has been demonstrated. The NPPs

seem to be made for the energy transition

towards carbon free power generation.

However, the Atomic Energy Act provides

an imminent end of nuclear power generation

by end of 2022.

The carbon emission intensive coal-fired

power plants, which are ranked between

the NPPs and the expensive gas-fired power

plants in the merit order chart, are also

doomed by the end of 2038 at the latest. As

envisaged by legislators, at least, if not by

being abandoned much earlier by utilities

due to operational or economic issues.

In a nutshell, unresolved questions remain

after the phase-out of the last NPP and the

imagined phase-out of coal-fired power

generation. Which units will be redispatched

to release the grid if there are no

units left? Which unit is capable of conducting

large load following operations? What

kind of incentives can be made to continue

the operation (or even for the new builds)

of unpopular but still required conventional

power plants? Who will pay for it?

In the perception of the public, the German

energy transition is also quite unpopular,

since the savings from the merit order effect

of renewables (in which most

expensive units are forced out of the market,

leading to lower wholesale prices) do

not benefit end consumers. It is overcompensated

by the expenditures for ancillary

services of transmission system operators,

essentially the grid-stabilizing measures.

The misalignment of the energy transition

raises these questions, ones demanding adequate

and urgent address. Otherwise, the

initial question remains alarmingly open:

Quo vadis, grid stability?

Abbreviations

BESS Battery Energy Storage System

BNA Bundesnetzagentur, German Federal

Network Agency for Electricity,

Gas, Telecommunications, Post and

Railway

CCGT Combined cycle gas turbine power

plant

CFPP Coal-fired power plant

GKM Power plant Großkraftwerk

Mannheim

GT Gas turbine power plant

KWU Kraftwerk Union AG (company)

NPP Nuclear Power Plant

PWR Pressurized water reactor

RDK Power plant Rheinhafen Dampfkraftwerk

Karlsruhe

TSO Transmission system operator

Nomenclature

c Boron concentration

CT Coolant temperature

Δ Delta, difference

j Neutron flux

GC Boron coefficient of reactivity

GCR Control rod coefficient of reactivity

GK Coolant temperature coefficient of

reactivity

GP Power coefficient of reactivity

P Power

Q Heat flow

rC Reactivity contribution based on

boron concentration

rCR Reactivity contribution based on

control rod position

rK Reactivity contribution based on

coolant temperature

rP Reactivity contribution due to load

change

s Displacement (of control rods)

References

[1] Consentec GmbH: Beschreibung von

Konzepten des System ausgleichs und der

Regelreservemärkte in Deutschland,

Erläuterungsdokument im Auftrag der

deutschen regel zonen verantwortlichen

Übertragungsnetzbetreiber, http://www.

consentec.de, 07. Mai 2020.

[2] Abbott, M., Cohen, B.: Issues associated

with the possible contribution of battery energy

storage in ensuring a stable electricity

system, The Electricity Journal, Volume

33, Issue 6, 2020, 106771, ISSN 1040-

6190, https://doi.org/10.1016/j.

tej.2020.106771.

[3] Rabiej, M., 2020: Review of energy storage

technologies for cooperation with wind

farm. Proceedings of Contemporary problems

of power engineering and environmental

pro tection 2019. Editors Krzysztof

Pikoń and Magdalena Bogacka. Gliwice.

Department of Technologies and Installations

for Waste Management. Silesian

University of Technology, Poland, 113-121.

ISBN 978-83-950087-6-4.

[4] Killer, M., Farrokhseresht, M., Paterakis,

N., 2020: Implementation of large-scale Liion

battery energy storage systems within

the EMEA region, Applied Energy, Volume

260, 2020, 114166, ISSN 0306-2619, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.114166.

[5] Aguado, J.A., de la Torre, S., Triviño, A.:

Battery energy storage systems in transmission

network expansion planning, Electric

Power Systems Research, Volume 145,

2017, Pages 63-72, ISSN 0378-7796, https://doi.org/10.1016/j.epsr.2016.11.012.

[6] Bielen, D., Burtraw, D., Palmer, K., Steinberg,

D., 2017. The future of power markets

in a low marginal cost world. Resources for

the Future Working Paper 17-26. Available

at: https://www.rff.org/publications/

working-papers/the-future-of-power-markets-in-a-low-marginal-cost-world/.

[7] Belmans, R., 2016: Integrating renewables

in the grid – One element of the flexibility

sources needed in a sustainable electricity

system. KU Leuven, Energy Ville, Global

Smart Grid Federation. Presentation.

Available at www.cedec.com.

[8] Scharf, R., 2013: Überschuss und Mangel

an Regenerativer Energie – Lösungsansätze.

Vortrag im Rahmen der Ring vorlesung

Transformation des Energiesystems an der

Leibniz Universität Hannover im Sommersemester

2013.

[9] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2019, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[10] Beck, H.-P. et al.: Eignung von Speichertechnologien

zum Erhalt der Systemsicherheit.

Studie. Final Report. FA 43/12. Energie-

Forschungszentrum Niedersachsen, Goslar,

Germany. March 8th, 2013. https://

www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/eignung-von-

speichertech

nologien-zum-erhalt-der-systemsicherheit.pdf?__blob=publicationFile&v=10.

[11] Zerrahn, A., Schill W.-P., Kemfert, C.: On

the economics of electrical storage for variable

renew able energy sources. European

Economic Review, Volume 108, September

2018. Pages 259-279. ISSN 0014-2921.

https://doi.org/10.1016/j.euroecorev.

2018.07.004.

[12] Sinn, H.-W.: Buffering volatility: A study

on the limits of Germany’s energy revolution.

European Economic Review, Volume

99, June 2017. Pages 130-150. ISSN 0014-

2921. https://doi.org/10.1016/j.euroecorev.2017.05.007.

[13] Peters, B.: Versorgungssicherheit mit Solarund

Wind energie? Die europäische Perspektive.

Deutscher Arbeit geber Verband. Peters

Coll. Strategy, Energy, Markets.

Presentation held at Wirtschaftsbeirat Bayern,

October 2nd, 2018, München, Germany.

https://www.wbu.de/media/seiten/

verein/ausschuesse/20181002_Wirtschaftsbeirat_Peters_Praesentation.pdf.

[14] Deutscher Bundestag: Sicherstellung der

Stromversorgung bei Dunkelflauten. Dokumentation.

Wissenschaftliche Dienste. WD

5 – 3000 – 167/18. 2019. https://www.

bundestag.de/resource/blob/627898/

b65deea51fdb399e4b64f1182465658d/

WD-5-167-18-pdf-data.pdf.

[15] Li, B, Basu, S, Watson, S. J., Russchenberg,

H.W.J.: Mesoscale modeling of a “Dunkelflaute”

event. Wind Energy. 2020; 1-19.

https://doi.org/10.1002/we.2554.

[16] Deutscher Bundestag: Großbatteriespeicher

– Einzelfragen zur Lithium-Ionen-

Batterie technologie. Sachstand. Wissenschaftliche

Dienste. WD 8 – 3000 – 002/19.

2019. https://www.bundestag.de/resource/blob/627424/74e15e4e6f393a03

0176b8cb29effc24/WD-8-002-19-pdf-data.pdf

[17] Brandstätt, C., Gabriel, J., Jahn, K., Peters,

F.: Innovation Energiespeicher – Chancen

der deutschen Industrie. Study Nr. 404.

46


VGB PowerTech 5 l 2021

Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes

November 2018. Hans Böckler Stiftung.

ISBN: 978-3-86593-317-1. https://

www.boeckler.de/pdf/p_study_hbs_404.

pdf

[18] Smith, K.; Saxon, A.; Keyser, M.; Lundstrom,

B.; Cao, Z.; Roc, A. Life prediction

model for grid- connected Li-ion battery

energy storage system. In Proceedings of

the IEEE 2017 American Control Conference

(ACC), Seattle, WA, USA, 24–26 May

2017; pp. 4062–4068. https://doi.

org/10.23919/ACC.2017.7963578.

[19] International Atomic Energy Agency

(IAEA), Non-baseload Operation in Nuclear

Power Plants: Load Following and Frequency

Control Modes of Flexible Operation, Nuclear

Energy Series No. NP-T-3.23, IAEA,

Vienna (2018).

[20] Blazquez, J., Fuentes-Bracamontes, R.,

Bollino, C. A., Nezamuddin, N., The renewable

energy policy Paradox. Renewable and

Sustainable Energy Reviews, Volume 82,

Part 1, 2018. Pages 1-5. ISSN 1364-0321,

https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.09.

002.

[21] VGB Powertech: Electricity generation

2015/2016 – facts and figures. https://

www.vgb.org/en/data_powergeneration.

html.

[22] Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli

2014 (BGBl. I S. 1066), das zuletzt durch

Artikel 8 des Gesetzes vom 8. August 2020

(BGBl. I S. 1728) geändert worden ist.

[23] Praktiknjo, A., Erdmann, G.: Renewable

electricity and backup capacities: an (un)

resolvable problem? Energy J 2016, Volume

37, Pages 89-106. https://doi.

org/10.5547/01956574.37.SI2.apra.

[24] Wilhelm, O.: Experiences from Cycling Operation

of Nuclear Power Plants – The perspective

of EnBW, Proceedings of 45th Annual

Meeting on Nuclear Technology 2014

(AMNT), Frankfurt, Germany. 2014.

[25] Fulli, G. (2016). Electricity security: models

and methods for supporting the policy decision

making in the European Union. PhD

thesis. Politecnico di Torino, April 2016.

https://doi.org/10.13140/

RG.2.1.3020.5683.

[26] European Network of Transmission System

Operators for Electricity ENTSOE:

Supporting document for the network code

on load-frequency control and reserves, https://www.entsoe.eu,

2013

[27] Panzer, H.: Nuclear power plant load following

– a German nuclear utility perspective.

Presentation held on NUGENIA meeting

with German nuclear R&D stakeholders,

www.nugenia.org. 11.12.2018,

Hannover, Germany, 2018.

[28] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz

und Reaktorsicherheit (BMU): Hindernis

Atomkraft: Die Auswirkungen einer

Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke

auf erneuerbare Energien. Berlin (2009) –

Kurzstudie.

[29] Fuchs, M., Timpf, W. (2011): The Load

Change Ability of Nuclear Power Plants – Experience

and Outlook, VGB Congress Power

Plants, presentation slides, 22 Sept. 2011,

Bern Switzerland.

[30] Timpf, W., Fuchs, M.: Lastwechselfähigkeiten

von Kernkraftwerken – Erfahrungen

und Ausblick. VGB PowerTech Journal, Issue

5, 2012. Verlag technisch-wissenschaftlicher

Schriften, VGB PowerTech

Service GmbH, Essen, Germany (Publication

of presentation [29])

[31] Deutscher Bundestag: Die Energiepolitik

der Bundes regierung, 7. Wahlperiode,

Drucksache 7/1057, Unter richtung durch

die Bundesregierung, Bonner Universitätsdruckerei,

Verlag Dr. Hans Heger,

3. Oktober 1973

[32] Hundt, M., Barth, R., Sun, N., Wissel, S.,

Voß, A.: Verträglichkeit von erneuerbaren

Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio

– Technische und ökonomische

Aspekte. Studie. Institut für Energiewirtschaft

und Rationelle Energieanwendung

(IER), Universität Stuttgart.

2009.

[33] Weßelmann, C., Tromm, W., Linnemann,

T., Koch, M. K. (2010): Kernenergie – Sonderdruck

zur Jahresausgabe 2010 – Der Energiemarkt

im Fokus, BWK – Das Energie-

Fachmagazin. Band 62 Nr. 5., Springer

VDI Verlag. 2010.

[34] Markewitz, P., Robinius, M. (2017): Technologiebericht

2.1 Zentrale Großkraftwerke.

In: Wuppertal Institut, ISI, IZES (Hrsg.):

Technologien für die Energiewende. Teilbericht

2 an das Bundesministerium für

Wirtschaft und Energie (BMWi). Wuppertal,

Karlsruhe, Saarbrücken.

[35] Lüdge, S. (2012): Möglichkeiten und Grenzen

der Flexibili sierung. Dresden,

23./24.10.2012: 44. Kraftwerkstechnisches

Kolloquium, Tagungsband, S. 237-

243.

[36] Ziems, C., Meinke, S., Nocek, J., Weber, H.,

Hassel, E. (2012): Kraftwerksbetrieb bei

Einspeisung von Windparks und Photovoltaikanlagen,

Kurzbericht zum Forschungsvorhaben

VGB PowerTech e.V., Universität

Rostock, 14. Mai 2012.

[37] Ludwig, H., Salnikova, T., Waas, U.: Lastwechselfähigkeiten

deutscher KKW. In: atw.

International Journal for Nuclear Power,

Volume 55, Issue 8/9, August/September,

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft

mbH, ISSN 1431-5254. Berlin,

2010.

[38] Ludwig, H., Salnikova, T., Stockman, A.,

T., Waas, U.: Load cycling capabilities of

German Nuclear Power Plants. In: atw. International

Journal for Nuclear Power,

Volume 55, Issue 8/9, August/September,

INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft

mbH, Berlin, Offprint, 2010.

[39] Oltmanns, S., Ahrens, C.: Load following

operation from operator point of view, paper

presented at IAEA Technical Meeting

on Flexible (Non-baseload) Operation for

Load Following and Frequency Control in

New Nuclear Power Plants, Erlangen,

2014.

[40] Müller, Karl: Lastfolgebetrieb und Primärregelung

– Erfahrungen mit dem Verhalten

des Reaktors. In: Kerntechnische Gesellschaft

(KTG) (Hrsg.): Fachtagung Reaktorbetrieb

und Kernüberwachung. Dresden,

Germany, 2003.

[41] Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung

der Kohle verstromung und zur Änderung

weiterer Gesetze vom 8. August 2020 (BGBl.

I S. 1818).

[42] Buttler, A., Hentschel, J., Kahlert, S., Angerer,

M.: Status bericht Flexibilitätsbedarf

im Stromsektor – Eine Analyse der aktuellen

marktwirtschaftlichen und technischen

Herausforderungen an Speicher und

Kraftwerke im Zuge der Energiewende.

Schriftenreihe Energiesystem im Wandel

– Teil I. Lehrstuhl für Energiesysteme,

Technische Universität München.

15.03.2015.

[43] Bundesnetzagentur, Feststellung des Bedarfs

an Netzreserve für den Winter

2020/2021 sowie das Jahr 2024/2025 –

und zugleich Bericht über die Ergebnisse

der Prüfung der System analysen, April

2020, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[44] Netztransparenz.de – information platform

from the German transmission system

operators. Online data collection. https://

www.netztransparenz.de/EnWG/Redispatch.

[45] Bundesnetzagentur, Feststellung einer

wirksamen Verfahrens regulierung der Kosten

und Erlösen bzw. Erträgen aus der

Beschaffung und Vergütung von Redispatch-

Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG.

Beschluss kammer 8 (Ruling chamber 8).

BK8-18/0007-A. https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/Elektrizitaet

undGas/Unternehmen_ Institutionen/Versorgungssicherheit/Engpassmanagement/

Redispatch/redispatch-node.html.

[46] Erichsen, L., Uniper to end its hard-coalfired

power production in Germany. Uniper.

Press Release, January 30, 2020. https://

www.uniper.energy/news/download/

822133/20200130-uniper-pr-uniper-toen

ditshard-coal- firedpowerproduction-en.

pdf.

[47] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 13b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

des Kraftwerkblocks RDK 4S des Rheinhafen-

Dampfkraftwerks am Standort Karlsruhe.

Bonn, 06.11.2018 https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unter

nehmen_ Institutionen/ Versorgungs

sicherheit/Erzeugungskapazitaeten/

systemrelevante_KW/Transnet_RDK4S_

06_11_2018.pdf.

[48] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 13b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

des Kraftwerkblocks RDK 4S am Standort

Karlsruhe. Bonn, 23.04.2020 https://

www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/

Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/

Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/

systemrelevante_KW/Transnet_Karlsruhe

23_04_2020.pdf

[49] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 12b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

der Kraftwerksblöcke Heilbronn 5 und Heilbronn

6. Bonn, 06.11.2018 https://www.

bundesnetzagentur.de/SharedDocs/

Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/

Unternehmen_Institutionen/Versorgungs

sicherheit/ Erzeugungskapazitaeten/

systemrelevante_KW/Transnet_Heilbronn_06_11_2018.pdf.

[50] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 12b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

der Kraftwerksblöcke Heilbronn 5 und Heilbronn

6. Bonn, 23.4.2020 https://www.

bundesnetzagentur.de/SharedDocs/

Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/

Unternehmen_Institutionen/Versorgungs

sicherheit/ Erzeugungskapazitaeten/

systemrelevante_KW/Transnet_Heilbronn_23_04_2020.pdf.

[51] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 13b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

des Kraftwerkblocks Staudinger 4. Bonn,

14.09.2018 https://www.bundesnetza-

47


Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes VGB PowerTech 5 l 2021

gentur.de/ SharedDocs/Downloads/DE/

Sachgebiete/Energie/ Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/

Erzeu

gungskapazitaeten/systemrelevante_KW/

Tennet_Staudinger4_14_09_2018.pdf.

[52] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid

der Bundes netzagentur gemäß § 13b

Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung

des Kraftwerkblocks 7 des Großkraftwerks

Mannheim. Bonn, 03.08.2020 https://

www.bundesnetzagentur.de/Shared-

Docs/Downloads/DE/Sachgebiete/

Energie/Unternehmen_Institutionen/

Versorgungssicherheit/Erzeugungskapa

zitaeten/ systemrelevante_KW/Transnet_

Mannheim03_08_2020.pdf.

[53] Wulff, F. : Results of first tendering process

to reduce the production of electricity from

coal. Bundesnetzagentur. Press Release,

December 1, 2020. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/EN/BNetzA/PressSection/PressReleases/2020/20201201_Kohle.pdf.

[54] Fischer, M.: Vattenfall to be compensated

in German coal auction for Moorburg power

plant. Vattenfall. Press Release, December

1, 2020. https://group.vattenfall.

com/press-and-media/pressreleases/

2020/vattenfall-to-be-compensated-ingerman-coal-auction-for-moorburgpower-plant.

[55] Wendler, N.: Did you know…? Report pf

Bundesnetzagentur (BNetzA) on Reserve

Power Plant Requirements Winter

2020/21 and Years 2024/25. KernD column

in: atw. International Journal for

Nuclear Power, Volume 65, Issue 6/7,

June/July, INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft

mbH. Berlin, 2020.

[56] Erichsen, L., Uniper to build new gas power

plant in Irsching. Uniper. Press Release,

January 9, 2019. https://www.uniper.en-

ergy/news/download/631725/20190109-

uniper-pr- kraftwerkirsching-en-725622.

pdf.

[57] Oberbayerisches Amtsblatt, Amtliche Bekanntmachung

der Regierung von Oberbayern,

des Bezirks Oberbayern, der Regionalen

Planungsverbände und der Zweckverbände

in Oberbayern. Nr. 5. Aktenzeichen ROB-

55.1-8711.IM_1-9-6. 6. März 2020. https://www.regierung.

oberbayern.bayern.

de/mam/dokumente/service/obabl/

2020/05_060320.pdf.

[58] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2015, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[59] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2016, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[60] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2017, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[61] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2018, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[62] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht

2011, https://www.bundesnetzagentur.

de/.

[63] Bundesregierung: Corona-Folgen bekämpfen,

Wohlstand sichern, Zukunftsfähigkeit

stärken. Ergebnisse Koalitions aus schuss

3. Juni 2020. https://www.bundesfinanzministerium.de/

Content/DE/Standardartikel/Themen/Schlaglichter/

Konjunkturpaket/2020-06-03-eckpunktepapier.pdf.

Referenced Newspaper Articles

[N1] Lauterbach, J., Preuß, O.: Wie soll das gehen

ohne das Kraftwerk Moorburg? Welt

am Sonntag. Weekly Newspaper. Article.

Axel Springer publishing group. Number

36. 06.09.2020. https://www.welt.de/regionales/hamburg/

article215118872/

Energieversorgung-Wie-soll-das-gehenohne-das-Kraftwerk-Moorburg.html.

[N2] Zimmermann, O.: Kraftwerk Moorburg soll

stillgelegt werden. Elbe Wochenblatt.

Weekly Newspaper. Elbe Wochenblatt Verlagsgesellschaft

mbH & Co.KG.

08.09.2020. https://www.elbe-wochenblatt.de/2020/09/08/kraftwerkmoorburg-soll-stillgelegt-werden/.

[N3] Stuttgarter Zeitung. Red/lsw/dpa:

Großkraftwerk Mannheim. Systemrelevant

– Kohlekraftwerk darf Block 7 noch nicht

vom Netz nehmen. Daily Newspaper. Stuttgarter

Zeitung Verlagsgesellschaft mbH.

07.09.2020. https://www.stuttgarterzeitung.de/inhalt.grosskraftwerk-mann

heim-systemrelevant- kohlekraftwerk-darf-

block-7-noch-nicht-vom-netz-nehmen.

e02dcb17-f186-4c43-a560-88fc7f62c13b.

html.

[N4] Geiger, M.: Block 7 des Mannheimer

Großkraftwerks bleibt vorerst am Netz.

Mannheimer Morgen. Daily Newspaper.

Mediengruppe Dr. Haas GmbH.

07.09.2020. https://www.morgenweb.

de/mannheimer-morgen_artikel,-gkmblock-

7-des-mannheimer-grosskraft

werks-bleibt-vorerst-am-netz-_arid,

1684152.html.

[N5] BR24: Bald wieder Strom aus Irsching: Neubau

am Gaskraftwerk genehmigt. Bayerischer

Rundfunk, Anstalt des öffent lichen

Rechts, 07.09.2020. https://www.br.de/

nachrichten/wirtschaft/bald-wiederstrom-aus-irsching-neubau-am-gaskraftwerk-genehmigt,S9tlIBo.

[N6] Bayerische Staatszeitung: Der Irrsinn von

Irsching. Daily Newspaper. Article.

29.03.2019 https://www.bayerischestaatszeitung.de/staatszeitung/wirtschaft/detailansicht-

wirtschaft/artikel/

der-irrsinn-von-irsching.html.

[N7] Zeit Online: Förderung von Ökostrom. Ökostrom-Umlage

kostet den Bund Milliarden.

Weekly Newspaper. Zeitverlag Gerd

Bucerius GmbH & Co. KG.Article.

15.10.2020. https://www.zeit.de/wirt

schaft/2020-10/foerderung-oekostromdeckelung-eeg-umlage-kosten-bund-milliarden-zuschuss.

[N8] Sommerfeldt, N., Zschäpitz, H.: Ökostromschwemme.

Der Preis für Strom ist negativ –

und Verbraucher zahlen Rekord rechnungen.

Welt. Daily Newspaper. Article. Axel

Springer publishing group. 07.07.2020.

https://www.welt.de/wirtschaft/plus

211134619/Negative-Strompreise-Die-

Verbraucher-zahlen-trotzdem-so-viel-wienie.html.

[N9] Poppe, M.: Negative Strompreise.

Deutschland verschenkt Strom-Millionen an

Frankreich – auf Kosten der Verbraucher.

Focus Online. Hubert Burda Media.

24.04.2019. https://www.focus.de/immobilien/energiesparen/regenerative_

energie/negative-strompreise-deutsch

land-verschenkt-tausende-euro-ans-aus

land-die-rechnung-zahlt-der- verbraucher

_id_8309486.html.

l

VGB-Standard

Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren

(vormals VGB-R 167)

Ausgabe 2021VGB-S-167-00-2021-03-DE

DIN A4, Print/eBook, 70 S., Preis für VGB-Mit glie der € 130.–, Nicht mit glie der € 195,–, + Ver sand und USt.

Veränderungen in der Betriebsweise der Kraftwerksblöcke und in den Instandhaltungsstrategien der

Unternehmen, verbunden mit den Anwendungserfahrungen der VGB-Richtlinie „Revisionsempfehlungen

für Turbogeneratoren“ (VGB-R 167) aus dem Jahr 2010 bedingten deren Überprüfung.

Bei der Anwendung der vormaligen VGB-Richtlinie zeigte sich, dass eine direkte Beziehung der Revisionsintervalle

zur Leistungsgröße der Generatoren nicht immer zielführend ist. Die Berücksichtigung

eines Korrekturfaktors „Kühlungsart“ wurde geprüft und dieser eingeführt.

Auch eine Neubewertung der Lastwechsel wurde erforderlich. Eine Ausarbeitung der LEAG „Berechnung

des Beitrages zyklischer Lastwechsel zur äquivalenten

Betriebszeit von Turbogeneratoren mit dem Rainflow-Zählverfahren“ lieferte einen Ansatz für eine detaillierte

Analyse, jedoch blieb ebenso ein pragmatischer Ansatz über Vergleichstabellen Gegenstand

der Überarbeitung.

VGB-Standard

Revisionsempfehlungen

für Turbogeneratoren

(vormals VGB-R 167)

VGB-S-167-00-2021-03-DE

Grundsätzliche Überlegungen zur Verbesserung der Anwendbarkeit und zur Ergänzung einer vereinfachten Ermittlung der äquivalenten

Betriebsstunden wurden einbezogen und eine generelle Überprüfung der Bewertungsfaktoren, insbesondere für Start/Stopp

(T3), erfolgte.

Eine Beschreibung der Notwendigkeit zur Inspektion und Erstrevision (Garantierevision) für Neuanlagen wurde integriert.

48


Residual Heat Removal Line (Redundancy)

VGB PowerTech 5 l 2021

Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors

Development of safety-related residual

heat removal chains from german

technology pressure water reactors

(light and heavy water)

Franz Stuhlmüller and Rafael Macián-Juan

Kurzfassung

Entwicklung von sicherheitstechnischen

Nachwärmeabfuhrpfaden für

Druckwasserreaktoren deutscher

Technologie (Leicht- und Schwerwasser)

Die auf Entwicklungen in Deutschland basierenden

Druckwasserreaktor-KKW für angereicherten

Brennstoff (PLWR) einerseits und für

Natururan (PHWR) andererseits sind in ihrer

Basiskonzeption weitgehend identisch. Ein

markanter Unterschied besteht jedoch im Umfang

der Reaktorhauptsysteme. Während diese

beim PLWR nur aus dem Reaktorkühl- und dessen

Druckhalte- und Abblasesystem bestehen,

kommt beim PHWR noch das Moderatorsystem

hinzu, das im Leistungsbetrieb der Anlage den

Moderator (Schwerwasser) permanent zu kühlen

hat. Dieses verfahrenstechnische System

wird in Zweitfunktion als innerstes Glied der

sicherheitstechnisch wichtigen Nachkühlkette

zur Wärmeabfuhr nach dem Abschalten des Reaktors

verwendet. Während man beim PLWR –

auch für die neuesten Anlagen – sowohl zum

Abkühlen nach planmäßiger Abschaltung als

auch zur Beherrschung der überwiegenden

Zahl anzunehmender Störfalle in der ersten

Zeit nach Schadenseintritt auf die weitere Bespeisung

der Dampferzeuger angewiesen ist,

wurde für den PHWR die Möglichkeit geschaffen,

die Reaktorkühlung von Anfang an allein

über die Nachkühlkette durchzuführen.

Anhand der Statusprojekte beider Kraftwerkslinien

dokumentieren sich nicht nur deren Einheitengrößen-Wachstum,

sondern auch die

Entwicklungs-Schritte ihrer Nachkühlketten-

Technologie, die hier aufgezeigt wird. l

Authors

Franz Stuhlmüller

External Scientific Associate at the Chair for

Nuclear Technology

Technical University of Munich

Prof. Rafael Macián-Juan, PhD

Head of the Chair of Nuclear Technology

Technical University of Munich

Munich, Germany

Development of Safety-related Residual Heat

Removal Chains from German Technology

Pressure Water Reactors I Franz Stuhlmüller

Introduction

The Nuclear Power Plants (NPPs) with

Pressure Water Reactor for enriched fuel

(PLWR, Pressurized Light Water Reactor)

and for natural uranium (PHWR, Pressurized

Heavy Water Reactor), developed in

Germany, are largely identical in their basic

design. However, there is a striking difference

in the scope of the main reactor

systems. While in PLWR these only consist

of Reactor and Reactor Coolant System including

Pressurizer and Pressurizer Relief

Tank, in PHWR the Moderator System is

added. In power operation of a PLWR, the

entire thermal reactor power is transferred

to the water/steam cycle via the Steam

Generators. In PHWR, on the other hand,

part of the power (approx. 10 %) has to be

removed – at a lower temperature level –

from the moderator, which is spatially separated

from the main reactor coolant within

the Reactor Pressure Vessel, but is kept

at the same pressure via function-related

Reactor

2 1 1 1 1

2 2 2

3 3 3 3

4 4 4 4

5 5 5 5

Heat Sink

compensating openings. This portion of

power is used to preheat the feed water before

it enters the Steam Generators. The

Moderator System installed for this purpose

can also be used in a second function

as the inner link in the Residual Heat Removal

Chain (RHRC) for cooling the reactor

after it has been switched off. In PLWR

the analog system is operated exclusively

for the removal of residual heat from the

reactor and, if necessary, the fuel pool. In

the following, the development of the

RHRC of both NPP lines is shown and the

main differences between both NPP-types

in this regard are explained by comparing

the most recently erected plants, DWR

1,300 MW (KONVOI) and Atucha 2.

Residual heat removal chain,

structure and terms

F i g u r e 1 shows the basic structure of the

three-part RHRC using the example of a

plant with four cooling lines, as is the case

Residual Heat Removal Chain

1

2

3

4

5

Residual Heat Removal Pump/

Moderator Pump

Residual Heat Exchanger/

Moderator Cooler

Component CoolingPump/

RHR Intermediate Cooling Pump

Component Cooling

Heat Exchanger/

RHR Intermediate Cooling

Heat Exchanger

Secured Service Cooling

Water Pump

Fig. 1. Residual Heat Removal from the Reactor; Definition of “System” (or “RHR link”),

“Sub-System”, “RHR Line” and “RHR Chain”.

49


Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors VGB PowerTech 5 l 2021

with DWR 1,300 MW and Atucha 2

(CNA 2). The figure also illustrates the

terms “system” (or “RHR link”), “subsystem”,

“RHR line” (resp. “redundancy”) and

„RHR Chain”. While a “system” contains

the entirety of all “subsystems” of an RHR

link (horizontal unit), each “RHR line” is

made up of three adjacent subsystems,

from heat source to heat sink (vertical

unit). All RHR lines together form the

“RHR Chain” (although in normal usage a

chain is understood to mean what is referred

to here as a line).

The RHRC thus consists of three procedural

systems, namely

––

a circulation system for reactor coolant

or moderator, connected to the reactor

cooling loops or directly to Reactor Pressure

Vessel *,

––

an intermediate cooling system, which

takes heat from it in heat exchangers, and

––

transfers it in another heat exchangers

via the so-called Secured Service Cooling

Water System to the external heat

sink. “Secured” expresses that the system

– like the entire RHRC – has a failsafe

design and that its electrical units

can be operated via the NPPs Emergency

Power Supply, if necessary.

In power plants where the service cooling

water cannot be taken directly from a body

of water (river, lake, sea), but in turn must

be re-cooled e.g. in a cooling tower, the

RHRC is in fact expanded by a fourth link.

However, this is not explicitly included in

the thermodynamic RHRC calculation. As

with open circuit water cooling, it is then

assumed that there is a fixed service cooling

water inlet temperature which the recooling

system has to implement or fall

below on the basis of assumed external climatic

conditions.

Temporal development

of the RHRC

The development steps up to the latest version

of the RHRC for PLWR and PHWR go

hand in hand with the chronological

growth of the unit sizes of both NPP variants

from the second half of the 1960s to

the end of the 1980s (F i g u r e 2 ).

Starting with MZFR (multi-purpose research

reactor Karlsruhe) as a prototype

NPP of a PHWR and KWO (Obrigheim nuclear

power plant) as a PLWR demonstration

plant, the unit power outputs increased

with almost constant gradients,

* In the case of sump operation after loss of coolant,

the extraction does not take place rom the

reactor system, but from the floor (sump) of

the reactor building interior. With the PLWR,

this is achieved by switching to a separate suction

line in the intake to the Residual Heat

Removal Pump. The PHWR uses the Safety Injection

Pump for this - possibly in parallel operation

with the Moderator Pump - which thus

becomes part of the RHRC. In the further explanations

and figures these RHRC special

variants are not considered.

Net power output in MWel

1,500

1,000

500

0

PLWR

KW B-A

(Biblis A)

1,150 MWel

KKS

(Stade)

630 MWel

KWO

(Obrigheim)

283 MWel

MZFR

(Karlsruhe)

50 MWel

KKI 2, upgraded

1,410 MWel

A total of 12 NPPs

in the 1,300 MW power class

(including KONVOI)

CNA 1

(Atucha 1, ARG)

319 MWel

––

at the PLWR version via KKS (Stade nuclear

power plant) to the KWB-A plant

(Biblis nuclear power plant, Unit A). This

was followed by a consolidation phase

with the construction of several (1,200

to) 1,300 MWel class NPPs before the

step towards an EPR size of ≥ 1,600 MWel

was taken,

––

at the PHWR with a significantly flatter

course via Atucha 1 (CNA 1) to CNA 2

plant as the last NPP of this type to date.

Hereinafter, the RHRC concepts of all of the

above power plants (without EPR) are

shown in their original version. Later retrofittings,

e.g. as adaptation measures to tightened

safety regulations are not considered.

SPO planned

CNA 2

(Atucha 2, ARG)

692 MWel

Start of Power Operation (SPO)

SPO

planned

KONVOI

KKI 2 (lsar 2)

KKE (Emsland)

GKN 2 (Gem.-KW Neckar)

1,287 MWel

SPO real

PHWR

SPO real

EPR

(Taishan 1, CHN)

1,660 MWel

1966 1969 1972 1975

1988 2013 2015 2018

1970 1974 1980 1990 2010 2020

Fig. 2. Temporal Development of unit net power of german-type PLWR and PHWR plants.

SG

RCP

3 4

5 6

Reactor

SG

RCP

Fig. 3. KWO, Reactor Coolant System and RHR Chain.

7

1

2

8

In the first plants – both PLWR and PHWR

– the single-line concept or multi-line in

meshed construction was common for the

systems of the RHRC. Here e.g. cross-connections

between individual subsystems of

an NKK element are established, via which,

if necessary, a standby pump can optionally

be connected to several circuits. However,

this design presupposes that failure of passive

system parts, such as piping, does not

have to be assumed. The extension of event

scenarios to be controlled, initially concentrated

on the double-ended rupture of a

reactor coolant line, in particular the postulate

that in the event of an accident, in

addition to the maintenance or repair of a

Main Steam System

Reactor Coolant System

Residual Heat

Removal System

Component Cooling

System

Secured Service

Cooling Water System

SG Steam Generator

RCP Reactor Coolant Pump

1

2

3

4

5

6

7

8

Residual Heat Removal Pumps

Residual Heat Exchangers

Component Cooling Pump(s)

Component Cooling

Heat Exchanger

Secured Service

Cooling Water Pumps

Emergency Secured

Service Cooling Water Pumps

Further Component Cooling

Water Consumers

Further Secured Service

Cooling Water Consumers

50


VGB PowerTech 5 l 2021

Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors

component, a single failure also occurs on

any system part, led to the transition to the

completely line-separated concept with

three or four RHR-lines for the RHRC, depending

on the unit size. This change took

place step by step for both types of NPP,

with the line separation developing from

the inner to the outer link of the cooling

chain, i.e. starting with the Moderator System

(PHWR) resp. the Residual Heat Removal

System (PLWR) up to the Secured

Service Cooling Water System.

The following descriptions are exclusively

in the present form, also for the plants that

have already been decommissioned.

NPPs with Pressurized Light Water

Reactors (PLWR)

Immediately after switching off a PLWR

power plant, cooling of the reactor system

basically takes place via the Steam Generators

(exception: loss of coolant accidents

above certain leak sizes). At the time, when

cooling is taken over by the RHRC, the

pressure and temperature of the reactor

cooling circuit have already been reduced

to such an extent, that the necessary design

values for the Residual Heat Removal System

are significantly lower than those of

the reactor system. The heat to be removed

has sunk so far, that an intermediate cooling

system, designed for low temperature

and low pressure, as well as open to

the surrounding room atmosphere, can

be used on the secondary side of the Residual

Heat Exchanger. This intermediate

cooling system (called “Component Cooling

System”) supplies further safety-related

and operational cooling points in parallel

to the Residual Heat Exchanger. If

the NKK has a multi-line structure at least

up to and including the Component Cooling

System, then two component cooling

subsystems are designed so that – alternating

– they can supply cooling water to

all of the operational cooling consumers

(e.g. of Reactor Coolant Pumps and nuclear

auxiliary systems) in addition to their

line-associated safety-related cooling

points.

NPP Obrigheim (KWO), 283 MW el

The NKK is formed from one line, i.e. each

NKK system from one circulation circuit.

The Residual Heat Removal System here

includes two Residual Heat Removal

Pumps connected in parallel and two Residual

Heat Exchangers, both of which are

integrated on their secondary side in the

single component cooling circuit [1].

Special features of KWO are:

––

The additional use of the Residual Heat

Exchangers as low-pressure coolers

within the Volume Control System (not

shown in F i g u r e 3 ),

––

Two Emergency Secured Service Cooling

Water Pumps (in addition to the regular

SG

RCP

3

5

SG

RCP

Reactor

RCP

2 2

two Secured Service Cooling Water

Pumps).

NPP Stade (KKS), 630 MW el

The Residual Heat Removal System as the

inner link of the RHRC is carried out in two

subsystems, but is still mesh-designed with

one Residual Heat Exchanger und two Residual

Heat Removal Pumps each [2, 3, 4].

The other two NKK links consist – like at

KWO – of only one circulation system each,

but with special features.

1

6

4 4 4

SG

RCP

Fig. 4. KKS, Reactor Coolant System and RHR Chain.

SG

RCP

SG

RCP

Reactor

RCP

SG

SG

SG Steam Generator

RCP Reactor Coolant Pump

1

2

3

4

5

6

Main Steam System

Reactor Coolant System

Residual Heat

Removal System

Component Cooling

System

Secured Service

Cooling Water System

Residual Heat Removal Pumps

Residual Heat Exchangers

Component Cooling Pump(s)

Component Cooling

Heat Exchanger

Secured Service

Cooling Water Pumps

Further Component Cooling

Water Consumers

These are:

––

Three Component Cooling Pumps,

––

Three Component Cooling Heat Exchangers

connected in parallel (which

were probably activated as required),

––

Two additional Emergency Component

Cooling Pumps (not shown in F i g u r e 4 ),

––

Three Service Cooling Water Pumps.

NPP Biblis Unit A (KWB-A), 1,150 MW el

With KWB-A, already in 1975 the RHRC

took the shape, which subsequently – with

RCP

Fig. 5. KWB-A, Reactor Coolant System and RHR Chain.

SG

Main Steam System

Reactor Coolant System

Residual Heat

Removal System

Component Cooling

System (safety-related part)

Component Cooling

System (operational part)

Secured Service

Cooling Water System

SG Steam Generator

RCP Reactor Coolant Pump

1 Residual Heat Removal Pumps

2 Residual Heat Exchangers

3 Component Cooling Pump(s)

4 Component Cooling

Heat Exchanger

5 Secured Service

Cooling Water Pumps

6 Further Component Cooling

Water Consumers

7 Further Secured Service

Cooling Water Consumers

51


Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors VGB PowerTech 5 l 2021

a few safety-relevant additions – became

the standard and has since been used for all

following PLWR plants [5, 6]. The number

of RHR lines usually, but not necessarily,

corresponds to the number of reactor cooling

loops. For this size of units (and also for

the EPR concept (≥ 1,600 MWel) four

Steam Generators and thus four reactor

cooling loops are required for heat transfer

to the water/steam cycle in power operation.

Accordingly, the RHRC also consists of

four independent RHR lines with a heat

transfer capacity of 50 % each, based on the

design case. (Note: Even for plants with

only three reactor cooling loops, this “one

to one” assignment of loop and line number

can be obtained without violating the safety

philosophy (repair and simultaneously

single-failure) when the heat transfer capacity

of each line is increased to 100 %.) In

F i g u r e 5 , the two inner Component Cooling

Circuits are designed for the alternating

supply of operational component points.

For this purpose, in addition to the regular

Component Cooling Pump, a second pump

is connected in parallel, operated in case of

a very high cooling water demand.

NPPs of DWR 1300 MW class

The increasing safety-related requirements,

set down e.g. in the “RSK Guidelines

for Pressurized Water Reactors” [7]

and in “Safety Regulations of the KTA”

[8, 9], in particular

––

elevated awareness of the fuel pool inventory

as a source of activity, and

––

the inclusion of “civilization-related external

impacts” (aircraft crash, explosion

pressure waves, third part influences) as

cases to be managed,

led to important extensions for the system

technology of the steam generator feed as

well as for the RHRC [10] (F i g u r e 6 ).

With the Emergency Feed Water System, a

possibility of short and medium-term heat

removal from the Reactor Coolant System

via the Steam Generators was created, independent

of the Feed Water Tank and the

regular Emergency Power Supply. For the

subsequent long-term cooling via the socalled

Emergency RHR Chain in this two of

the four RHR lines, whose residual heat

removal circuits contain a Fuel Pool Cooling

Pump,

* With introduction of the new “Power Plant Labeling

System (KKS)” in 1976 the Component

Cooling System was, without any technical impact,

split into “Safety Component Cooling

System” and “Operation Component Cooling

System”. The former includes the Component

Cooling Pumps, the Component Cooling Heat

Exchangers as well as the supply of all cooling

points that are relevant for operation of the

RHRC. The latter only consists of the connected

pipe network, which distributes and collects

the cooling water flows to consumers of nuclear

operating systems inside Reactor- and

Reactor Auxiliary Building.

SG

RCP

SG

1 Residual Heat Removal Pumps

1a Fuel Pool Cooling Pumps

2 Residual Heat Exchangers

3 Component Cooling Pumps

3a Emergency Component

Cooling Pumps

RCP

Reactor

RCP

4 Component Cooling

Heat Exchangers

5 Secured Service

Cooling Water Pumps

5a Emergency Secured Service

Cooling Water Pumps

SG

RCP

SG

6 Safety-related Cooling Points

7 Secured Intermediate Coolers

8 Emergency Feed Water Pumps

9 Emergency Generators

10 Emergency Diesel Engines

Fig. 6. DWR 1,300 MW, Reactor Coolant System and RHR Chain.

SG

From

Condenser

Cooling

Tower

RCP

3

5

Reactor

SG

RCP

Feedwater

System

Fig. 7. MZFR, Reactor Coolant System and RHR Chain.

4

1

2

7

Main Steam System

Reactor Coolant System

Residual Heat

Removal System

Safety Component

Cooling System

Operation Component

Cooling System

Secured Service

Cooling Water System

SG Steam Generator

RCP Reactor Coolant Pump

11 Demineralized

Water Pool

––

an Emergency Component Cooling

Pump within the Safety Component

Cooling System*, and

––

an Emergency Secured Service Cooling

Water Pump in the Secured Service Cooling

Water System.

are installed in parallel to the existing

pumps.

The Fuel Pool Cooling Pumps themselves

act as “Emergency Residual Heat Removal

Pumps” as part of the Residual Heat Removal

System in this case. If required, all

this pumps are supplied with power via the

Emergency Generators, which – after the

Emergency Feed Water Pumps have been

disconnected – are driven by the Emergency

Diesel Engines.

For the fuel pool cooling, in addition to the

two RHR lines that include the Fuel Pool

Cooling Pumps, there is also another fuel

pool cooling circuit whose Fuel Pool Cooler

is supplied by the Operation Component

6

SG

RCP

1

2

3

4

5

6

7

Main Steam System

Reactor Coolant System

Moderator System

Component Cooling

System

Secured Service

Cooling Water System

Steam Generator

Reactor Coolant Pump

Moderator Pumps

Moderator Coolers

Component Cooling Pump(s)

Component Cooling

Heat Exchanger

Secured Service

Cooling Water Pumps

Further Component Cooling

Water Consumers

Further Secured Service

Cooling Water Consumers

52


VGB PowerTech 5 l 2021

Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors

Cooling System*. In this way, heat removal

from the fuel pool is possible in principle

via each of the four RHR lines.

NPPs with Pressurized Heavy

Water Reactors (PHWR)

The function of the Moderator System in

power operation of the plant requires identical

pressure and temperature design values

as for the Reactor Coolant System itself.

However, this also opens up the possibility

– by switching over valves inside the

Moderator System and with an appropriate

design of the RHR Intermediate Cooling

System as the middle link of the RHRC – to

take over the cooling of the reactor immediately

after shut down, even without additional

Steam Generator feed. This option

has not yet been implemented for the

MZFR as the first PHWR plant. Only CNA 1

and CNA 2 are equipped with a high pressure/high

temperature designed RHRC

and are therefore independent of the function

of the main heat sink (steam turbine

condenser) for cooling down the plant after

all shut-down occasions to be assumed.

Multi-purpose research reactor Karlsruhe

(MZFR), 50 MW el

The shutdown concept of the MZFR basically

corresponds to that of PLWR plants,

with priority on the Steam Generators [11]

(F i g u r e 7 ). Only when this – below a certain

coolant temperature – is no longer

thermodynamically possible, switch over

to RHRC operation has to be performed for

further cooling of the plant. Moderator

temperature and heat to be removed at this

time are already so low that the Moderator

Cooler on its secondary side can be operated

with inlet temperatures, which are accepted

by the other cooling points without

boiling at its outlet; even at the slight overpressure

with which the Component cooling

System is operated.

A special feature of the MZFR-RHRC is that

the operating pressure in the Secured Service

Cooling Water is higher than in the

Component Cooling System. In the event

of a heat tube leak in the Component Cooling

Heat Exchanger, transition of possibly

radioactive contaminated water to the environment

is thereby avoided, but pollution

of the deionized water in the component

cooling circuit may happen instead. In

subsequent plants, the pressure gradation

was implemented consistently from the

heat source (high) to the heat sink (low).

RCP

SG

Reactor

NPP Atucha 1 (CNA 1), 319 MW el

In contrast to MZFR, with CNA 1 one can

already speak of an important step towards

a multiple-line design of the RHRC (F i g -

u r e 8 ). The Moderator System consists of

two completely separate loops, each of

which adjacent to a circuit of the RHR Intermediate

Cooling System [12, 13, 14].

Deviating from MZFR, the task of this system

is to be able to take over the reactor

cooling already shortly after shut down of

the reactor. The associated temperature

and pressure values in the system preclude

the use of the Component Cooling System

for heat removal; this is designed to only

supply all other safety-related and the operational

cooling points as a single circuit.

It is fitted out with two Component Cooling

Heat Exchangers and Component Cooling

Pumps of full capacity each. The RHR Intermediate

Cooling System is equipped

with a third RHR Intermediate Cooling

Pump. In the event of failure of one of the

two regular pumps this additional pump

takes over the circulation in the affected

SG

2 1 1 2

Feed Water

System

3 3 3

4 4

5

RCP

6

Main Steam System

Reactor Coolant System

Moderator System

RHR Intermediate

Cooling System

Component Cooling

System

Secured Service

Cooling Water System

8

Fig. 8. CNA 1, Reactor Coolant System and RHR Chain.

7

9

SG Steam Generator

RCP Reactor Coolant Pump

1 Moderator Pumps

2 Moderator Coolers

3 RHR Intermediate

Cooling Pumps

4 RHR Intermediate

Cooling Heat Exchanger

5 Secured Service

Cooling Water Pumps

6 Component

Cooling Pumps

7 Component Cooling

Heat Exchanger

8 Component Cooling

Water Consumers

9 Fuel Pool Coolers

circuit. The principle of line separation for

the RHR Intermediate Cooling System is

not impaired by this. The return lines of the

RHR Intermediate Cooling Circuits cannot

be shut off to the area around the Moderator

Cooler flowed through by the feed water

during power operation, so that the

feed water pressure is impressed on them

in their standby state. After the feed water

lines at the outlet of the Moderator Cooler

have been shut off and transition to the

RHRC cycle operation is completed, the

water balance in the RHR Intermediate

Cooling Circuits (absorption of expansion

water when heating up, recovery of contraction

water when cooling down) can be

SG Reactor SG

RCP

Main Steam System

Reactor Coolant

System

RCP Reactor Coolant Pump

SG SteamGenerator

1 Moderator Pumps

2 Moderator Coolers

3

4

5

6

Moderator System Safety Component Cooling System Secured Service

Cooling Water

System

RHR Intermediate

Cooling System

Operation Component

Cooling System

RHR Intermediate Cooling Pumps

RHR Intermediate Cooling Heat Exchangers

Secured Service Cooling Water Pumps

Component Cooling Pumps

Fig. 9. CNA 2, Reactor Coolant System and RHR Chain.

RCP

7 Component Cooling Heat Exchangers

8 Component Cooling Water Consumers

9 Fuel Pool Coolers

10 Secured Intermediate Coolers

53


Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors VGB PowerTech 5 l 2021

carried out via expansion tanks as well as

discharges to the feed water tank on the one

hand, and feed from the feed water tank or

the deionized water tank by means of system-associated

pumps on the other hand.

A line assignment has not yet been made for

the outer RHRC link, the Secured Service

Cooling Water System. Three parallel Secured

Service Cooling Water Pumps can feed

a manifold, from which all intercoolers as

well as the Fuel Pool Coolers are supplied.

NPP Atucha 2 (CNA 2), 692 MW el

A clear line separation concept has been

implemented at CNA 2. Although the plant

only has two reactor cooling circuits, the

Moderator System and the entire RHRC are

constructed with four lines, each of them

having a capacity of 50 % of the total power

to be removed in the design case. Thus the

“repair + single-failure” criterion for accidents

is fulfilled. Not only the RHR Intermediate

Cooling System, but also the Safety

Component Cooling System here consists

of four circuits, which supply the

respective associated consumers – i.e.

pumps and their motors – with cooling water.

The circuits of the two outer redundancies

in F i g u r e 9 can also be optionally

switched on to cooling points of the fuel

assembly transport devices (not shown in

F i g u r e 9 ). One circuit of the two inner

redundancies serves not only its safety-relevant

consumers, but also the Operation

Component Cooling System, the other one

stands by for that. The design of the RHR

Intermediate Cooling System enables – if

necessary – a takeover of heat transfer

from the reactor cooling system after shutdown

of the plant without the aid of steam

generator feed. To achieve the maximum

possible heat removal capacity, the bypasses

inside the RHR Intermediate Cooling

Circuit around Moderator Cooler and RHR

Intermediate Cooling Heat Exchanger

must be closed. If it is necessary for the

RHRC to keep the reactor cooling system in

a desired temperature state or to cool it

down according to a specified shutdown

gradient, this is done by opening/closing

the bypass around the Moderator Cooler

(without intermediate positions) and by

controlling the flow rate through the primary

side of the RHR Intermediate Cooling

Heat Exchanger on the one hand and the

bypass around the cooler on the other

(Shutdown control).

An important further development compared

to CNA 1 is the handling of the water

balance in the RHR Intermediate Cooling

Circuits. Facilities for absorbing expansion

water and re-feeding it when the circuit

cools down as well as replacing operational

medium losses in the first period after an

accident occurs (in the event of failure of

operational demineralized water supply)

are set up for each circuit self-sufficient

and spatially separated from each other in

the Reactor Building Annulus.

Each of the four subsystems of the Secured

Service Cooling Water System with one Secured

Service Cooling Water Pump each,

supplies all of the assigned heat exchangers

in parallel, that are:

––

One RHR Intermediate Cooling Heat Exchanger,

––

One Component Cooling Heat Exchanger,

––

One Secured Intermediate Cooler,

––

This heat exchanger removes the heat

loss from the line-assigned Emergency

Diesel Engine and the Secured Chilled

Water System, which is absorbed in the

so-called Secured Closed Cooling Water

System.

––

One Fuel Pool Cooler (Really only a total

of two coolers, each of which con-

SG

SG

RCP

RHR Intermediate

Cooling System

Main Steam System

Reactor Coolant System

RCP

Main Steam System

Reactor Coolant System

SG

RCP

Residual Heat Removal System

Safety Component Cooling System

Moderator System

RHR Intermediate

Cooling System

Reactor

nected to two Secured Service Cooling-

Water Pumps for alternating supply)

Comparison DWR 1,300 MW –

Atucha 2

By comparing the RHRC configurations of

the latest PLWR- and PHWR plants in F i g -

u r e 10 it is intended to show at a glance

their differences in the type and scope of

process engineering equipment for the removal

of residual heat from the reactor

cooling system. Furthermore, it is made

clear which or how many subsystems/lines

must be active during power operation of

the plant.

SG

RCP

Safety Component Cooling System

Operation Component

Cooling System

DWR 1,300 MW

RCP

Operation Component Cooling System

Secured Service Cooling Water System

SG

SG

CNA 2

Secured Service

Cooling Water

System

Fig. 10. DWR 1,300 MW – CNA 2, Comparison of RHR Chains regarding their necessary use

during power operation of the plant; Explanation of Numbers: see Figures 6 and 9.

RCP

54


Inner Link

Middle Link

Outer Link

VGB PowerTech 5 l 2021

Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors

DWR 1,300 MW

Reactor

CNA 2

Reactor

SG

RCP

SG

RCP

1 2

6

HPT

FWT

HPT

FWT

RH

In order to complete the comparison, the

water/steam cycle must also be included.

3

3

M

S

4 5

4

M

S

5

LPT

LPT

G

G

Steam Systems

Reactor Coolant System

Moderator System

Feedwater System

Main Condensate System

Main CoolingWater System

G

SG

RCP

RH

FWT

HPT

LPT

MS

1

2

3

4

5

6

Generator

Steam Generator

Reactor Coolant Pump

Reheater

Fee Water Tank

High Pressure Turbine

Low Pressure Turbine

Moisture Separator

Moderator Pump

Moderator Cooler

Main Feedwater Pump

Low-Pressure

Feedwater Heater

Main Condensate Pump

High-Pressure

Feedwater Heate

Fig. 11. DWR 1,300 MW- CNA 2, Comparison of Water/Steam Cycles (simplified).

By using the Moderator Cooler for preheating

the feed water, the PHWR is considerably

simplified in comparison to the PLWR

(F i g u r e 11 ). In addition to the High Pressure

Preheaters themselves, the steam extraction

points on the high-pressure section

of the steam turbine and the connecting

steam pipes are eliminated for the PHWR.

The second above item determines the

number of pumps that are to be operated

continuously, and thus also the electrical

auxiliary power demand as well as the net

efficiency. This in turn influences the economic

attractiveness of the plant.

Explanations to F i g u r e 10 :

––

Thick drawn subsystems and components:

Used in power operation

––

Thin drawn subsystems and components:

Ready for operation readiness

––

Thin drawn heat exchanger edging, but

with thick drawn flow symbol: Flow

through its secondary side, but without

heat input

For DWR 1,300 MW, the upper part of

F i g u r e 10 shows the minimum amount

of subsystems to be operated.

It is assumed that

––

The fuel pool cooling circuit connected

to the Operating Component Cooling

System is sufficient to maintain the fuel

Tab. 1. DWR 1,300 MW – CNA 2, Comparison of RHR Chain functions.

RHR-

C

System (Design)

Functions

– Power Operation

– Shut down

operation

– Plant Accidents

– Civilization-related

External Impacts

RHR Control

System (Design)

Functions

– Power Operation

– Shut down

operation

– Plant Accidents

– Civilization-related

External Impacts

RHR Control

System (Design)

Functions

– Power Operation

– Shut down

operation

– Plant Accidents

– Civilization-related

External Impacts

RHR Control

DWR 1,300 MW CNA 2

Residual Heat Removal System (MP/MT)

Fuel Pool Cooling (FPC*)

Reactor Cooling via RHR Chain,

FPC*

Reactor Cooling via Emergency RHR Chain,

FPC*

at Primary Side of Residual Heat Exchangers

Nuclear Component Cooling System (LP/LT)

Safety Component Cooling System (SCCS)+ Operation Component Cooling System

(OCCS)

Supply of OCCS, and possibly of 1 RHE for FBC* in

case of and very high cooling water temperatures

Heat Transfer via RHR Chain,

Supply of OCCS (if possible)

Heat Transfer via Emergency RHR Chain

---

Heat dissipation from SCCS (sources: OCCS and

possibly FPC*), and from SCCWS to the heat sink

Heat dissipation via RHR Chain and from SCCWS

to the heat sink

Heat dissipation via Emergency RHR Chain,

to the heat sink

---

Secured Service Cooling Water System (LP/LT)

Moderator System (HP/HT)

Feed Water Preheating through Moderator Cooling

Reactor Cooling via RHR Chain

---

Supply of OCCS,

Supply of SCCS consumers in all of ist

subsystems

Supply of OCCS (if possible),

Supply of SCCS consumers in all of ist

subsystems

---

RHR Intermediate

Cooling System (HP/HT)

Heat Dissipation via all subsystems from SCCS (incl. OCCS), SCCWS

and FPC to the heat sink

Heat dissipation via RHR Chain and from SCCS (possibly incl. OCCS),

SCCWS and FPC to the heat sink

---

Only Feed Water pass-through

at Moderator Cooler

Heat Transfer via RHR Chain

at Primary Side of the RHR Intermediate

Cooling Heat Exchanger

MP/MT: Medium Pressure/MediumTemperature HP/HT: High Pressure/HighTemperature LP/LT: Low Pressure/LowTemperature FPC: Fuel Pool Cooling

*: Assumption, that Fuel Elements are stored RHE: Residual Heat Exchanger RHR: Control of Heat to be dissipated via RHR Chain/RHR Line

SCCWS: Secured Closed Cooling Water System (Cooling of Diesel Engines and Secured Chilled Water System)

55


Safety-related residual heat removal chains for pressure water reactors VGB PowerTech 5 l 2021

pool water under the desired temperature.

Otherwise, one of the outer lines

would have to be operated with a Fuel

Pool Cooling Pump, additionally or exclusively.

––

Operation of one of the four Secured

Chilled Water Systems (which are redundantly

supplied by the so-called Secured

Closed Cooling Water Systems) is sufficient

and therefore only one of the Secured

Intermediate Coolers (No. 7 in

F i g u r e 6 and F i g u r e 10 above) has

to be flowed through. If this is not the

case, then additional subsystems of the

Secured Service Cooling Water System

(and with that Secured Service Cooling

Water Pumps too) must be activated.

With CNA 2, the constantly running Moderator

Pumps mean that their cooling

points – line-separated – always have to be

supplied with cooling water via the Safety

Component Cooling System. Therefore, all

its subsystems as well as the entire Secured

Service Cooling Water System must always

be operated. With regard to the heat removal

capacity, actually only the line which

is connected to the Operation Component

Cooling System with its permanent heat

input is utilized, fully or only partially.

The part of the RHR Intermediate Cooling

System not flowed by feed water is separated

and in stand-by condition.

In contrast to the DWR 1,300 MW, the fuel

pool cooling in CNA 2 is completely independent

from the heat removal via the

RHRC. Here, the fuel pool cooling circuits

transfer the heat to be removed directly to

the Secured Service Cooling Water via their

own Fuel Pool Coolers (No. 9 in F i g u r e 9

and F i g u r e 10 , below). Each one of the

coolers can alternatively be supplied by two

subsystems of the Secured Service Cooling

Water System; this is why in F i g u r e 9 and

F i g u r e 10 below – only to illustrate the

availability – four pool coolers are drawn.

Ta b l e 1 summarizes the most important

information from the RHRC systems of

DWR 1,300 MW and CNA 2. In addition to

their design (high/medium/low pressure

resp. temperature), their functions in normal

operation and assumed accident cases

of the plant are listed.

It is also indicated at which points of the

RHRC the heat to be removed can be controlled.

This is done by dividing the total flow of

the pumps (Residual Heat Removal

Pumps/Fuel Pool Cooling Pumps resp.

RHR Intermediate Cooling Pumps) between

heat exchangers (Residual Heat Exchanger

resp. RHR Intermediate Cooling

Heat Exchanger) on the one hand and the

bypasses around the coolers on the other.

Summary

Development of the Residual Heat Removal

Chain (RHRC) in NPPs with pressurized

water reactors of German design, from the

prototype plant MZFR (heavy water) and

the demonstration power plant KWO (light

water) to the last plants erected, was carried

out on three mutually independent

areas:

––

Pressurized Light- and Heavy-Water

DWR (PLWR and PHWR):

Increasing requirements concerning

plant-internal damage assumptions

The assumption of failing of passive components

and system parts as well as the

postulate of simultaneity of “repair case

and single failure” led to the (step-bystep)

––

transition from the single-line to the

multi-line RHRC-design with several

functionally independent redundancies

of the same heat transfer capacity.

In plants with four RHR lines – as is the

case with the DWR 1,300 MW class as

well as with Atucha 2 – each of the

lines has to be equipped with a heat

removal capacity of 50 %, based on the

thermodynamic design case of the entire

RHRC.

––

This goes hand in hand with abandoning

meshing technology in which, for

example, if a pump fails, a reserve unit

can be switched to various subsystems

of an NKK element.

––

Pressurized Light Water Reactors

(PLWR of new design):

Introduction of emergencies „civilization-related

external impacts“

For the first time after the occurrence of

accidents, in which it is no longer possible

to feed the Steam Generators from

the Feedwater Tank, the Emergency

Feed Water System was created to remove

the residual heat via Steam Generators,

for the long-term range via the

Emergency RHR Chain, both of them

operated by self-sufficient diesel engines/generators.

Since the simultaneous

repair of a system part is not to be

assumed for such emergencies, two

Emergency Cooling Lines of a thermal

capacity of 100 % each, with respect to

the max. power to be removed, are sufficient.

For this ECC, subsystems of the

middle link (Safety Component Cooling

System) and the outer link (Secured Service

Cooling Water System) of the existing

RHRC are equipped with additional,

less powerful pumps – parallel to the

main pumps. By using this two lines as

ECC which contain a Fuel Pool Cooling

Pump in their inner link, this aggregates

are also deployed as „emergency residual

heat removal pumps“. Both the reactor

and the fuel pool can thus be cooled via

these lines.

––

Pressurized Heavy Water Reactor

(PHWR after MZFR):

Transition to a high-pressure / hightemperature

RHRC

The residual heat removal concept of the

MZFR as the first plant of this type of

NPPs is largely identical with that from

PLWR. In the first time after reactor shutdown

cooling is performed exclusively

via the secondary side (Steam Generator)

before the RHRC takes over with the

Moderator System as the inner link. Only

in the subsequent plants Atucha 1 and

Atucha 2 the fact has been utilized, that

with the Moderator System a “Residual

Heat Removal System” is available,

which is similar to the Reactor Cooling

System regarding its pressure/temperature

design values. By also designing the

middle RHR link, the

RHR Intermediate Cooling System, as a

high-pressure/high-temperature circuit

it was possible to create a divers residual

heat removal option for the Steam Generators,

with which reactor cooling is

possible from the beginning – without

further Steam Generator feeding.

Bibliography

[1] Lepie, G., Martin, A.: Aufbau der Gesamtanlage

KWO. Atomwirtschaft, December

1968, P. 596-606.

[2] Kernkraftwerk Stade: Tabelle: Wichtige

Daten des Kernkraftwerks Stade. Atomwirtschaft,

November 1971, P. 586-590.

[3] Müller, H., Stahlschmidt, H.: Die Gesamtanlage

des Kernkraftwerks Stade. Atomwirtschaft,

November 1971, P. 579-580.

[4] Bruhn, H.: Reaktorhilfs- und Nebenanlagen

des KKS. Atomwirtschaft, November 1971,

P. 610-612.

[5] Huttach, A., Putschögl, G., Ritter, M.: Die

Nuklearanlage des Kernkraftwerks Biblis.

Atomwirtschaft, August/September 1974,

P. 420-430.

[6] Bald, A., Brix, O.: Die Dampfkraftanlage

des Kernkraftwerks Biblis. Atomwirtschaft,

August/September 1974, P. 431-438.

[7] SK-Leitlinien für Druckwasserreaktoren:

Original version (3rd edition of October

14, 1981), with amendments of November

15, 1996.

[8] Sicherheitstechnische Regel des KTA: KTA

3301, Nachwärmeabfuhrsysteme für Leichtwasserreaktoren.

Version 2015-11.

[9] Sicherheitstechnische Regel des KTA: KTA

3303, Wärmeabfuhrsysteme für Brennelementlagerbecken

von Kernkraftwerken mit

Leichtwasserreaktoren, Version 2015-11.

[10] Rieser, R., Brosche, D., Faber, P.: Planung,

Errichtung und Inbetriebnahme des Konvoi-

Leitprojektes Isar-2. Atomwirtschaft, June

1988, P. 276-284.

[11] Bald, A., Schamburger, R.: Die Dampfkraftanlage,

from MZFR Kernkraftwerk mit

Mehrzweck-D2O-Druckkesselreaktor in

Karlsruhe, Atomwirtschaft, July/August

1965, P. 363-368.

[12] Frewer, H., Keller, W.: Das 340-MW-Kernkraftwerk

Atucha mit Siemens-Natururan-

Druckwasserreaktor. Atomwirtschaft, July

1968, P. 350-358.

[13] Herzog, G., Sauerwald, K.-J.: Das Kernkraftwerk

Atucha. Changed reprint from

ATOM und STROM, 15th Year, issue 4,

April 1969, P. 53-63.

[14] Hirmer, G., Seifert, W.: Das Kernkraftwerk

Atucha. Elektrotechnische Zeitschrift,

Ausgabe A (ETZ-A), Band 90, (1969), P.

509-513.

l

56


VGB PowerTech 5 l 2021

Nuclear power in China: Opportunities for foreign nuclear power companies

Demand analysis of nuclear power

technology in China: opportunities for

foreign nuclear power companies

Hong Xu, Tao Tang and Baorui Zhang

Kurzfassung

Analyse zum Bedarf von Technologie

für die Kernenergienutzung in China:

Chancen für ausländische

Nuklearunternehmen

Weltweit hat China die größte Anzahl von Kernkraftwerksblöcken

(KKW) in Bau oder Planung.

Dies verspricht vielfältige Geschäftsmöglichkeiten

für den Nuklearmarkt. Gleichzeitig

verfügt China über eine umfassende Nuklearindustrie

mit hunderten von zusammenarbeitenden

Unternehmen bzw. Organisationen. Der

riesige Markt der Kernkraft ist aber attraktiv

für ausländische Kernkraftunternehmen. China

hat ein gutes Umfeld für internationale Kooperationen.

Das Problem liegt in einer Klärung

des möglichen Bedarfs in den traditionellen

Teilbereichen der Kernenergietechnologie und

der verschiedenen Tochtergesellschaften für

eine Zusammenarbeit. Aufgrund der Herausforderung

für eine Bedarfsanalyse und der Ungewissheit

der Bewertung, stellt dieser Artikel

eine statistische Methode vor, die auf der Bewertung

der Experten der China Nuclear Energy

Association (CNEA) und Berichten zum Nuklearsektor

basiert. Die Schlussfolgerung dieses

Artikels kann als Referenz für die internationale

Zusammenarbeit in der Kernenergienutzunverwendet

werden.

l

China has the largest number of nuclear

power plant (NPP) units under construction

or planned in the world, which shows

the promising potential business opportunities

of its nuclear power market. Simultaneously,

it has a complete nuclear industry

chain with hundreds of related companies/

organizations. The huge market of nuclear

power is attractive to foreign nuclear power

companies. China has a good environment

for international cooperation. But the

problem is how to clarify the possible demand

in traditional sub-fields of nuclear

power technology and different subsidiaries

for cooperation. Due to the huge work

of one-by-one demand analysis and the uncertainty

of the academic research level

evaluation of the subsidiaries from different

organizations, this article presents a

statistical method based on the evaluation

of the China Nuclear Energy Association

(CNEA) experts and related reports. The

conclusion of this article can be used as a

reference for international cooperation in

the nuclear power community.

1 Introduction

In 1985, China (hereafter represents the

People’s Republic of China) began to build

the first nuclear power plant (NPP) – Qinshan

NPP [1] – in Zhejiang province, which

used the own developed technology. But by

introducing the French nuclear technology,

the first commercial NPP in China was

Daya Bay NPP on February 1, 1994 [2].

This fact reflects the advantages of foreign

technology in nuclear power technology.

In this century, the Chinese government

vigorously promotes the development of

nuclear power technology. F i g u r e 1

shows the nuclear power generation in

China during 2015 to 2019. The average

annual increase rate exceeded 16 %, which

was equivalent to adding 4 to 5 units

(100 MWe-class) each year. Until the end of

2019, there were a total of 48 NPP units in

commercial operation in China (total capacity

45,518 MWe), which generated accounted

for 4.7 % of total power generation

[3]. The nuclear power generation target

specified in 2007 [4] (i.e., total capacity at

40,000 MWe and total power generation at

2.8×1011 kWh before the end of 2020)

was consequently completed ahead of

schedule. The national development program

(2021 to 2025) has confirmed the

boost of green energy and decrease of CO 2

release, which will lead to the development

of nuclear energy definitely [5].

4,000

3,500

Power generation in 10 8 kWh

3,000

Power generation in 10 8 kWh

2,500

2,000

1,500

1,000

Authors

Hong Xu

Tao Tang

Jinyuyun Energy Technology Co., Ltd.

Chongqing, China

500

0

2015 2016 2017 2018 2019

Fig. 1. Nuclear power generation in China (2015 – 2019).

57


Nuclear power in China: Opportunities for foreign nuclear power companies VGB PowerTech 5 l 2021

Nuclear power is considered to be the most

potential energy to satisfy the huge power

demand in the near future in China. The

number of NPP units under construction or

planned in China is the largest in the world

[6]. As a result, China’s nuclear power market

has great potential and attractiveness

for foreign nuclear power companies/organizations.

Actually, owing to the participation

of foreign nuclear power companies,

China has a versatile of NPP types from the

world, for example, M310 (France), Water-

Water energetic reactor (WWER, Russia),

CANDU (Canada), AP1000 (USA), EPR

(Europe). These bring huge economic benefits

to related foreign companies and countries.

Although the type of NPP in China is

comprehensive and China has built Hualong

One NPP (3 rd generation type) in Fuqing

using its own nuclear power technology,

owing to the late start of the nuclear

industry, the technology is still relatively

lagged comparing with the developed

countries which have much longer development

periods of nuclear power. Consequently,

it can be predicted that in the following

years, there will be another boost of

cooperation between Chinese and foreign

nuclear companies/organizations.

But the problem is how can the nuclear-related

domestic and foreign companies find

cooperation opportunities between them,

and jointly explore the Chinese nuclear

power market. Furthermore, since nuclear

power is a very complex industrial system

in China, with several companies, and

these companies normally have tens of or

hundreds of subsidiaries, it makes cooperation

of domestic and overseas companies

more difficult. In order to help the foreign

nuclear power companies to understand

the demand for the nuclear industry in

China currently, this article will analyze

the demand for nuclear power technology

in China and simultaneously recommend

some opportunities for foreign nuclear

power companies.

2 Demand analysis of nuclear

power technology

Although the development history of nuclear

energy in China is relatively short,

China has a complete nuclear industry

chain with hundreds of related companies

/organizations. It is difficult to analyze

their demands one by one. Fortunately,

China has a national nuclear energy nonprofit

organization – China Nuclear Energy

Association (CNEA). It is a voluntary group

composed of enterprises and institutions in

the total fields of the nuclear industry. Including

nuclear facility construction, operation,

research and design, construction

and installation, equipment manufacturing,

nuclear fuel cycle, technical services,

and personnel training, etc. CNEA has its

own website. A large number of important

news, information of technical progress

International

advanced level

International level

Domestic advanced level

and reports on nuclear energy are released

on the website. Consequently, the idea of

this article is to analyze the demand for nuclear

power technology in China based on

the evaluation reports of CNEA.

The developed technology is top-level compared

with other developed countries with advanced

nuclear power technology

The developed technology is comparable and in

the middle level of developed countries with

advanced nuclear power technology

The developed technology is domestic top-level

but there is a significant technology gap

compared with international level

Fig. 2. Three technical levels for the evaluation of nuclear technology in China by CNEA.

2.1 Demand analysis of specific fields

CNEA tracks the latest developments in the

nuclear industry of China each year and organizes

a special expert seminar to evaluate

each development item separately. Each

item is evaluated by tens of experts. These

experts are outstanding in related subfields.

In order to keep the evaluation fair,

the experts are chosen from different organizations.

They assess the nuclear technologies

in detail and judge the developments

into three levels: international advanced

level, international level and

domestic advanced level (see F i g u r e 2 for

the definition of each level). Apparently, the

demand for the 3 rd level “domestic advanced

level” technology is higher than the other

two levels, which are also opportunities for

foreign nuclear power companies. Hence,

the items in this level are also called “technologies

in demand” in this article.

Ta b l e 1 has shown the summarized information

of nuclear technology development

of different levels in China in the last

three years. According to Ta b l e 1 , the

proportions of international advanced level

and international level each year were

less than 8 % and 30 % respectively, which

means more than 60 % of the developed

nuclear technologies were domestic advanced

level but with a significant technical

gap compared with the international

level. The foreign nuclear power companies

can focus on nuclear technologies of

this level and take advantage of these opportunities

to explore the nuclear power

market of China. Consequently, the rest of

the paper will concentrate on the technology

items at this level (demand level).

In order to clarify the specific technology in

the 3rd level (technologies in demand), the

nuclear power technologies are divided into

multiple sub-fields: (a) design & safety

(D&S), (b) construction, installation &

commissioning (C&I&C), (c) operation &

evaluation (O&E), (d) equipment (E), (e)

nuclear resources & fuel (R&F) and (f) others.

F i g u r e 3 shows the proportions of

sub-fields in this level. In order to make the

demand clearer, F i g u r e 4 shows the numbers

of different sub-fields in the 3 rd level.

Design & safety (D&S) and equipment (E)

have the largest demands (totally more

than 50 %) compared with other sub-fields.

This is consistent with the current situation

of nuclear power technology in China –

several NPP types for engineering design

and built simultaneously, and relative lack

of nuclear equipment manufacturing capacity.

The other two important sub-fields

are operation & evaluation (O&E) and nuclear

resources & fuel (R&F). With the increase

of NPPs in China, the demand for

these two aspects will obviously increase.

Since the difference between the 2 nd and

3 rd generation NPPs are not so significant,

the demand for the sub-field of construction,

installation & commissioning (C&I&C)

is not so high.

2.2 Demand analysis of specific

organizations

Although section analyzed the demand

for sub-fields, in order to find the corporations

or organizations for potential coop-

Tab. 1. Summary of nuclear technology development of different levels in 2018-2020.

Year

Level

International

advanced level

International level

Domestic

advanced level

2018 5 21 55 81

2019 5 22 48 75

2020 6 20 51 77

Sum 16 63 154 233

Sum

58


VGB PowerTech 5 l 2021

Nuclear power in China: Opportunities for foreign nuclear power companies

23 %

27 %

9 %

7 %

6 %

2018 2019

14 %

9 %

23 %

2020

14 %

13 %

28 %

25 %

eration, it should be clearer about which

companies or organizations have the corresponding

demand. This section will introduce

firstly the structure of nuclear

power-related corporations/organizations

in China and their main subsidiaries which

have the technology demand, followed by

the analysis of their demand. It should be

emphasized that the universities are not

within the scope of this study.

There are three major nuclear power corporations

in China, which engage in the research

and application of nuclear power

technology, are named China National Nuclear

Corporation (CNNC), China General

Nuclear Power Corporation (CGN) and State

Power Investment Corporation (SPIC).

––

CNNC is the oldest nuclear power company

in China. It has the most complete

nuclear power industry chain, composed

of more than 100 subsidiaries, institutions

and scientific research institutes.

––

With the commercial operation of the

Daya Bay NPP, CGN was established in

1994 and currently consists of more than

30 subsidiary companies.

31 %

12 % 11 %

7 % 13 %

27 %

Design & safety

Construction, installation & commissioning

Operation & evaluation

Equipment

Nuclear resources & fuel

Others

Fig. 3. The proportions of sub-fields in the 3 rd level (technologies in demand).

Number

25

20

15

10

5

0

Fig. 4. Numbers of different sub-fields in the 3 rd level.

Design & safety

Construction, installation & commissioning

Operation & evaluation

Equipment

Nuclear resources & fuel

2018 2019 2020

––

SPIC was formed in 2015 by the merger

of two large corporations, one of which

was called State Nuclear Power Technology

Corporation (SNPTC), responsible

for the technology transfer of advanced

passive (AP) series NPP.

Furthermore, as a governmental subdivision

of the Ministry of Ecology and Environment

of the PRC (MEE), Nuclear and

Radiation Safety Center (NSC) is mainly

engaged in technical evaluation, verification,

monitoring and scientific research

related to the nuclear industry, providing

technical support and guarantee for the

nuclear safety supervision and management

of NPPs in China.

By the statistical analysis of CNEA reports,

the main 11 subsidiaries of these corporations

/ organizations, which have the technology

demand, are summarized in Ta -

b l e 2 . Among them, CNNC has 6 subsidiaries,

with the highest technology demand;

CGN and SPIC have 2 subsidiaries respectively.

The last one is NSC. The abbreviations

of these subsidiaries are given in the

last column of Ta b l e 2 .

F i g u r e 5 shows the number of technology

demand for main subsidiaries in China.

For more detailed information, the demand

for each organization is also divided into

different sub-fields, as shown in F i g u r e 6 .

The size of the dot in F i g u r e 6 indicates

the number of related demands. Different

colors in F i g u r e 5 and F i g u r e 6 represent

different parent corporations.

––

China Nuclear Power Engineering Co.,

Ltd. (CNPE) has the highest demand for

nuclear technologies (24 items), nearly

in all of the sub-fields. This is not surprised

since CNPE is the largest comprehensive

nuclear power R&D company,

with the capability of nuclear engineering

research and development, design,

overall contracting, NPP operation support

services and evaluation, engineering

supervision, etc.

––

Nuclear Power Institute of China (NPIC)

has 12 demand items. It is a comprehensive

nuclear research institute that inte-

Tab. 2. Nuclear power organizations, and their main subsidiaries with technology demand.

Nuclear power

organization

China National

Nuclear Corporation

(CNNC)

China General

Nuclear Power

Corporation (CGN)

State Power

Investment

Corporation (SPIC)

Ministry of Ecology

and Environment of

the PRC (MEE)

Subsidiary company with technology demand City Subsidiary

abbreviation

China Nuclear Power Engineering Co., Ltd. Beijing CNPE

Nuclear Power Institute of China Chengdu NPIC

Research Institute of Nuclear Power Operation Wuhan RINPO

Jiangsu Nuclear Power Corporation Lianyungang JNPC

Nuclear Power Operations Management Co., Ltd. Jiaxing CNNO

Beijing Research Institute of Chemical Engineering

and Metallurgy

Beijing

BRICEM

China Nuclear Power Engineering Co., Ltd. Shenzhen CGN-CNPE

China Nuclear Power Operations Co., Ltd. Shenzhen CNPO

Shanghai Nuclear Engineering Research &

Design Institute Co., Ltd

State Power Investment Corporation Research

Institute Co., Ltd.

Shanghai

Beijing

SNERDI

SPICRI

Nuclear and Radiation Safety Center Beijing NSC

59


Nuclear power in China: Opportunities for foreign nuclear power companies VGB PowerTech 5 l 2021

CNPO

BRICEM

SPICRI

CNNO

SNERDI

JNPC

RINPO

CGN-CNPE

NSC

NPIC

CNPE

belong to CNNC

belong to CGN

belong to SPIC

belong to MEE

0 5 10 15 20 25

Fig. 5. The number of technology demand for main subsidiaries in China.

CNPO

BRICEM

SPICRI

CNNO

SNERDI

JNPC

RINPO

CGN-CNPE

NSC

NPIC

CNPE

D&S C&I&C O&E E R&F

Fig. 6. Technology demand for main subsidiaries in different sub-fields.

belong to CNNC

belong to CGN

belong to SPIC

belong to MEE

grates nuclear reactor engineering research,

design, testing and operation,

etc. According to F i g u r e 6 , the highest

demand for NPIC is in the field of nuclear

design & safety, which is its research focus.

––

Nuclear and Radiation Safety Center

(NSC) has the same number of demands

as NPIC. On behalf of the Chinese government,

it conducts research on various

aspects of nuclear energy from a regulatory

perspective viewpoint.

––

CGN - China Nuclear Power Engineering

Co., Ltd. (CGN-CNPE) focuses on the

construction of NPP projects and has advanced

overall contracting capabilities.

It has rich experience in the construction

of Daya Bay NPP and Ling Ao NPP (M310

reactor). According to F i g u r e 6 , CGN-

CNPE has the demand in the fields of nuclear

design & safety and operation &

evaluation.

––

Research Institute of Nuclear Power Operation

(RINPO), as its name suggests, is

currently the only institute in China that

focuses on NPP operation research and

technical services. Its main technologies

include non-destructive testing, NPP

simulation, nuclear steam generator

(SG) related technology. Obviously, the

demands of RINPO are in the field of operation

& evaluation.

––

Jiangsu Nuclear Power Corporation

(JNPC) focuses on WWER nuclear power

technology. Its business scope includes

nuclear power plant construction, operation

management, equipment import

and maintenance, etc. Hence, the demand

for JNPC is in the fields of operation

& evaluation and equipment.

––

Shanghai Nuclear Engineering Research

& Design Institute Co., Ltd (SNERDI) has

designed the first NPP in China – Qinshan

NPP. Currently, it focuses on the

technology import of AP series NPP. Its

demand is mainly in the fields of nuclear

design & safety and equipment.

––

Nuclear Power Operations Management

Co., Ltd. (CNNO) currently has the largest

number of NPPs in operation in China,

with different reactor types and the

largest nuclear power capacity. It focuses

on the demand for operation & evaluation

and equipment.

––

State Power Investment Corporation Research

Institute Co., Ltd. (SPICRI) focuses

on the test facilities design, operation

and analysis for nuclear safety, and the

software development for nuclear design.

It was responsible for the CAP1400

safety facilities and tests, and the software

development. Hence, its demand is

in the field of nuclear design & safety.

––

Beijing Research Institute of Chemical

Engineering and Metallurgy (BRICEM)

focused on Uranium mining, beneficiation

and smelting using chemical methods.

––

China Nuclear Power Operations Co.,

Ltd. (CNPO) focuses on the NPP operation

management (including informatization)

and technical services, equipment

import, R&D, maintenance and repair,

etc. Its demand is in the fields of

operation & evaluation and equipment.

In order to clarify the demand in detail, as

a summary, Ta b l e 3 shows the detailed

information of the technology topic of each

subsidiary, which can be within the potential

international cooperation in the near

future.

3 Concluding remarks and

recommendation

China has the largest number of NPP units

under construction or planned in the

world, which shows the promising potential

business opportunities of its nuclear

power market. Simultaneously, it has a

complete nuclear industry chain with hundreds

of related companies / organizations.

The problem is how to clarify the possible

demand in traditional sub-fields of nuclear

power technology and different subsidiaries

for cooperation. Due to the huge work of

one-by-one demand analysis and the uncertainty

of the academic research level evaluation

of the subsidiaries from different or-

60


VGB PowerTech 5 l 2021

Nuclear power in China: Opportunities for foreign nuclear power companies

Tab. 3. Technology demand for potential international cooperation.

Organization Field Technology topic for potential international cooperation

CNPE

NPIC

NSC

CGN-CNPE

RINPO

JNPC

SNERDI

CNNO

SPICRI

D&S

O&E

E

R&F

D&S

E

D&S

O&E

E

D&S

O&E

O&E

E

O&E

E

D&S

E

O&E

E

D&S

ganizations, this article presents a statistical

method based on the evaluation of the

CNEA experts and related reports. The conclusion

of this article can be used as a reference

for international cooperation in the

nuclear power community.

3.1 Concluding remarks

Based on the demand analysis of nuclear

power technology in China in this article,

some concluding remarks may come to as

follows:

––

Around 90 % of the demands are from

the following sub-fields (a) design &

safety (D&S), (b) construction, installation

& commissioning (C&I&C), (c) operation

& evaluation (O&E), (d) equipment

(E), (e) nuclear resources & fuel

(R&F). Especially, the design & safety

(D&S) and equipment (E) have the largest

demands (totally more than 50 %).

• Finite element analysis (FEA) of structure, systems and component (SSC,

especially, containment)

• Accident analysis and mitigation procedures/guidelines [ ]

• Probabilistic safety analysis (PSA)

• Operation procedures

• Measurement and evaluation

• Equipment/device design

• Radioactive waste disposal

• Equipment and control of nuclear fuel post-processing

• New types of reactor development (G3, G4, for example, Hualong one,

small modular reactors (SMRs), and fusion reactor)

• Reactor core design (nuclear physics and thermal-hydraulic analysis)

• Accident analysis (design basis accident (DBA) and severe accident (SA))

• Core equipment and controls

• Development and evaluation (include methodology) of nuclear safety-related

software

• Safety evaluation of operation conditions

• Equipment safety evaluation (including imported equipment) and

methodology development

• Structure analysis

• Thermal hydraulic phenomena

• Monitoring system and digital control system (DCS)

• In-service inspection technology

• Equipment aging

• Management of multi-units

• Equipment inspection and related devices

• WWER related technology

• WWER related equipment

• Accident analysis (design basis accident (DBA) and severe accident (SA))

of AP series

• Related equipment of AP series

• Control system

• Corrosion monitoring and evaluation

• Heavy water reactor (HWR) related technology

• Equipment analysis

• Equipment aging

• Facilities and experiment for D&S

• Code development for D&S

BRICEM R&F • Chemical methods for nuclear resource

CNPO

O&E

E

• Monitoring and control system

• Inspection

• Equipment installation, operation and monitoring

––

Totally 11 organizations with significant

demands of nuclear technology were

analyzed. The top 3 subsidiaries with the

highest demand are China Nuclear Power

Engineering Co., Ltd. (CNPE), Nuclear

Power Institute of China (NPIC), Nuclear

and Radiation Safety Center (NSC) since

they are comprehensive nuclear power

organizations. The others are normally

good at one or two nuclear power subfields.

The analysis results are consistent

with their main focus.

3.2 Cooperation recommendation

Although the technology topics for potential

international cooperation were shown

in Ta b l e 3 , there are some recommendations

for the cooperation.

––

Cooperation does not benefit unilaterally

but should highlight the benefit of

both sides.

––

Pay attention to regulations of the Chinese

government on international cooperation.

In order to create an excellent

environment for international cooperation,

the Chinese government has special

support regulations, which are very beneficial

to foreign companies.

––

If necessary, establishing subsidiaries in

China may benefit both sides.

––

Besides the cooperation in technology

and equipment, the academic exchange

is also an important way of international

cooperation.

It should be emphasized that although the

demands of some sub-fields are not significant

currently according to the analysis results

in this article, this does not mean the

demands are not high in the near future.

For example, with the construction of new

NPPs in China, the demand for informatization

for nuclear power management will

be definitely significant.

References

[1] Yu, Y., Zhao, B., Yu, X.L., 2017. An Integrated

EDMG to Deal With Extensive Damage for

NPPs in China. Proceedings of the 2017 25th

International Conference on Nuclear Engineering

(ICONE25), Shanghai, China, July

2-6.

[2] Chung, W., Yeung, I.M.H., 2013. Attitudes of

Hong Kong residents toward the Daya Bay nuclear

power plant. Energy Policy, 62, 1172-

1186.

[3] International Atomic Energy Agency (IAEA),

2020. Energy, electricity and nuclear power

estimates for the period up to 2050. International

Atomic Energy Agency, reference data

series No. 1, IAEA-RDS-1/40, Vienna, Austria.

[4] National Development and Reform Commission,

2007. Nuclear Power Medium- and

Long-term Development Program 2005 –

2020. (in Chinese)

[5] Xu, J., 2020. Review of the 13th Five-Year

Plan for Power Investment and Construction

and Ideas for the 14th Five-Year Plan. Energy,

12, 61-65. (in Chinese)

[6] International Atomic Energy Agency (IAEA),

2019. World Nuclear Performance Report

2019. Technical report, No. 2019/007. l

61


Radioactivity calculation for retired nuclear power plant VGB PowerTech 5 l 2021

Error reduction in radioactivity

calculation for retired nuclear power

plant considering detailed

plant-specific operation history

Young Jae Maeng and Chan Hyeong Kim

Kurzfassung

Fehlerreduzierung bei der

Radioaktivitätsberechnung für ein

stillgelegtes Kernkraftwerk unter

Berücksichtigung der detaillierten

anlagenspezifischen Betriebsgeschichte

Eine genaue Abschätzung des Radioaktivitätsinventars

in einem stillgelegten Kernkraftwerk

(KKW) ist wichtig, um eine vernünftige Rückbaustrategie

festzulegen und die Kosten für die

Entsorgung radioaktiver Abfälle bei der Stilllegung

zu ermitteln. Die Berechnung des Aktivitätsinventars