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
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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong> <strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong><br />
5 <strong>2021</strong><br />
Focus<br />
• Nuclear power<br />
plant operation<br />
• Grid stability<br />
World’s first power<br />
plant to produce<br />
400 billion kWh<br />
<strong>VGB</strong>-WEBINAR<br />
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24. JUNI <strong>2021</strong><br />
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Grid stability?<br />
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as generation<br />
portfolio changes<br />
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<strong>for</strong>eign nuclear power<br />
companies in China<br />
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Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
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ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition
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Veranstalter:
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Editorial<br />
Numbers abour nuclear power: 2020<br />
Dear Readers,<br />
The use <strong>and</strong> expansion <strong>of</strong> nuclear<br />
energy continues to be characterised<br />
on the one h<strong>and</strong> by a<br />
geographically clearly shifted<br />
trend in its expansion from its<br />
regions <strong>of</strong> origin, North America<br />
<strong>and</strong> Europe, to the new players<br />
in Asia. On the other h<strong>and</strong>,<br />
it can be seen that both China<br />
<strong>and</strong> Russia are entering the<br />
global nuclear energy market as<br />
exporters <strong>of</strong> complete concepts.<br />
The target countries <strong>for</strong> these<br />
activities are not only countries<br />
with operating nuclear power<br />
plants, but also the so-called<br />
newcomers. The particular challenge here is that, in addition to<br />
the construction <strong>of</strong> the first nuclear power plants, a suitable infrastructure<br />
must also be installed. This concerns the technical sector<br />
<strong>for</strong> the future operation <strong>of</strong> the nuclear power plants, as far as it<br />
is required on site, as well as the regulatory environment. These<br />
national activities are supported internationally above all by the<br />
<strong>International</strong> Atomic Energy Agency (IAEA), which has initiated<br />
a whole series <strong>of</strong> support <strong>and</strong> development programmes <strong>for</strong> these<br />
topics.<br />
Certainly impressive in this context is the commissioning <strong>of</strong> the<br />
first nuclear power plant unit in the Arab World, Unit 1 at the<br />
Barakah site in the United Arab Emirates. The country’s electricity<br />
supply is based almost exclusively on natural gas, supplied from<br />
domestic sources, with currently around 30,000 MW capacity.<br />
Since the Gulf States are also planning <strong>and</strong> implementing a diversification<br />
<strong>of</strong> their economy <strong>and</strong> (energy) infrastructure with a<br />
long-term view to the future, an <strong>of</strong>ficial review <strong>of</strong> the nuclear energy<br />
option took place in 2008. A year later, in December 2009, the<br />
Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) was founded <strong>and</strong><br />
in the same month a consortium led by the Korea Elektric Power<br />
Corporation (KEPCO) won the tender <strong>for</strong> the construction <strong>of</strong> four<br />
APR-1400 nuclear power plant units with a total capacity <strong>of</strong> 5,600<br />
MW. The <strong>of</strong>ficial groundbreaking ceremony was then held on 14<br />
March 2011. On 31 July 2020, Unit 1 <strong>of</strong> the Barakah nuclear power<br />
plant reached first-criticality <strong>and</strong> was synchronised with the grid<br />
on 19 August. Commercial commissioning took place recently, on<br />
1 April <strong>2021</strong>, with the other three units scheduled to be commissioned<br />
about a year apart. Overall, the United Arab Emirates <strong>and</strong><br />
the operating company ENEC attach great importance to a lot <strong>of</strong><br />
know-how <strong>and</strong> very well-trained personnel in their own country.<br />
With the commissioning <strong>of</strong> the first nuclear power plant exported<br />
to Belarus – two VVER V-491 units with a capacity <strong>of</strong> 1,194 MW<br />
each are currently planned – Russia has demonstrated how an infrastructure<br />
implemented with significant support from the supplier<br />
promotes the operation <strong>of</strong> nuclear power plants <strong>and</strong> that a<br />
nuclear power plant can be built quickly even in a newcomer environment.<br />
Construction <strong>of</strong> the Belarusian-1 unit started in November<br />
2013, <strong>and</strong> initial criticality was achieved on 11 October 2020.<br />
With 442 nuclear power plants worldwide, there was one unit less<br />
in operation in 33 countries at the end <strong>of</strong> 2020 than a year be<strong>for</strong>e.<br />
At 451 nuclear power units, the number <strong>of</strong> plants in operation in<br />
2018 was the highest since the first purely commercial nuclear<br />
power plant, Calder-Hall 1 in the UK, went into operation in 1956.<br />
Specifically, five units went critical <strong>and</strong> were synchronised with<br />
the grid <strong>for</strong> the first time: two units in China: Fuqing 5 <strong>and</strong> Tianwan-5,<br />
one unit in Russia: Leningrad-2-2, one unit in the United<br />
Arab Emirates: Barakah-1 <strong>and</strong> one unit in Belarus: Belarusian-1.<br />
Six nuclear power plant units ceased operation: In France, after 43<br />
years <strong>of</strong> successful operation, the nuclear power plant units Fessenheim-1<br />
<strong>and</strong> -2; in Russia, the RBMK unit Leningrad-2; in Sweden,<br />
the Ringhals-1 plant; <strong>and</strong> in the USA, the two units Duane<br />
Arnold-1 <strong>and</strong> Indian Point-2.<br />
In terms <strong>of</strong> electricity generation capacities, the gross output<br />
<strong>of</strong> nuclear power worldwide was 419,035 MWe, well above the<br />
400,000 MWe mark.<br />
Nuclear energy can also report another good result in electricity<br />
generation. With a net generation <strong>of</strong> over 2,555 TWh, this was<br />
slightly lower than in the previous year with 2,567 TWh. However,<br />
due to 29 nuclear power plants in Japan still not in operation since<br />
2011, this is even lower than be<strong>for</strong>e the tsunami <strong>and</strong> accident in<br />
Fukushima.<br />
The share <strong>of</strong> total global electricity production remained at 11 %;<br />
the share <strong>of</strong> nuclear energy in total global energy supply at around<br />
4.5 % - these are certainly two remarkable figures: The 417 currently<br />
active nuclear power plants are capable <strong>of</strong> supplying one<br />
in ten people worldwide with electricity or one in twenty people<br />
worldwide cover their energy needs entirely with nuclear energy.<br />
Regionally <strong>and</strong> in the individual countries using nuclear energy,<br />
the share <strong>of</strong> nuclear energy in electricity generation varies, ranging<br />
from 6 % in China - a doubling within 5 years - to almost 71 %<br />
in France. 13 countries cover more than 30 % <strong>of</strong> their electricity<br />
generation with nuclear power. With 179 reactors, Europe continues<br />
to be the most important region using nuclear energy. With a<br />
share <strong>of</strong> about 26 %, approximately every fourth kilowatt hour <strong>of</strong><br />
electricity consumed is generated in nuclear power plants.<br />
Among the newly started projects, there are five projects <strong>for</strong> 2020:<br />
In China, construction work began on the four units Sanaocun 1<br />
(new site), Shidaowan 2, Taipingling 2 <strong>and</strong> Zhangzhou 2; in Turkey,<br />
construction <strong>of</strong> the second unit at the Akkuyu site began.<br />
Thus, 54 nuclear power plant units with 58,712 MWe gross <strong>and</strong><br />
54,803 MWe net capacity were under construction worldwide;<br />
one less than a year earlier due to the new commissionings. In addition,<br />
there are around 135 new construction projects that are in<br />
the extended planning stage.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Editor in Chief<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen, Germany<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Kernenergie Zahlen: 2020<br />
Liebe Leserinnen und Leser,<br />
Einsatz und Ausbau der Kernenergie<br />
sind weiterhin einerseits<br />
geprägt von einer geografisch<br />
deutlich verschobenen Tendenz<br />
ihres Zubaus von ihren Ursprungsregionen,<br />
Nordamerika<br />
und Europa, hin zu den neuen<br />
Akteuren in Asien. Andererseits<br />
ist festzustellen, dass sowohl<br />
China als auch Russl<strong>and</strong> in den<br />
weltweiten Kernenergiemarkt<br />
als Exporteure von Gesamtkonzepten<br />
einsteigen. Dabei sind<br />
die Zielländer dieser Aktivitäten<br />
nicht allein Staaten mit laufenden<br />
Kernkraftwerken, sondern<br />
auch die sogenannten Newcomer. Hier besteht die besondere Heraus<strong>for</strong>derung<br />
auch darin, dass neben dem eigentlichen Bau von ersten<br />
Kernkraftwerken zudem eine geeignete Infrastruktur aufgebaut<br />
werden muss. Dies betrifft den technischen Sektor für den zukünftigen<br />
Betrieb der Kernkraftwerke, soweit er Vor-Ort er<strong>for</strong>derlich<br />
ist, als auch das regulatorische Umfeld. Unterstützt werden diese<br />
nationalen Aktivitäten international vor allem von der <strong>International</strong>en<br />
Atomenergie-Organisation (IAEO), die eine ganze Reihe von<br />
Unterstützungs- und Entwicklungs-Programmen für diese Themen<br />
initiiert hat.<br />
Sicherlich eindrucksvoll ist in diesem Zusammenhang die Inbetriebnahme<br />
des ersten Kernkraftwerksblocks in der Arabischen<br />
Welt zu erwähnen, dem Block 1 am St<strong>and</strong>ort Barakah in den Vereinigten<br />
Arabischen Emiraten. Die Stromversorgung des L<strong>and</strong>es<br />
basiert quasi ausschließlich auf Erdgas, versorgt aus heimischen<br />
Quellen, mit aktuell rund 30.000 MW. Da die Golfstaaten mit langfristigem<br />
Blick auf die Zukunft auch eine Diversifizierung ihrer<br />
Wirtschaft und (Energie)-Infrastruktur planen und umsetzen, erfolgte<br />
im Jahr 2008 eine <strong>of</strong>fizielle Prüfung der Option Kernenergie.<br />
Ein Jahr später, im Dezember 2009, wurde die Emirates Nuclear<br />
Energy Corporation (ENEC) gegründet und im gleichen Monat gewann<br />
ein Konsortium unter Führung der südkoreanischen Korea<br />
Elektric Power Corporation (KEPCO) die Ausschreibung für den<br />
Bau von vier Kernkraftwerksblöcken vom Typ APR-1400 mit insgesamt<br />
5.600 MW Leistung. Die <strong>of</strong>fizielle Grundsteinlegung erfolgte<br />
dann am 14. März 2011. Am 31. Juli 2020 erreichte der Block 1 des<br />
Kernkraftwerks Barakah Erstkritikalität und wurde am 19. August<br />
mit dem Netz synchronisiert. Die kommerzielle Inbetriebnahme erfolgte<br />
jüngst, am 1. April <strong>2021</strong>. Die Inbetriebnahme der weiteren<br />
drei Blöcke ist mit Abst<strong>and</strong> von jeweils rund einem Jahr geplant.<br />
Die Vereinigten Arabischen Emirate und die Betreibergesellschaft<br />
ENEC legen insgesamt viel wert auf viel Know-how und sehr gut<br />
ausgebildetes Personal im eigenen L<strong>and</strong>.<br />
Russl<strong>and</strong> hat mit der Inbetriebnahme des ersten nach Weißrussl<strong>and</strong><br />
exportierten Kernkraftwerks – geplant sind aktuell zwei WWER<br />
V-491 Blöcke mit jeweils 1.194 MW Leistung – demonstriert, wie<br />
eine mit maßgeblicher Unterstützung des Lieferanten umgesetzte<br />
Infrastruktur den Betrieb von Kernkraftwerken fördert und dass<br />
auch in einem Newcomer-Umfeld ein Kernkraftwerk zügig errichtet<br />
werden kann. Baustart für den Block Belarusian-1 war im November<br />
2013, Erstkritikalität wurde am 11 Oktober 2020 erreicht.<br />
Mit 442 Kernkraftwerken war weltweit Ende 2020 in 33 Ländern<br />
ein Block weniger in Betrieb als ein Jahr zuvor. Mit 451 Kernkraftwerksblöcken<br />
waren in 2018 so viele Anlagen in Betrieb wie noch<br />
nie seit Inbetriebnahme des ersten rein kommerziellen Kernkraftwerks<br />
Calder-Hall 1 in Großbritannien im Jahr 1956.<br />
Im Einzelnen sind fünf Blöcke kritisch geworden und wurden erstmals<br />
mit dem Stromnetz synchronisiert: zwei Blöcke in China: Fuqing<br />
5 und Tianwan 5, ein Block in Russl<strong>and</strong>: Leningrad 2-2, ein<br />
Block in den Vereinigten Arabischen Emiraten: Barakah 1 und ein<br />
Block in Weißrussl<strong>and</strong>: Belarusian 1. Sechs Kernkraftwerksblöcke<br />
stellten ihren Betrieb ein: In Frankreich nach 43 Jahren erfolgreichem<br />
Betrieb die Kernkraftwerksblöcke Fessenheim 1 und 2; in<br />
Russl<strong>and</strong> der RBMK-Block Leningrad 2; in Schweden die Anlage<br />
Ringhals 1 und in den USA die zwei Blöcke Duane Arnold 1 und<br />
Indian Point 2.<br />
Bei den Stromerzeugungskapazitäten lag die Bruttoleistung der<br />
Kernenergie weltweit mit 419.035 MWe deutlich über der Marke<br />
von 400.000 MWe.<br />
Ein erneut gutes Ergebnis kann die Kernenergie auch bei der Stromerzeugung<br />
verzeichnen. Mit einer Nettoerzeugung von über<br />
2.555 TWh lag diese geringfügig niedrigere als im Vorjahr mit<br />
2.567 TWh. Aufgrund von seit 2011 weiterhin nicht in Betrieb befindlichen<br />
29 Kernkraftwerke in Japan ist diese aber noch niedriger<br />
als vor dem Tsunami und Unfall in Fukushima.<br />
Der Anteil an der gesamten weltweiten Stromproduktion lag<br />
weiterhin bei 11 %; der Anteil der Kernenergie an der gesamten<br />
weltweiten Energieversorgung bei rund 4,5 % – dies sind zwei<br />
sicherlich bemerkenswerte Zahlen: Die 417 derzeit aktiven Kernkraftwerke<br />
sind in der Lage, jeden zehnten Menschen weltweit mit<br />
Strom zu versorgen oder jeder zwanzigste Mensch weltweit deckt<br />
seinen Energiebedarf komplett mit Kernenergie. Regional und in<br />
den einzelnen Kernenergie nutzenden Ländern ist der Anteil der<br />
Kernenergie an der Stromerzeugung mit einer Spannbreite von inzwischen<br />
6 % in China – eine Verdoppelung innerhalb von 5 Jahren<br />
– bis fast 71 % in Frankreich unterschiedlich. 13 Staaten decken<br />
mehr als 30 % ihrer Stromerzeugung nuklear. Europa ist weiterhin<br />
mit 179 Reaktoren die bedeutendste Kernenergie nutzende Region.<br />
In ihr wird mit einem Anteil von rund 26 % rund jede vierte<br />
verbrauchte Kilowattstunde Strom in Kernkraftwerken erzeugt.<br />
Bei den neu begonnenen Projekten sind für das Jahr 2020 fünf Vorhaben<br />
zu verzeichnen: In China wurden Bauarbeiten an den vier<br />
Blöcken Sanaocun 1 (neuer St<strong>and</strong>ort), Shidaowan 2, Taipingling 2<br />
und Zhangzhou 2 aufgenommen, in der Türkei begann der Bau des<br />
zweiten Blocks am St<strong>and</strong>ort Akkuyu.<br />
Damit waren weltweit 54 Kernkraftwerksblöcke mit 58.712 MWe<br />
Brutto- und 54.803 MWe Nettoleistung in Bau; aufgrund der<br />
Neuinbetriebnahmen einer weniger als ein Jahr zuvor. Darüber<br />
hinaus sind rund 135 Neubauprojekte zu verzeichnen, die sich im<br />
erweiterten Planungsstadium befinden.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Chefredakteur <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen<br />
2
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Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
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Redispatch 2.0 für Anlagenbetreiber<br />
| 24 Juni <strong>2021</strong><br />
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Das Gesamtbild Redispatch 2.0 einfach dargestellt:<br />
• Wesentliche Veränderungen und deren<br />
regulatorische Grundlagen<br />
• Markt und Marktrollen im Redispatch 2.0<br />
• Prinzip “Redispatch und die Ausgleiche”<br />
Ablauf anschaulich an einem Beispiel erklärt<br />
• Die Hauptprozesse auf Erzeugerseite<br />
und er<strong>for</strong>derliche Fallunterscheidungen<br />
• Aufgaben des Betreibers und des Einsatzverantwortlichen<br />
gemäß der Use Cases und darüber hinaus<br />
• Wahlmöglichkeiten zum Betreiber der technischen Ressource<br />
und zum Einsatzverantwortlichen<br />
<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Generation</strong><br />
<strong>and</strong> <strong>Storage</strong> <strong>of</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> 5 l <strong>2021</strong><br />
Numbers about nuclear power: 2020<br />
Kernenergie Zahlen: 2020<br />
Christopher Weßelmann 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen 6<br />
Members‘ News 8<br />
Industry News 16<br />
News from Science & Research 20<br />
Power News 22<br />
Events in Brief 23<br />
The World’s first power plant to produce 400 billion kilowatt hours<br />
Weltweit erster Kraftwerksblock mit 400 Milliarden Kilowattstunden<br />
Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen, Stephan Kunze,<br />
Gerald Schäufele, Dietmar Schütze <strong>and</strong> Ralf Südfeld 27<br />
Quo vadis, grid stability?<br />
Challenges increase as generation portfolio changes<br />
Quo vadis, Netzstabilität?<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen wachsen mit der Veränderung<br />
des Erzeugungsportfolios<br />
Kai Kosowski <strong>and</strong> Frank Diercks 37<br />
Development <strong>of</strong> safety-related residual heat removal chains<br />
from german technology pressure water reactors<br />
(light <strong>and</strong> heavy water)<br />
Entwicklung von sicherheitstechnischen Nachwärmeabfuhrpfaden<br />
für Druckwasserreaktoren deutscher Technologie<br />
(Leicht- und Schwerwasser)<br />
Franz Stuhlmüller <strong>and</strong> Rafael Macián-Juan 49<br />
Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> nuclear power technology in China:<br />
opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
Analyse zum Bedarf von Technologie für die Kernenergienutzung<br />
in China: Chancen für ausländische Nuklearunternehmen<br />
Hong Xu, Tao Tang <strong>and</strong> Baorui Zhang 57<br />
Error reduction in radioactivity calculation <strong>for</strong> retired<br />
nuclear power plant considering detailed plant-specific<br />
operation history<br />
Fehlerreduzierung bei der Radioaktivitätsberechnung für<br />
ein stillgelegtes Kernkraftwerk unter Berücksichtigung<br />
der detaillierten anlagenspezifischen Betriebsgeschichte<br />
Young Jae Maeng <strong>and</strong> Chan Hyeong Kim 62<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Contents<br />
Das Webinar soll Anlagenbetreibern oder auch deren Dienstleister für<br />
die neuen Rollen einen einfachen Einstieg in die komplexe Thematik<br />
ermöglichen und ist daher vorbereitend bzw. ergänzend zum eigentlichen<br />
Regelwerk oder den BDEW-Anwendungshilfen zu sehen.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen:<br />
| Koordination Technik<br />
Stefan Prost<br />
Tel.: +49 201 8128-324<br />
Dr. Thomas Eck<br />
Tel.: +49 201 8128-209<br />
E-mail: vgb-inst-kw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-WEBINAR<br />
REDISPATCH 2.0<br />
FÜR ANLAGENBETREIBER<br />
24. JUNI <strong>2021</strong><br />
LIVE & ONLINE<br />
| Teilnahme<br />
Stephanie Wilmsen<br />
Tel.: +49 201 8128-278<br />
E-mail: vgb-redispatch@vgb.org<br />
www.vgb.org<br />
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<strong>VGB</strong> Redispatch<strong>2021</strong> titelseite.indd 3 05.06.<strong>2021</strong> 16:08:56<br />
Forum Energy Supply: Europe on the road to a main disaster<br />
After the lockdown, a blackout?<br />
„Forum Energie“: Europa auf dem Weg in die Katastrophe<br />
Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
Herbert Saurugg 69<br />
Operating experience with nuclear power plants 2020<br />
Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken 2020<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 75<br />
Operating results 88<br />
<strong>VGB</strong> News 93<br />
Personalien 93<br />
Inserentenverzeichnis 94<br />
Events 95<br />
Imprint 96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 6|<strong>2021</strong> 96<br />
Annual Index 2020: The Annual Index 2020, as also <strong>of</strong> previous<br />
volumes, are available <strong>for</strong> free download at<br />
https://www.vgb.org/en/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />
Jahresinhaltsverzeichnis 2020: Das Jahresinhaltsverzeichnis 2020<br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> − und früherer Jahrgänge−steht als kostenloser<br />
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5
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<strong>Generation</strong> Mix<br />
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<strong>Storage</strong><br />
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Power market,<br />
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<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />
ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />
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<strong>Generation</strong> Mix<br />
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© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Germany | 2019<br />
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Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />
<strong>VGB</strong>-PowerTech-CD-2020<br />
Volume 2019 <strong>of</strong> the international renowed technical journal<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> digital on CD.<br />
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Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
The World’s first power plant to produce<br />
400 billion kilowatt hours<br />
Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen,<br />
Stephan Kunze, Gerald Schäufele,<br />
Dietmar Schütze <strong>and</strong> Ralf Südfeld<br />
When it first synchronised with the power distribution<br />
network at 14:11 hrs on 5 September<br />
1984, Grohnde nuclear power plant (KWG)<br />
started to write its own success story. Since it<br />
was first commissioned, the pressurised water<br />
reactor has eight times been World Champion<br />
in annual electricity generation. Even today,<br />
Grohnde NPP still produces a good 12 % <strong>of</strong> the<br />
electricity generated in Lower Saxony, thereby<br />
helping to stabilize the electricity supply in<br />
Germany. And yet another record was recently<br />
added to this impressive list. On 7 February<br />
<strong>2021</strong>, KWG was the first power plant unit in the<br />
world to produce its 400 billionth kilowatt hour<br />
<strong>of</strong> electricity. No other nuclear power plant unit<br />
in the world has produced more electricity. This<br />
amount <strong>of</strong> electricity would have supplied the<br />
whole <strong>of</strong> Germany <strong>for</strong> nine months (based on<br />
the 2019 figure <strong>of</strong> 512 TWh).<br />
Quo vadis, grid stability?<br />
Challenges increase<br />
as generation portfolio changes<br />
Kai Kosowski <strong>and</strong> Frank Diercks<br />
The power generation portfolio in the German<br />
high voltage transmission <strong>and</strong> distribution system<br />
has been constantly changing since 2011.<br />
After several decades with relatively constant<br />
segmentation into base-, medium- <strong>and</strong> peakload<br />
<strong>and</strong> a power plant park designed accordingly<br />
<strong>for</strong> these purposes, significant changes<br />
have occurred in the last 10 years. As an important<br />
result <strong>of</strong> the so-called Energiewende , starting<br />
in 2011 with the shutdown <strong>of</strong> the first German<br />
nuclear power plants (NPP) after the reactor<br />
accident in Fukushima, the last NPPs will<br />
go eventually <strong>of</strong>fline by the end <strong>of</strong> 2022. The<br />
Coal Phase-Out Act <strong>of</strong> August 8th, 2020, a farreaching<br />
edit with significance <strong>for</strong> the energy<br />
industry in Germany, requires the shutdown <strong>of</strong><br />
all coal-fired power plants by 2038 at the latest.<br />
From this point in time at the latest, there will<br />
be no large, inductive power plants <strong>for</strong> generating<br />
base load in the German power plant park.<br />
Development <strong>of</strong> Safety-related residual<br />
heat removal chains from german<br />
technology pressure water reactors<br />
(light <strong>and</strong> heavy water)<br />
Franz Stuhlmüller <strong>and</strong> Rafael Macián-Juan<br />
The Nuclear Power Plants (NPPs) with Pressure<br />
Water Reactor <strong>for</strong> enriched fuel (PLWR,<br />
Pressurized Light Water Reactor) <strong>and</strong> <strong>for</strong> natural<br />
uranium (PHWR, Pressurized Heavy Water<br />
Reactor), developed in Germany, are largely<br />
identical in their basic design. However, there<br />
is a striking difference in the scope <strong>of</strong> the main<br />
reactor systems. While in PLWR these only<br />
consist <strong>of</strong> Reactor <strong>and</strong> Reactor Coolant System<br />
including Pressurizer <strong>and</strong> Pressurizer Relief<br />
Tank, in PHWR the Moderator System is added.<br />
In power operation <strong>of</strong> a PLWR, the entire thermal<br />
reactor power is transferred to the water/<br />
steam cycle via the Steam Generators. In PHWR,<br />
on the other h<strong>and</strong>, part <strong>of</strong> the power (approx.<br />
10 %) has to be removed - at a lower temperature<br />
level - from the moderator, which is spatially<br />
separated from the main reactor coolant<br />
within the Reactor Pressure Vessel, but is kept<br />
at the same pressure via function-related compensating<br />
openings. This portion <strong>of</strong> power is<br />
used to preheat the feed water be<strong>for</strong>e it enters<br />
the Steam Generators. The Moderator System<br />
installed <strong>for</strong> this purpose can also be used in a<br />
second function as the inner link in the Residual<br />
<strong>Heat</strong> Removal Chain (RHRC) <strong>for</strong> cooling the<br />
reactor after it has been switched <strong>of</strong>f. In PLWR<br />
the analog system is operated exclusively <strong>for</strong> the<br />
removal <strong>of</strong> residual heat from the reactor <strong>and</strong>,<br />
if necessary, the fuel pool. In the following, the<br />
development <strong>of</strong> the RHRC <strong>of</strong> both NPP lines is<br />
shown <strong>and</strong> the main differences between both<br />
NPP-types in this regard are explained by comparing<br />
the most recently erected plants, DWR<br />
1300 MW (KONVOI) <strong>and</strong> Atucha 2.<br />
Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> nuclear power<br />
technology in China: opportunities <strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
Hong Xu, Tao Tang <strong>and</strong> Baorui Zhang<br />
China has the largest number <strong>of</strong> nuclear power<br />
plant (NPP) units under construction or<br />
planned in the world, which shows the promising<br />
potential business opportunities <strong>of</strong> its<br />
nuclear power market. Simultaneously, it has<br />
a complete nuclear industry chain with hundreds<br />
<strong>of</strong> related companies/organizations. The<br />
huge market <strong>of</strong> nuclear power is attractive to<br />
<strong>for</strong>eign nuclear power companies. China has a<br />
good environment <strong>for</strong> international cooperation.<br />
But the problem is how to clarify the possible<br />
dem<strong>and</strong> in traditional sub-fields <strong>of</strong> nuclear<br />
power technology <strong>and</strong> different subsidiaries <strong>for</strong><br />
cooperation. Due to the huge work <strong>of</strong> one-byone<br />
dem<strong>and</strong> analysis <strong>and</strong> the uncertainty <strong>of</strong><br />
the academic research level evaluation <strong>of</strong> the<br />
subsidiaries from different organizations, this<br />
article presents a statistical method based on<br />
the evaluation <strong>of</strong> the China Nuclear Energy Association<br />
(CNEA) experts <strong>and</strong> related reports.<br />
The conclusion <strong>of</strong> this article can be used as a<br />
reference <strong>for</strong> international cooperation in the<br />
nuclear power community.<br />
Error reduction in radioactivity calculation<br />
<strong>for</strong> retired nuclear power plant considering<br />
detailed plant-specific operation history<br />
Young Jae Maeng <strong>and</strong> Chan Hyeong Kim<br />
Accurate estimation <strong>of</strong> radioactivity distribution<br />
at a retired nuclear power plant (NPP) is<br />
important <strong>for</strong> establishing a reasonable dismantling<br />
strategy <strong>and</strong> expecting radioactive<br />
waste disposal costs <strong>for</strong> decommissioning. The<br />
calculation <strong>of</strong> activity requires several input parameters,<br />
including target nuclides, products,<br />
irradiation history, <strong>and</strong> the neutron flux. To our<br />
knowledge, in most cases, existing radioactivity<br />
calculations <strong>for</strong> a retired NPP do not fully consider<br />
the detailed plant-specific operation history,<br />
including cycle-specific neutron flux data,<br />
which may lead to significant errors. In this<br />
study, we investigated the effect <strong>of</strong> using detailed<br />
history on activity calculation. We calculated<br />
the activities <strong>of</strong> samples in six surveillance<br />
capsules <strong>of</strong> the Kori 1 NPP, using two approaches:<br />
(1) considering <strong>and</strong> (2) not considering detailed<br />
history. Activities calculated using these<br />
two approaches were compared with measured<br />
values to determine the improvement in accuracy.<br />
The findings show that accuracy is significantly<br />
improved when the detailed history is<br />
considered. The average error <strong>of</strong> the calculated<br />
activities was reduced from 12 %, 41 %, <strong>and</strong><br />
30 % to 5 %, 9 %, <strong>and</strong> 9 % <strong>for</strong> 63Cu(n,)60Co,<br />
54Fe(n,p)54Mn, <strong>and</strong> 58Ni(n,p)58Co reactions,<br />
respectively. The results <strong>of</strong> this study strongly<br />
suggest that considering the detailed plant-specific<br />
operation history is necessary in activity<br />
calculation <strong>for</strong> a retired NPP.<br />
Forum Energy Supply: Europe on the road<br />
to a main disaster<br />
After the lockdown, a blackout?<br />
Herbert Saurugg<br />
The European power supply system is undergoing<br />
a fundamental upheaval where, above all,<br />
“many cooks spoil the broth” applies. This is because<br />
there is no overall systemic coordination<br />
<strong>and</strong> approach. Each member country is making<br />
its own energy transition in different directions<br />
<strong>and</strong> there is hardly any coordinated approach<br />
recognizable. In addition, fundamental physical<br />
<strong>and</strong> technical conditions are being ignored <strong>and</strong><br />
replaced by wishful thinking, which is bound to<br />
lead to disaster. This is because the power supply<br />
system obeys purely physical laws. We still<br />
have the opportunity to leave this fatal path.<br />
Operating experience with<br />
nuclear power plants 2020<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
The <strong>VGB</strong> Technical Committee “Nuclear Plant<br />
Operation” has been exchanging operating<br />
experience about nuclear power plants <strong>for</strong><br />
more than 30 years. Plant operators from several<br />
European countries are participating in<br />
the exchange. A report is given on the operating<br />
results achieved in 2020, events important<br />
to plant safety, special <strong>and</strong> relevant repair, <strong>and</strong><br />
retr<strong>of</strong>it measures.<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Kurzfassungen<br />
Weltweit erster Kraftwerksblock mit<br />
400 Milliarden Kilowattstunden<br />
Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen,<br />
Stephan Kunze, Gerald Schäufele, Dietmar<br />
Schütze und Ralf Südfeld<br />
Mit der ersten Netzsynchronisation am<br />
05.09.1984 um 14:11 Uhr beginnt die Erfolgsgeschichte<br />
des Gemeinschaftskernkraftwerks<br />
Grohnde (KWG): Seit seiner Inbetriebnahme<br />
war der Druckwasserreaktor insgesamt achtmal<br />
Weltmeister in der Jahresstromerzeugung.<br />
Und auch heute noch hat das Kernkraftwerk<br />
Grohnde einen Anteil von gut zwölf Prozent an<br />
der Stromerzeugung in Niedersachsen und trägt<br />
somit dazu bei, die Stromversorgung Deutschl<strong>and</strong>s<br />
stabil zu halten. Zu dieser beeindruckenden<br />
Bilanz gesellte sich kürzlich ein weiterer<br />
Rekord: Am 7. Februar <strong>2021</strong> produzierte das<br />
KWG als erster Kraftwerksblock weltweit die<br />
400- milliardste Kilowattstunde. Es existiert<br />
weltweit kein einziger Kernkraftwerksblock,<br />
der mehr Strom erzeugt hat. Mit dieser Strommenge<br />
hätte man über ein drei viertel Jahr ganz<br />
Deutschl<strong>and</strong> mit Strom versorgen können (bezogen<br />
auf die Daten des Jahres 2019 in Höhe<br />
von 512 TWh).<br />
Quo vadis, Netzstabilität?<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen wachsen mit der<br />
Veränderung des Erzeugungsportfolios<br />
Kai Kosowski und Frank Diercks<br />
Das Stromerzeugungsportfolio im deutschen<br />
Hochspannungs-Übertragungs- und Verteilnetz<br />
verändert sich seit 2011 ständig. Nach mehreren<br />
Jahrzehnten mit einer relativ konstanten Segmentierung<br />
in Grund-, Mittel- und Spitzenlast<br />
und einem entsprechend darauf ausgelegten<br />
Kraftwerkspark haben sich in den letzten 10<br />
Jahren deutliche Veränderungen ergeben. Als<br />
wichtiges Ergebnis der sogenannten Energiewende,<br />
die 2011 mit der Abschaltung der ersten<br />
deutschen Kernkraftwerke (KKW) nach dem<br />
Reaktorunfall in Fukushima begann, werden die<br />
letzten KKWs bis Ende 2022 endgültig vom Netz<br />
gehen. Das Kohleausstiegsgesetz vom 8. August<br />
2020, eine weitreichende Änderung mit Bedeutung<br />
für die Energiewirtschaft in Deutschl<strong>and</strong>,<br />
verlangt die Abschaltung aller Kohlekraftwerke<br />
bis spätestens 2038. Spätestens ab diesem<br />
Zeitpunkt wird es im deutschen Kraftwerkspark<br />
keine großen, induktiven Kraftwerke zur Erzeugung<br />
von Grundlast mehr geben.<br />
Entwicklung von sicherheitstechnischen<br />
Nachwärmeabfuhrpfaden für<br />
Druckwasserreaktoren deutscher<br />
Technologie (Leicht- und Schwerwasser)<br />
Franz Stuhlmüller und Rafael Macián-Juan<br />
Die auf Entwicklungen in Deutschl<strong>and</strong> basierenden<br />
Druckwasserreaktor-KKW für angereicherten<br />
Brennst<strong>of</strong>f (PLWR) einerseits und für<br />
Natururan (PHWR) <strong>and</strong>ererseits sind in ihrer<br />
Basiskonzeption weitgehend identisch. Ein<br />
markanter Unterschied besteht jedoch im Umfang<br />
der Reaktorhauptsysteme. Während diese<br />
beim PLWR nur aus dem Reaktorkühl- und dessen<br />
Druckhalte- und Abblasesystem bestehen,<br />
kommt beim PHWR noch das Moderatorsystem<br />
hinzu, das im Leistungsbetrieb der Anlage<br />
den Moderator (Schwerwasser) permanent zu<br />
kühlen hat. Dieses verfahrenstechnische System<br />
wird in Zweitfunktion als innerstes Glied<br />
der sicherheitstechnisch wichtigen Nachkühlkette<br />
zur Wärmeabfuhr nach dem Abschalten<br />
des Reaktors verwendet. Während man beim<br />
PLWR - auch für die neuesten Anlagen – sowohl<br />
zum Abkühlen nach planmäßiger Abschaltung<br />
als auch zur Beherrschung der überwiegenden<br />
Zahl anzunehmender Störfalle in der ersten Zeit<br />
nach Schadenseintritt auf die weitere Bespeisung<br />
der Dampferzeuger angewiesen ist, wurde<br />
für den PHWR die Möglichkeit geschaffen, die<br />
Reaktorkühlung von Anfang an allein über die<br />
Nachkühlkette durchzuführen.<br />
Anh<strong>and</strong> der Statusprojekte beider Kraftwerkslinien<br />
dokumentieren sich nicht nur deren Einheitengrößen-Wachstum,<br />
sondern auch die Entwicklungs-Schritte<br />
ihrer Nachkühlketten-Technologie,<br />
die hier aufgezeigt wird.<br />
Analyse zum Bedarf von Technologie für die<br />
Kernenergienutzung in China: Chancen für<br />
ausländische Nuklearunternehmen<br />
Hong Xu, Tao Tang und Baorui Zhang<br />
Weltweit hat China die größte Anzahl von Kernkraftwerksblöcken<br />
(KKW) in Bau oder Planung.<br />
Dies verspricht vielfältige Geschäftsmöglichkeiten<br />
für den Nuklearmarkt. Gleichzeitig verfügt<br />
China über eine umfassende Nuklearindustrie<br />
mit hunderten von zusammenarbeitenden Unternehmen<br />
bzw. Organisationen. Der riesige<br />
Markt der Kernkraft ist aber attraktiv für ausländische<br />
Kernkraftunternehmen. China hat ein<br />
gutes Umfeld für internationale Kooperationen.<br />
Das Problem liegt in einer Klärung des möglichen<br />
Bedarfs in den traditionellen Teilbereichen<br />
der Kernenergietechnologie und der verschiedenen<br />
Tochtergesellschaften für eine Zusammenarbeit.<br />
Aufgrund der Heraus<strong>for</strong>derung für<br />
eine Bedarfsanalyse und der Ungewissheit der<br />
Bewertung, stellt dieser Artikel eine statistische<br />
Methode vor, die auf der Bewertung der<br />
Experten der China Nuclear Energy Association<br />
(CNEA) und Berichten zum Nuklearsektor basiert.<br />
Die Schlussfolgerung dieses Artikels kann<br />
als Referenz für die internationale Zusammenarbeit<br />
in der Kernenergienutzung verwendet<br />
werden.<br />
Fehlerreduzierung bei der<br />
Radioaktivitätsberechnung für ein<br />
stillgelegtes Kernkraftwerk unter<br />
Berücksichtigung der detaillierten<br />
anlagenspezifischen Betriebsgeschichte<br />
Young Jae Maeng und Chan Hyeong Kim<br />
Eine genaue Abschätzung des Radioaktivitätsinventars<br />
in einem stillgelegten Kernkraftwerk<br />
(KKW) ist wichtig, um eine vernünftige Rückbaustrategie<br />
festzulegen und die Kosten für<br />
die Entsorgung radioaktiver Abfälle bei der<br />
Stilllegung zu ermitteln. Die Berechnung des<br />
Aktivitätsinventars er<strong>for</strong>dert mehrere Eingabeparameter,<br />
einschließlich der Zielnuklide, der<br />
Bestrahlungsgeschichte und des Neutronenflusses.<br />
Häufig berücksichtigen bestehende Radioaktivitätsberechnungen<br />
für ein stillgelegtes<br />
KKW nicht die detaillierte anlagenspezifische<br />
Betriebsgeschichte, einschließlich der zyklusspezifischen<br />
Neutronenflussdaten, was zu erheblichen<br />
Fehlern führen kann. In dieser Studie<br />
wird der Effekt der Verwendung einer detaillierten<br />
Historie auf die Aktivitätsberechnung<br />
vorgestellt. Berechnet werden die Aktivitäten<br />
von Proben in sechs im KKW Kori 1 eingesetzten<br />
Targets, wobei zwei Ansätze verwendetet werden:<br />
(1) unter Berücksichtigung und (2) ohne<br />
Berücksichtigung der detaillierten Historie. Die<br />
mit diesen beiden Ansätzen berechneten Aktivitäten<br />
wurden mit gemessenen Werten verglichen,<br />
um die Verbesserung der Genauigkeit<br />
zu ermitteln. Die Ergebnisse zeigen, dass die<br />
Genauigkeit deutlich deutlichverbessert wird,<br />
wenn die detaillierte Bestrahlungshistorie berücksichtigt<br />
wird. Der durchschnittliche<br />
Fehler der berechneten Aktivitäten wurde<br />
von 12 %, 41 % und 30 % auf 5 %, 9 % bzw. 9 %<br />
für 63Cu,60Co, 54Fe(n,p)54Mn und 58Ni(n,p)-<br />
58Co Reaktionen reduziert. Die Ergebnisse dieser<br />
Studie legen nahe, dass die Berücksichtigung<br />
der detaillierten anlagenspezifischen Betriebsgeschichte<br />
bei der Aktivitätsberechnung für ein<br />
stillgelegtes Kernkraftwerk notwendig ist.<br />
„Forum Energie“: Europa auf dem Weg in<br />
die Katastrophe<br />
Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
Herbert Saurugg<br />
Das europäische Stromversorgungssystem befindet<br />
sich in einem fundamentalen Umbruch,<br />
wo vor allem gilt: „Viele Köche verderben den<br />
Brei“. Denn es fehlt an einer systemischen Gesamtkoordination<br />
und Vorgangsweise. Jedes<br />
Mitgliedsl<strong>and</strong> macht seine eigene Energiewende<br />
in unterschiedliche Richtungen und es ist kaum<br />
eine koordinierte Vorgangsweise erkennbar. Zudem<br />
werden fundamentale physikalische und<br />
technische Rahmenbedingungen ignoriert und<br />
durch Wunschvorstellungen ersetzt, was absehbar<br />
ein eine Katastrophe führen muss. Denn das<br />
Stromversorgungssystem gehorcht rein physikalischen<br />
Gesetzen. Noch haben wir die Möglichkeit,<br />
diesen fatalen Pfad zu verlassen.<br />
Betriebserfahrungen mit<br />
Kernkraftwerken 2020<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Innerhalb des <strong>VGB</strong>-Fachausschusses „Kernkraftwerksbetrieb“<br />
wird seit mehr als 30 Jahren ein<br />
intensiver Austausch von Betriebserfahrungen<br />
mit Kernkraftwerken gepflegt. An diesem Erfahrungsaustausch<br />
sind Kernkraftwerksbetreiber<br />
aus mehreren europäischen Ländern beteiligt.<br />
Über im Jahr 2020 erzielte Betriebsergebnisse<br />
sowie sicherheitsrelevante Ereignisse, wichtige<br />
Reparaturmaßnahmen und besondere Umrüstmaßnahmen<br />
wird berichtet.<br />
7
Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Members´<br />
News<br />
Zehn Jahre Offshore-Windpark<br />
EnBW Baltic 1: „Baltic 1<br />
war echte Pionierarbeit.“<br />
• Erster kommerzieller Offshore-<br />
Windpark Deutschl<strong>and</strong>s<br />
• Winderträge und technische<br />
Verfügbarkeiten deutlich über<br />
den Erwartungen<br />
(enbw) Vor zehn Jahren hat EnBW den damals<br />
ersten kommerziellen Offshore-Windpark<br />
Deutschl<strong>and</strong>s, Baltic 1, mit 48,3 Megawatt<br />
Leistung in der Ostsee in Betrieb<br />
genommen. Seitdem wurden in der Ostund<br />
Nordsee drei weitere Offshore-Windparks<br />
von der EnBW mit zusammen 976<br />
MW gebaut. Der nächste große Windpark<br />
He Dreiht soll 2025 mit 900 Megawatt in<br />
der Nordsee in Betrieb gehen – ganz ohne<br />
Einspeisesubventionen. Darüber hinaus<br />
entwickelt die EnBW weitere Offshore-Projekte<br />
in ausgewählten Ausl<strong>and</strong>smärkten.<br />
Der konsequente Ausbau der Erneuerbaren<br />
Energien und insbesondere Offshore-Windenergie<br />
ist heute ein strategischer<br />
Schwerpunkt des Unternehmens.<br />
„Baltic 1 war in Deutschl<strong>and</strong>, aber auch<br />
für die EnBW echte Pionierarbeit und wir<br />
konnten zeigen, dass Offshore-Windparks<br />
hier wirtschaftlich zu betreiben sind“, sagt<br />
Dr. Frank Mastiaux, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
der EnBW. Seitdem habe die EnBW bis heute<br />
rund fünf Milliarden in den Ausbau der<br />
Erneuerbaren Energien investiert, davon<br />
allein etwa 3,6 Milliarden speziell in<br />
Offshore Windenergie: Installierte Leistung 2011 bis 2020 (Abb. EnBW)<br />
Offshore-Windparks, um die Energiewende<br />
voranzutreiben. „Die Offshore-Windenergie<br />
ist und bleibt für uns einer der wichtigen<br />
Wachstumsbereiche.“<br />
Leitwarte und Servicestützpunkt<br />
in Barhöft bei Stralsund<br />
Baltic 1 liegt 16 Kilometer vor der Küste<br />
und wird vom Hafen Barhöft, 18 Kilometer<br />
entfernt von Stralsund, betrieben. Dort liegen<br />
der Servicestützpunkt und die zentrale<br />
Leitwarte der EnBW. Acht Servicetechniker<br />
arbeiten für Baltic 1. Sie fahren täglich<br />
mit einem Mannschaftsboot zu Baltic<br />
1 und führen dort Reparaturen und Wartungen<br />
aus. Die Mehrheit der Mitarbeiter<br />
stammt aus der Region, einige Kolleg*innen<br />
sind schon von Anfang an dabei. Thomas<br />
Reichenbach, Bürgermeister der Gemeinde<br />
Klausdorf, schätzt die gute Nachbarschaft:<br />
„Wir freuen uns, dass von unserem<br />
kleinen Hafen in Barhöft aus, die erneuerbaren<br />
Energien der EnBW gesteuert<br />
und betrieben werden. Die Zusammenarbeit<br />
mit EnBW und unserer Gemeinde<br />
läuft hervorragend.“<br />
Positives Fazit des bisherigen Betriebs<br />
Die 21 Windkraftanlagen können rechnerisch<br />
genug Strom für 50.000 Haushalte<br />
produzieren. „Wir sind mit dem Windertrag<br />
und der technischen Verfügbarkeit<br />
von Baltic 1 äußerst zufrieden. Beide liegen<br />
deutlich über unseren Erwartungen“,<br />
sagt Ralf Neulinger, Leiter Produktion Erneuerbare<br />
Energien bei der EnBW.<br />
Baltic 1 soll noch 15 Jahre lang weiter betrieben<br />
werden. Danach wird die EnBW<br />
entweder die Anlagen zurückbauen oder<br />
einen Genehmigungsantrag für den Weiterbetrieb<br />
stellen.<br />
LL<br />
www.enbw.com (211571651)<br />
L: Gipfel in Leipzig:<br />
Mitteldeutschl<strong>and</strong> treibt<br />
Wasserst<strong>of</strong>fentwicklung voran<br />
• Spitzenpolitik und Unternehmen<br />
bekräftigen Bekenntnis für nachhaltige<br />
Entwicklung der Region<br />
• Unterstützung von<br />
Bund und EU ge<strong>for</strong>dert<br />
(l) „Mitteldeutschl<strong>and</strong> bietet hervorragende<br />
Bedingungen, um das Zukunftsthema<br />
Wasserst<strong>of</strong>f voranzutreiben“, sagte Sachsens<br />
Ministerpräsident Michael Kretschmer<br />
auf dem heutigen Wasserst<strong>of</strong>fgipfel<br />
Mitteldeutschl<strong>and</strong>. „Entlang der kompletten<br />
Wertschöpfungskette können wir hier<br />
zukünftig die Potenziale von grünem Wasserst<strong>of</strong>f<br />
heben. Dazu müssen wir uns weiterhin<br />
mit aller Kraft den Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
rund um den Strukturw<strong>and</strong>el stellen.<br />
In Sachsen und Sachsen-Anhalt wollen<br />
und können wir dazu auf vielfältige Art<br />
und Weise unseren Beitrag leisten - grüner<br />
Wasserst<strong>of</strong>f ist ein ganz entscheidender.“<br />
„Wir haben in unserer Region hervorragende<br />
Möglichkeiten von Forschung, Erzeugung,<br />
Transport, Speicherung und Anwendung,<br />
um aus der Wasserst<strong>of</strong>f-Vision<br />
eine Wasserst<strong>of</strong>f-Realität zu machen“, ergänzte<br />
Reiner Hasel<strong>of</strong>f, Ministerpräsident<br />
von Sachsen-Anhalt. „Eine Technologie,<br />
die uns hilft, den CO 2 -Fußbabdruck zu verkleinern,<br />
treiben wir mit Hochdruck voran.<br />
Wissenschaftler und Energie-Experten<br />
sprechen Wasserst<strong>of</strong>f in den Sektoren<br />
Transport/Logistik, Industrie, Energie und<br />
Mobilität hervorragende Qualitäten zu.<br />
Diese Auffassung teilen und unterstützen<br />
wir ausdrücklich. Deshalb wollen wir hier<br />
in Mitteldeutschl<strong>and</strong> ganz entschieden Teil<br />
der Lösung werden.“<br />
Gemeinsam mit Vertretern aus Politik,<br />
Wirtschaft, Verwaltung und Wissenschaft<br />
präsentierte sich die mitteldeutsche Region<br />
innovativ und wettbewerbsfähig. Die<br />
Ministerpräsidenten zeigten sich einig darin,<br />
dass es wichtig sei, für diesen konkreten<br />
und umsetzungsreifen Ansatz die politische<br />
und finanzielle Unterstützung von<br />
Bund und Europäischer Union zu bekommen.<br />
Wer ehrgeizige Klimaziele setze,<br />
müsse auch die Mittel bereitstellen, um sie<br />
zu erreichen.<br />
Viele Initiativen und Unternehmen in<br />
Deutschl<strong>and</strong> bewerben sich derzeit für Modellprojekte.<br />
Im Raum Mitteldeutschl<strong>and</strong><br />
gibt es bereits kompetente Akteure, die im<br />
Rahmen des heutigen Wasserst<strong>of</strong>fgipfels<br />
auf dem Gelände des Leipziger BMW<br />
Werks demonstrierten, dass das komplette<br />
Netzwerk für grünen Wasserst<strong>of</strong>f vor Ort<br />
zur Verfügung steht: von der Forschung<br />
(Fraunh<strong>of</strong>er IMW und IMWS) über die<br />
Austauschplatt<strong>for</strong>m (HYPOS e.V.) und Produktion<br />
(Linde und EDL) bis zu Transport<br />
und Speicherung (VNG AG mit ihrer Tochter<br />
Ontras Gastransport GmbH) und Anwendung<br />
(DHL Group, BMW Group Werk<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Leipzig, Leipziger Verkehrsbetriebe, Leipziger<br />
Stadtwerke, Stadtreinigung Leipzig,<br />
Stadtwerke Halle Gruppe, Flughafen Leipzig-Halle).<br />
Im Rahmen der Veranstaltung<br />
wurde auf dem Gelände auch die neue<br />
Wasserst<strong>of</strong>f-Tankstelle des Leipziger BMW<br />
Werks eröffnet.<br />
Burkhard Jung, Leipziger Oberbürgermeister<br />
und Aufsichtsratsvorsitzender der<br />
Leipziger Gruppe, betonte, Leipzigs Stadtrat<br />
habe die Dringlichkeit des Themas<br />
schon 2019 erkannt und einen Klimanotst<strong>and</strong><br />
beschlossen. „An die Stelle der kohlebasierten<br />
Energiewirtschaft in der Region<br />
muss eine zukunftsfähige Energiel<strong>and</strong>schaft<br />
treten, sonst w<strong>and</strong>ert nicht nur<br />
Knowhow, sondern auch Wertschöpfung in<br />
<strong>and</strong>ere Regionen ab“, so Jung. Deshalb<br />
treibe Leipzig auch den Ausstieg aus der<br />
Braunkohle voran, steige aus der Lippendorfer<br />
Fernwärme aus und errichte unter<br />
<strong>and</strong>erem mit dem neuen HKW Leipzig Süd<br />
das aktuell sauberste Gaskraftwerk der<br />
Welt. „Es kann perspektivisch mit grünem<br />
Wasserst<strong>of</strong>f betrieben werden. Der ist auch<br />
für unsere Mobilität eine Zukunftsperspektive.<br />
Wir wollen unsere Region H2-ready<br />
machen. Jetzt gilt es, alle Akteure einzubinden.<br />
Ins<strong>of</strong>ern bin ich dankbar für dieses<br />
starke Signal aus unserer Metropolregion,<br />
das vom heutigen Event ausgeht.“<br />
LL<br />
www.l.de<br />
www.hyve.de (211571648)<br />
LEAG setzt auf widerst<strong>and</strong>sfähigen<br />
Waldmix in der Lausitz<br />
• Frühjahrsauf<strong>for</strong>stung auf 141 Hektar<br />
Reku-Flächen planmäßig abgeschlossen<br />
(leag) Die seit Ende Februar laufende<br />
Frühjahrsauf<strong>for</strong>stung der LEAG-Rekultivierung<br />
in allen vier Lausitzer Tagebauen<br />
sowie dem ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord<br />
und künftigen Cottbuser Ostsee<br />
konnte wie geplant bei idealem feucht-kühlen<br />
Wetter bis Ende April abgeschlossen<br />
werden. Insgesamt wurden dabei 141 Hektar<br />
mit insgesamt ca. 900.000 Bäumen bepflanzt,<br />
davon etwa 30 Hektar im ehemaligen<br />
Tagebau Cottbus-Nord, 12 Hektar in<br />
Jänschwalde, 20 Hektar in Nochten, 49<br />
Hektar in Reichwalde und 30 Hektar in<br />
Welzow-Süd. Unterstützt werden die Rekultivierer<br />
der LEAG dabei von regionalen<br />
L<strong>and</strong>wirten und Partnerunternehmen, die<br />
mit Pflanzmaschinen die Setzlinge in die<br />
Erde bringen – immerhin etwa 6000 Pflanzen<br />
pro Hektar.<br />
Die Auswahl und die Verteilung der jungen<br />
Bäume erfolgt nach einem genauen<br />
Plan. Bodenkundler haben zunächst kartiert<br />
und farblich dokumentiert, wie sich,<br />
je nach Herkunft der Böden, deren unterschiedliche<br />
Qualität verteilt. Entsprechend<br />
der Bodenbeschaffenheit wird die Aufwertung<br />
der St<strong>and</strong>orte durch Kalkung (Ziel ist<br />
ein pH-Wert von 5,5), Düngung und Melioration<br />
angepasst. Der Pflanzplan wird<br />
schließlich mit der jeweiligen Forstbehörde<br />
abgestimmt.<br />
„Wir haben es hier <strong>of</strong>t mit Kippenböden<br />
zu tun, die arm an Nährst<strong>of</strong>fen sind und<br />
schlecht Wasser halten“, erklärt LEAG-Revierförster<br />
Swen Andrick, der die Auf<strong>for</strong>stung<br />
im ehemaligen Tagebau Cottbus-Nord<br />
leitet. „Am besten kommen damit<br />
Baumarten wie Kiefer, Birke und Aspe<br />
zurecht. Die Aspe, also die Zitterpappel,<br />
hat zudem den Vorteil, dass sie schnell aufwächst<br />
und den <strong>and</strong>eren Bäumen als<br />
Windschutz dient. Ihre Blätter reichern zudem<br />
den Boden zusätzlich mit Humus an.“<br />
Auf den etwas nährst<strong>of</strong>freicheren St<strong>and</strong>orten<br />
lassen sich auch gut Trauben-, Stielund<br />
Roteiche ansiedeln. Auch die Hainbuche<br />
oder die Linde können hier einen Platz<br />
finden. Die Waldränder werden mit<br />
Straucharten wie Haselnuss und Hundsrose<br />
oder kleinwüchsigeren Bäumen wie der<br />
Eberesche bepflanzt, unter <strong>and</strong>erem, damit<br />
der Wind nicht frontal auf die späteren<br />
Waldbestände trifft, sondern stufenweise<br />
nach oben abgleitet und somit die werdenden<br />
Waldbestände sturmsicherer macht.<br />
„Weitere Pflanzungen in ähnlicher Größenordnung<br />
werden wir im Herbst und im<br />
kommenden Frühjahr auf den Rekultivierungsflächen<br />
der Tagebaue wiederholen“,<br />
erklärt Swen Andrick. „Wir setzen dabei<br />
Innovative valves<br />
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mit einem umfassenden Programm für<br />
St<strong>and</strong>ard- und Sonderarmaturen.<br />
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9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
auf eine gesunde widerst<strong>and</strong>sfähige Mischung<br />
gebietsheimischer Pflanzen mit<br />
den besten Voraussetzungen, sich an dem<br />
jeweiligen St<strong>and</strong>ort gut zu etablieren.<br />
Auch den Einfluss des Klimaw<strong>and</strong>els auf<br />
die St<strong>and</strong>orte haben wir berücksichtigt,<br />
denn wenn wir heute einen Wald pflanzen,<br />
tun wir das nicht für uns, sondern für die<br />
<strong>Generation</strong>en, die nach uns kommen.“<br />
Mit etwa 7.500 Hektar gehört die LEAG<br />
zu den großen Waldbesitzern in Br<strong>and</strong>enburg<br />
und Sachsen. Auf den Rekultivierungsflächen<br />
der LEAG-Tagebaue wurden<br />
bislang insgesamt 31 Millionen Bäume gepflanzt.<br />
LL<br />
www.leag.de (211571645)<br />
MIBRAG investiert in<br />
Windpark Breunsdorf<br />
• MIBRAG in<strong>for</strong>mierte Stadt- und<br />
Gemeinderäte von Groitzsch und<br />
Neukieritzsch über Zukunftsprojekte im<br />
Revier<br />
• Im Tagebau Vereinigtes Schleenhain ist<br />
ein Windpark mit 17 leistungsstarken<br />
Windenergieanlagen geplant<br />
Vibrieren statt rammen: Neues Forschungsprojekt untersucht<br />
innovative Installationsmethode für Offshore-Fundamente<br />
Das Forschungsvorhaben „VISSKA“ beschäftigt sich mit umfangreichen Messungen und Analysen zum Installationsprozess und<br />
zur Schallentwicklung durch die sogenannte Vibrationsrammung. Weiterhin werden ökologische Begleituntersuchungen über das<br />
Verhalten von Schweinswalen als Reaktion auf das innovative Installationsverfahren durchgeführt. Die ersten Untersuchungen im<br />
RWE Offshore-Windpark Kaskasi sind für Sommer <strong>2021</strong> geplant. Die abschließenden Ergebnisse werden Anfang 2023 vorliegen.<br />
Amrumbank West (302 MW)<br />
Kaskasi (342 MW)<br />
Nordsee Ost (295 MW)<br />
RWE Basis für<br />
Betrieb und Wartung<br />
auf Helgol<strong>and</strong><br />
Niederl<strong>and</strong>e<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
Impulsrammverfahren<br />
Bislang werden Fundamente für Offshore-Windturbinen<br />
mittels eines Hydraulikhammers mit einzelnen Schlägen<br />
in den Meeresgrund gerammt.<br />
Vibrator-Konstruktion<br />
Der speziell angefertigte Gripper<br />
ermöglicht die kraftschlüssige<br />
Kopplung um den Flansch.<br />
(mibrag) Die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft<br />
mbH (MIBRAG) stellte am 19.<br />
April <strong>2021</strong> das Projekt Windpark Breunsdorf<br />
im Tagebau Vereinigtes Schleenhain<br />
den Stadt- und Gemeinderäten von<br />
Groitzsch und Neukieritzsch (L<strong>and</strong>kreis<br />
Leipzig) vor. Damit leitet das Bergbauunternehmen<br />
die Trans<strong>for</strong>mation zu einem<br />
modernen Energiedienstleister auf Basis<br />
erneuerbarer Energien in der mitteldeutschen<br />
Region ein. Dr. Kai Steinbach, Kaufmännischer<br />
Geschäftsführer, erklärte: „Wir<br />
machen uns auf den Weg mit einem wachsenden<br />
Anteil erneuerbarer Energien in<br />
unserem Portfolio. Der Windpark Breunsdorf<br />
ist dabei ein wichtiger Meilenstein.<br />
Aber das ist nur ein Anfang. Unsere Zukunft<br />
liegt in der Nutzung und Veredlung<br />
von grünem Strom. Der Weg dazu führt<br />
über die Herstellung von Wasserst<strong>of</strong>f“.<br />
Auf einer Gesamtfläche von 275 Hektar<br />
wird auf der Innenkippe des Tagebaus<br />
Vereinigtes Schleenhain, südlich der neuen<br />
B 176 zwischen Neukieritzsch und<br />
Groitzsch, der neue leistungsstarke Windpark<br />
entstehen. Geplant sind 17 Windturbinen<br />
der 6-MW-Klasse, die zu den modernsten<br />
Turbinentechnologien am Markt<br />
gehören. Der Windpark mit einer Kapazität<br />
von 102 MW und einer jährlichen Stromerzeugung<br />
von etwa 230 GWh soll ab<br />
2024 Strom liefern.<br />
Voraussetzung für das Projekt mit einer<br />
Investitionssumme von etwa 100 Millionen<br />
Euro war die Ausweisung der Fläche auf<br />
der Innenkippe des Tagebaus Vereinigtes<br />
Schleenhain als Windvorrang- und Eignungsgebiet.<br />
Derzeit bereitet MIBRAG den<br />
BImSchG-Antrag vor. Im Anschluss an die<br />
Erteilung der Genehmigung sollen ab Anfang<br />
2023 die ersten Infrastrukturmaßnahmen<br />
beginnen. Die faunistischen Untersuchungen,<br />
die für das Immissionsschutzrechtliche<br />
Genehmigungsverfahren<br />
er<strong>for</strong>derlich sind, hat MIBRAG auf der Vorhabenfläche<br />
bereits durchgeführt.<br />
Der Windpark Breunsdorf ist Teil des MI-<br />
BRAG-Zukunftsprojektes „Erneuerung MI-<br />
BRAG im Revier“ (EMIR). Dabei soll dieser<br />
nach den Plänen des Bergbauunternehmens<br />
ein wichtiger Baustein für die zukünftige<br />
Ausrichtung des Unternehmens<br />
werden.<br />
LL<br />
www.mibrag.de (211571641)<br />
Vibrationsrammung<br />
Die innovative Gründungsmethode, bei der die Fundamente mittels senkrecht gerichteter<br />
Vibrationen in den Boden eingebracht werden, hat das Potenzial, Unterwasserschallemissionen<br />
und Installationsdauer deutlich zu verringern. Der Einsatz von zusätzlichen<br />
Schallminderungsmaßnahmen ist voraussichtlich nicht länger er<strong>for</strong>derlich.<br />
VISSKA<br />
Messung, Modellierung und Bewertung der<br />
Vibrationsrammung in Bezug auf Installation,<br />
Schallemissionen und Auswirkungen auf<br />
Schweinswale im Offshore-Windpark<br />
KASKASI II<br />
RWE: Vibrieren statt rammen: Neues Forschungsprojekt untersucht innovative Installationsmethode<br />
für Offshore-Fundamente (Abb. RWE)<br />
RWE: Vibrieren statt rammen:<br />
Neues Forschungsprojekt<br />
untersucht innovative<br />
Installationsmethode für Offshore-<br />
Fundamente<br />
• RWE Renewables, itap, BioConsult SH<br />
sowie die Universität Stuttgart und die<br />
Technische Universität Berlin<br />
er<strong>for</strong>schen neuartige<br />
Vibrationsrammtechnik im RWE<br />
Offshore-Windpark Kaskasi<br />
• Gründungsmethode hat das Potenzial,<br />
Unterwasserschallemissionen und<br />
Installationsdauer deutlich zu<br />
verringern<br />
• Forschungsprojekt wird vom BMWi<br />
gefördert; Ergebnisse sollen 2023<br />
vorliegen<br />
(rwe) „VISSKA“ - hinter dieser Abkürzung<br />
verbirgt sich ein Forschungsprojekt, mit<br />
dem weitreichende Untersuchungen zur<br />
Vibrationsrammung in Bezug auf die Installation,<br />
die Schallemissionen und die<br />
Auswirkungen auf Schweinswale im<br />
Offshore-Windpark Kaskasi II vorgenommen<br />
werden sollen. RWE Renewables, die<br />
itap GmbH, die BioConsult SH GmbH &<br />
Co. KG sowie die Universität Stuttgart (Institut<br />
für Geotechnik) und die Technische<br />
Universität Berlin (Fachgebiet Grundbau<br />
und Bodenmechanik) haben kürzlich eine<br />
entsprechende Kooperationsvereinbarung<br />
unterzeichnet. Das Bundesministerium<br />
für Wirtschaft und Energie (BMWi)<br />
fördert das von RWE koordinierte Forschungsprojekt.<br />
In diesem Jahr beginnt RWE vor Helgol<strong>and</strong><br />
mit der Errichtung ihres Offshore-Windparks<br />
Kaskasi (342 Megawatt).<br />
Dieser wird der erste Offshore-Windpark<br />
weltweit sein, der diese neuartige Installationsmethode<br />
anwendet, um die Fundamente<br />
für die Windturbinen bis zur endgültigen<br />
Tiefe in den Meeresgrund einzubringen.<br />
Die Anwendung der innovativen<br />
Vibrationsrammtechnik, des sogenannten<br />
„Vibro Pile Driving“, ermöglicht eine deutlich<br />
schnellere und für die Gründungsstruktur<br />
schonendere Einbringung bei<br />
deutlich reduzierter Schallentwicklung.<br />
Bislang werden Fundamente für Offshore-Windturbinen<br />
mittels eines Hydraulikhammers<br />
mit einzelnen Schlägen in den<br />
Meeresgrund gerammt. Das neue, schallärmere<br />
Verfahren hingegen nutzt senkrecht<br />
gerichtete Schwingungen, um die<br />
Fundamente in den Boden einzubringen.<br />
Der Einsatz von zusätzlichen Schallminderungsmaßnahmen<br />
zum Schutz von Meeressäugern<br />
ist bei der innovativen Vibrationstechnik<br />
voraussichtlich nicht länger<br />
er<strong>for</strong>derlich.<br />
Die Pilotanwendung bei Kaskasi wird<br />
durch ein umfangreiches Forschungsvorhaben<br />
begleitet. Gemeinsam wollen die<br />
Partner Prognosemodelle zur Einbringung<br />
10
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
der Monopile-Fundamente (Gründungsstrukturen)<br />
mittels Vibrationsrammung<br />
und zu der dabei entstehenden Schallentwicklung<br />
erstellen und durch Messungen<br />
unter Offshore-Bedingungen validieren.<br />
Weiterhin werden umfangreiche ökologische<br />
Begleituntersuchungen über das Verhalten<br />
von Schweinswalen als Reaktion auf<br />
das schallarme Installationsverfahren<br />
durchgeführt. Die ersten Untersuchungen<br />
auf See sind für diesen Sommer geplant.<br />
Die insgesamt 38 Fundamente für die<br />
Windkraftanlagen werden ab dem dritten<br />
Quartal <strong>2021</strong> installiert. Der Abschlussbericht<br />
des 28-monatigen Forschungsvorhabens<br />
soll Anfang 2023 vorliegen.<br />
Zusammen mit den vier Projektpartnern<br />
knüpft RWE mit diesem Vorhaben an jahrelange<br />
Forschung im Bereich der Vibrationsrammung<br />
im Labor und in Feldversuchen<br />
an. Die bisher durchgeführten Untersuchungen<br />
haben bereits gezeigt, dass das<br />
Installationsverfahren das Potenzial hat,<br />
sowohl die Unterwasserschallemissionen<br />
als auch die Installationsdauer zu verringern.<br />
Ziel dieses Forschungsprojekts ist es,<br />
auf den vorliegenden Ergebnissen aufzubauen<br />
und diese um weitere Erkenntnisse<br />
zu ergänzen. Langfristig soll die neuartige<br />
Gründungsmethode als eine schallärmere<br />
und naturverträglichere Alternative zum<br />
bisher genutzten Impulsrammverfahren<br />
etabliert werden.<br />
Der Windpark Kaskasi kann mehr als<br />
400.000 Haushalte mit Ökostrom<br />
versorgen<br />
Der Offshore-Windpark Kaskasi entsteht<br />
35 Kilometer nördlich der Insel Helgol<strong>and</strong><br />
und soll im Sommer 2022 ans Netz gehen.<br />
Nach der vollständigen, kommerziellen Inbetriebnahme<br />
im vierten Quartal 2022<br />
wird Kaskasi rechnerisch rund 400.000<br />
Haushalte pro Jahr mit grünem Strom versorgen.<br />
LL<br />
www.rwe.com (211571637)<br />
RWE errichtet in Irl<strong>and</strong> eine<br />
Testanlage für innovative<br />
Flugwindkraftsysteme<br />
• Baugenehmigung für Testgelände im<br />
irischen County Mayo erteilt<br />
• RWE erprobt zunächst eine<br />
Flugwindkraftanlage des Herstellers<br />
• Demoprojekt wird wichtige<br />
Erkenntnisse für die technische<br />
Weiterentwicklung liefern Ampyx<br />
Power<br />
(rwe) RWE, eines der weltweit führenden<br />
Unternehmen im Bereich der Erneuerbaren<br />
Energien, errichtet im Nordwesten Irl<strong>and</strong>s<br />
im County Mayo ein neues Testzentrum<br />
für Flugwindkraftanlagen, sogenannte<br />
Airborne Wind Energy Systems (AWES).<br />
Ziel ist es, das Potenzial der innovativen<br />
Technologie zu untersuchen. Die Baugenehmigung<br />
für den Testst<strong>and</strong>ort wurde<br />
jetzt erteilt. Noch in diesem Jahr soll mit<br />
RWE errichtet in Irl<strong>and</strong> eine Testanlage für innovative Flugwindkraftsysteme<br />
der Errichtung der Infrastruktur begonnen<br />
werden.<br />
RWE entwickelt das Testgelände zusammen<br />
mit Ampyx Power, einem niederländischen<br />
Unternehmen für innovative Windenergie-Systeme.<br />
Gemeinsam soll zunächst<br />
eine Demonstrationsanlage mit einer Leistung<br />
von 150 Kilowatt erprobt werden. Anschließend<br />
will man eine Anlage im kommerziellen<br />
Maßstab errichten. Diese soll<br />
über eine Leistung von einem Megawatt<br />
(MW) verfügen. Im Verlauf der geplanten<br />
achtjährigen Betriebszeit des Testzentrums<br />
sollen zudem auch Flugwindkraftanlagen<br />
von <strong>and</strong>eren Herstellern auf dem Gelände<br />
getestet werden.<br />
Flugwindkraftanlagen nutzen die starken<br />
und stetigen Winde in mehreren hundert<br />
Metern Höhe, und verringern zusätzlich<br />
die dafür notwendigen Infrastrukturkosten.<br />
Das Konzept von Ampyx Power, das<br />
von RWE als erstes auf dem Gelände getestet<br />
werden soll, basiert auf einem Segelflugzeugdesign<br />
bestehend aus einem<br />
Kleinflugzeug sowie einer entsprechenden<br />
Start- und L<strong>and</strong>eplatt<strong>for</strong>m.<br />
Das Kleinflugzeug hat eine Spannweite<br />
von zwölf Metern und ist über ein ultrastarkes<br />
Kabel mit einem Generator am Boden<br />
verbunden. Durch den Leinenzug wird gegen<br />
den Widerst<strong>and</strong> des Generators Strom<br />
erzeugt. Ist das Halteseil vollständig ausgezogen,<br />
gleitet der Flugkörper zurück, während<br />
die Winde das Halteseil wieder einzieht.<br />
Da das Einholen des Seils nur einen<br />
Bruchteil des erzeugten Stroms benötigt,<br />
liefert die konstante Ein- und Ausfahrbewegung<br />
sauberen, kostengünstigen Strom.<br />
Die Testanlage wird durch das EU-Förderprogramm<br />
Interreg North-West Europe unterstützt.<br />
Das darunter fallende Projekt<br />
MegaAWE, in dem RWE und Ampyx Power<br />
zusammenarbeiten, wurde eigens ins Leben<br />
gerufen, um die technische Entwicklung<br />
und die Kommerzialisierung von<br />
Flugwindkraftanlagen zu fördern. Flugwindkraftanlagen<br />
erbringen derzeit Leistungen<br />
zwischen 100 und 200 Kilowatt.<br />
Weiterentwicklungen versprechen Leistungen<br />
im Megawattbereich und würden damit<br />
die Technologie auch für den kommerziellen<br />
Einsatz in großen Windparks attraktiv<br />
machen.<br />
Ampyx Power wurde 2009 gegründet und<br />
ist heute eines der führenden Unternehmen<br />
in der aufstrebenden Flugwindkraft-Branche.<br />
Fabrizio Nastri, CEO von<br />
Ampyx Power, erklärt: „Nach zwölf Jahren<br />
harter Arbeit und vielen <strong>Generation</strong>en kleinerer<br />
Prototypen freuen wir uns, in Irl<strong>and</strong><br />
unsere 150-Kilowatt-Demonstrationsanlage<br />
unter realen Bedingungen betreiben zu<br />
können. RWE verfügt über große Erfahrung<br />
im Bereich der Windenergie. Durch<br />
die Zusammenarbeit mit RWE haben wir<br />
nun die Möglichkeit diese Erfahrungen in<br />
unser Produktdesign einzubringen. Das<br />
wird uns enorm dabei helfen, unsere Technik<br />
zur Marktreife zu führen.“<br />
RWE ist seit 2016 in Irl<strong>and</strong> vertreten mit<br />
Büros in Kilkenny und in Dun Laoghaire im<br />
Nordosten des L<strong>and</strong>es. Im Jahr 2018 hat<br />
das Unternehmen den 10-MW-Onshore-Windpark<br />
Dromadda Beg im County<br />
Kerry errichtet, den es seither auch betreibt.<br />
Das irische Entwicklungsteam von<br />
RWE arbeitet an weiteren Erneuerbaren-Energien-Projekten.<br />
Anfang des Jahres<br />
hat es eine Planungsgenehmigung für den<br />
62-MW-Windpark Lyre im Süden Irl<strong>and</strong>s<br />
beantragt.<br />
Im Offshore-Bereich entwickelt RWE mit<br />
ihrem Partner Saorgus Energy den Windpark<br />
Dublin Array. Er ist auf eine installierte<br />
Leistung zwischen 600 und 900 MW<br />
ausgelegt. RWE treibt auch neue Solar- und<br />
Batteriespeicherprojekte in Irl<strong>and</strong> voran.<br />
Kürzlich gab das Unternehmen die Inbetriebnahme<br />
seines ersten europäischen<br />
Batteriespeicherprojekts im irischen<br />
Stephenstown bekannt. Ein weiterer Batteriespeicher<br />
entsteht in der Nähe von Lisdrumdoagh.<br />
LL<br />
www.rwe.com (211571640)<br />
11
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Pumpspeicherkraftwerk Herdecke: Europas größter Wasserhahn wird generalüberholt<br />
GASCADE, Gasunie, RWE und<br />
Shell unterzeichnen<br />
Absichtserklärung über<br />
Zusammenarbeit im Projekt<br />
AquaDuctus<br />
• Leitung AquaDuctus soll bis zu einer<br />
Million Tonnen Grünen Wasserst<strong>of</strong>f pro<br />
Jahr transportieren<br />
• Machbarkeitsstudie angestoßen<br />
(rwe) Die Projektpartner GASCADE, Gasunie,<br />
RWE und Shell haben eine Absichtserklärung<br />
zur Stärkung ihrer Zusammenarbeit<br />
im Projekt AquaDuctus<br />
unterzeichnet.<br />
Die Transportleitung AquaDuctus soll zukünftig<br />
Grünen Wasserst<strong>of</strong>f aus der Nordsee<br />
direkt zum Festl<strong>and</strong> transportieren. Sie<br />
ist Teil der AquaVentus-Initiative, die 10<br />
Gigawatt Elektrolysekapazität für Grünen<br />
Wasserst<strong>of</strong>f aus Offshore-Windenergie<br />
zwischen Helgol<strong>and</strong> und der S<strong>and</strong>bank<br />
Doggerbank errichten will. In den aufein<strong>and</strong>er<br />
abgestimmten Teilprojekten sollen<br />
Bedarf, Erzeugung und Transport von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
synchronisiert und so ein zügiger<br />
Markthochlauf ermöglicht werden.<br />
AquaDuctus ist die Vision der ersten deutschen<br />
Offshore-Wasserst<strong>of</strong>f-Pipeline. Sind<br />
die Erzeugungsanlagen voll ausgebaut, soll<br />
AquaDuctus ab 2035 jährlich bis zu einer<br />
Million Tonnen Grünen Wasserst<strong>of</strong>f transportieren<br />
und so substanziell zur Dekarbonisierung<br />
der Energieversorgung in<br />
Deutschl<strong>and</strong> und Europa beitragen. Aqua-<br />
Ductus wäre damit ein wichtiger Meilenstein<br />
bei der Umsetzung der deutschen und<br />
europäischen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie.<br />
Die Leitung bietet im Vergleich zum<br />
Transport von <strong>of</strong>fshore erzeugtem Strom<br />
deutliche volkswirtschaftliche Vorteile.<br />
AquaDuctus ersetzt fünf Hochspannungs-Gleichstromübertragungs-Stromanbindungen<br />
(HGÜ), die stattdessen gebaut<br />
werden müssten. Die Pipeline ist die mit<br />
Abst<strong>and</strong> kostengünstigste Möglichkeit,<br />
große Mengen Energie über mehr als 400<br />
Kilometer zu transportieren.<br />
Der erste Schritt im AquaDuctus-Projekt<br />
ist eine detaillierte Machbarkeitsstudie.<br />
AquaDuctus hat sich zudem am IPCEI (Important<br />
Project <strong>of</strong> Common European Interest)<br />
Interessensbekundungsverfahren des<br />
Bundeswirtschaftsministeriums beteiligt.<br />
LL<br />
www.rwe.com/Wasserst<strong>of</strong>f<br />
(211571634)<br />
Pumpspeicherkraftwerk Herdecke:<br />
Europas größter Wasserhahn wird<br />
generalüberholt<br />
• Kraftwerk geht für Wartung und<br />
Überarbeitung zentraler Bauteile zehn<br />
Monate vom Netz<br />
• Kugelschieber, Turbine und<br />
Motorgenerator werden aufgearbeitet<br />
• Umfassendes Hygiene-Konzept zum<br />
Schutz der Mitarbeiter<br />
„Der Anteil an Solar- und Windstrom im<br />
Netz steigt. Dadurch werden flexible Energiespeicher<br />
immer wichtiger, die wetterbedingte<br />
Schwankungen im Netz ausgleichen. Unser<br />
Pumpspeicherkraftwerk in Herdecke unterstützt<br />
die Versorgungssicherheit, indem es<br />
Energie bei Stromüberschuss einspeichert und<br />
bei Bedarf wieder bereitstellt. Mit den aktuellen<br />
Arbeiten machen wir die Anlage fit für die<br />
Zukunft. Dafür investieren wir einen zweistelligen<br />
Millionenbetrag.“ Roger Miesen, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
der RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
(rwe) Für die größte Generalüberholung<br />
seit über 30 Jahren geht das Pumpspeicherkraftwerk<br />
Herdecke (PSW) für voraussichtlich<br />
zehn Monate vom Netz. Im Zuge<br />
der Revision lässt RWE zahlreiche Großkomponenten<br />
überarbeiten, die tief im Innern<br />
des Kraftwerks verbaut sind – darunter<br />
der Kugelschieber, die Turbine und der<br />
Motorgenerator.<br />
Die Kosten der Revision liegen im niedrigen<br />
zweistelligen Millionen-Euro-Bereich.<br />
An den Arbeiten werden rund 50 Mitarbeiter<br />
von RWE sowie von Partnerfirmen beteiligt<br />
sein.<br />
Zu den Besonderheiten des Großprojekts<br />
in Zeiten von Covid-19 erläutert Revisionsleiter<br />
Paul Golus: „Arbeitssicherheit und<br />
Infektionsschutz haben für uns Priorität.<br />
Wir haben ein Hygienekonzept erarbeitet,<br />
um Ansteckungen auf der Baustelle zu vermeiden.<br />
Neben den bekannten Abst<strong>and</strong>sregeln<br />
achten wir darauf, Besprechungen nur<br />
im Freien und im kleinsten Kreis abzuhalten.<br />
Um Kontakte zwischen verschiedenen<br />
Teams zu minimieren, haben wir zusätzliche<br />
Container als Aufenthaltsräume, Umkleiden<br />
und Büros aufgestellt.“<br />
Voraussichtlich Anfang Mai wird der Kugelschieber<br />
freigelegt sein. Das 180 Tonnen<br />
schwere und fünfeinhalb Meter große Bauteil<br />
regelt den Wasserzufluss zur Turbine –<br />
als vermutlich größter Wasserhahn Europas.<br />
Zur Generalüberholung wird er aus<br />
dem Druckstollen gehoben und zu einer<br />
Spezialfirma ins baden-württembergische<br />
Heidenheim gefahren.<br />
Damit ist der Weg frei für Beschichtungsarbeiten<br />
an der Innenseite der Druckleitung.<br />
Durch die fließt im Erzeugungsbetrieb<br />
Wasser vom Oberbecken zu den Turbinen.<br />
Im Zuge der Revision erhält das 400<br />
Meter lange und knapp vier Meter dicke<br />
Rohr einen neuen Korrosionsschutz.<br />
Zeitgleich erhält die sogenannte Druckausgleichs-Stopfbuchse<br />
eine neue Abdichtung.<br />
Das 100 Tonnen schwere Bauteil verhindert<br />
wie ein Stoßdämpfer, dass sich die<br />
Kräfte des in der Druckleitung aus 144 Metern<br />
Höhe herabstürzenden Wassers auf<br />
das Gebäude übertragen.<br />
Mit der Pumpturbine wird Mitte Mai das<br />
163 Megawatt starke „Herz“ des PSW in seine<br />
Einzelteile zerlegt. Parallel dazu wird der<br />
6 Meter lange, 300 Tonnen schwere Generator-Rotor<br />
ausgehoben und aufgearbeitet.<br />
Auch die Netzanbindung des PSW wird<br />
geändert. Infolge von Veränderungen im<br />
Übertragungsnetz von Amprion wird der<br />
Maschinentrans<strong>for</strong>mator ausgetauscht.<br />
Der neue Trafo wird den im PSW erzeugten<br />
Strom künftig nicht mehr ins 220kV- sondern<br />
ins 110kV-Netz einspeisen.<br />
Bis August liegen alle Bauteile für die<br />
Re-Montage bereit. Technisch besonders<br />
anspruchsvoll ist dabei der Einbau des generalüberholten<br />
Wellenstrangs - bestehend<br />
aus Turbine, Welle und Generatorläufer.<br />
Fertig montiert ist diese rotierende Masse<br />
16 Meter lang und 500 Tonnen schwer. Unter<br />
Last erreicht sie Drehgeschwindigkeiten<br />
von bis zu 250 Umdrehungen pro Minute.<br />
Um Schwingungen zu vermeiden, muss sie<br />
millimetergenau ausgerichtet werden.<br />
Nach einem vierwöchigen Probebetrieb<br />
soll das PSW im Frühjahr 2022 wieder ans<br />
Netz gehen.<br />
LL<br />
www.rwe.com (211571632)<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
STEAG: Grenzüberschreitendes<br />
Wasserst<strong>of</strong>fprojekt an der Saar<br />
nimmt erste IPCEI-Hürde<br />
• Der gemeinsam von sechs Unternehmen<br />
getragene Projektantrag mit dem Ziel,<br />
im Verbund eine grüne<br />
Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft im Saarl<strong>and</strong>, in<br />
Frankreich und in Luxemburg<br />
aufzubauen, kann einen ersten,<br />
wichtigen Erfolg verzeichnen.<br />
(steag) Das Energieunternehmen STEAG,<br />
das Energietechnologieunternehmen Siemens<br />
Energy, der Netzbetreiber Creos<br />
Deutschl<strong>and</strong>, die Saarbahn und die SHS –<br />
Stahl-Holding-Saar (mit den Unternehmen<br />
Dillinger und Saarstahl) hatten eine gemeinsame<br />
Projektidee zur Etablierung einer<br />
grenzübergreifenden und perspektivisch<br />
grünen Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft entwickelt.<br />
Gemeinsam reichten die Partner<br />
beim Bundeswirtschaftsministerium einen<br />
Antrag auf Förderung als wichtiges Wasserst<strong>of</strong>fprojekt<br />
von gesamteuropäischem<br />
Interesse – kurz: IPCEI – ein – mit Erfolg.<br />
Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier<br />
gab bekannt, dass der Antrag die erste<br />
Auswahlrunde erfolgreich durchlaufen<br />
hat. Das Projekt ist nun eingeladen, an der<br />
zweiten Phase, dem sogenannten<br />
„Match-Making“ auf europäischer Ebene,<br />
teilzunehmen.<br />
Wermutstropfen war die im Rahmen der<br />
Pressekonferenz erfolgte Mitteilung, dass<br />
im Rahmen der IPCEI-Auswahlentscheidung<br />
die Projektkomponente der Saarbahn<br />
zunächst ohne positiven Bescheid bleibt.<br />
Auf Nachfrage ließ Bundeswirtschaftsminister<br />
Peter Altmaier in der Pressekonferenz<br />
jedoch vernehmen, dass dies keineswegs<br />
bedeute, dass dieser Teil des Vorhabens<br />
gänzlich ohne Förderung bleiben<br />
werde. Vielmehr sei man mit den Verantwortlichen<br />
im Gespräch, um hier alternative<br />
Lösungen zu finden.<br />
Erfolgsfaktor Sektorenkopplung<br />
Die sechs Partner sehen sich durch diese<br />
insgesamt guten Nachrichten auf ihrem gemeinsamen<br />
Weg zur Etablierung einer<br />
Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft im grenzüberschreitenden<br />
europäischen Verbund bestätigt:<br />
„Das Votum zeigt, dass wir beim Thema<br />
Wasserst<strong>of</strong>f auf dem richtigen Weg sind“,<br />
sagt Jens Apelt, Geschäftsführer der Creos<br />
Deutschl<strong>and</strong> GmbH. Gerade die sektorenübergreifende<br />
Verbindung von Wasserst<strong>of</strong>fproduktion,<br />
Transport und Einsatz zur<br />
Dekarbonisierung von Industrie und Mobilität<br />
sei ein großes Plus des gemeinsamen<br />
Vorhabens. „Ins<strong>of</strong>ern setzen die Partner<br />
auch darauf, dass für den die Saarbahn betreffenden<br />
Projektteil eine Lösung gefunden<br />
wird, denn die positiven Aspekte des<br />
Projektverbunds ergeben sich gerade aus<br />
dem sektorübergreifenden Zusammenspiel<br />
der einzelnen Teilprojekte“, so Jens<br />
Apelt. Hier gelte der Grundsatz, dass das<br />
Ganze mehr sei als die Summe seiner Teile.<br />
SHS: Wichtiges Zeichen für die Zukunft<br />
von grünem Stahl<br />
„Wir freuen uns, dass das IPCEI-Projekt<br />
„H2Syngas“ der SHS – Stahl-Holding-Saar<br />
die erste Hürde im Förderverfahren nehmen<br />
konnte und nun auf EU-Ebene geprüft<br />
wird. Mit der innovativen Technologie von<br />
„H2Syngas“ geht die SHS-Gruppe mit den<br />
Unternehmen Dillinger und Saarstahl den<br />
nächsten wichtigen Schritt auf dem Weg<br />
zur CO 2 -neutralen Stahlproduktion und<br />
reduziert weiter ihre CO 2 -Emissionen“,<br />
sagt Jonathan Weber, Geschäftsführer der<br />
SHS - Stahl-Holding-Saar und COO von<br />
Dillinger und Saarstahl.<br />
Votum bestärkt die Partner in ihrer Idee<br />
Für das weitere Verfahren mit dem Ziel<br />
für die ausgewählten Projekte eine Notifizierung,<br />
d.h. eine beihilferechtliche Genehmigung<br />
der Europäischen Kommission,<br />
zu erhalten, setzen die Partner darauf, dass<br />
das gemeinsame Vorhaben weiterhin mit<br />
dieser Transnationalität und Vielfältigkeit<br />
auf der Abnahme- und Verbrauchseite zu<br />
überzeugen vermag. „Wir sind mit der Entscheidung<br />
mehr denn je von der gemeinsamen<br />
Entwicklungsperspektive überzeugt“,<br />
so Dr. Ralf Schiele, bei STEAG Geschäftsführer<br />
für die Bereiche Markt und Technik.<br />
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13
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Mit der bekanntgegebenen Entscheidung<br />
verbindet sich die H<strong>of</strong>fnung, dass die weiteren<br />
Entscheidungen gerade auch die in<br />
Aussicht gestellte, alternative Förderung<br />
des Saarbahn-Projektteils in absehbarer<br />
Zeit erfolgt, damit die Partner möglichst<br />
zeitnah an die Umsetzung gehen können.<br />
„Wir stehen in den Startlöchern. Je früher<br />
wir Bescheid wissen, desto rascher können<br />
wir uns an die Umsetzung machen. Und je<br />
eher die Umsetzung kommt, desto schneller<br />
pr<strong>of</strong>itiert der traditionsreiche Energiest<strong>and</strong>ort<br />
Saarl<strong>and</strong> nicht nur ökonomisch,<br />
sondern dank vermiedener<br />
CO 2 -Emissionen auch ökologisch von dem<br />
wegweisenden Projekt“, erläutert Ralf<br />
Schiele. Für das Saarl<strong>and</strong> gehe es um nichts<br />
weniger als die Chance, sich als Vorreiter<br />
einer erfolgreich entwickelten Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />
zu etablieren.<br />
Alle Partner sind festen Willens, diese<br />
nicht nur für die beteiligten Unternehmen,<br />
sondern für das Saarl<strong>and</strong> insgesamt bedeutende<br />
Chance zu ergreifen.<br />
Die Projekte im Einzelnen<br />
mosaHYc – Transport von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
Das gemeinsame Projekt der Verteilnetzbetreiber<br />
Creos und der GRTgaz „mosaHYc“<br />
will eine bestehende Gasinfrastruktur<br />
nutzen, um ein grenzüberschreitendes<br />
Hochdrucknetz für den Transport von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
aufzubauen. Ziel ist es, eine Infrastruktur<br />
mit einer Gesamtlänge von 100<br />
Kilometern zu schaffen, die es Wasserst<strong>of</strong>fproduzenten<br />
und -verbrauchern in der<br />
„Gr<strong>and</strong>e Région“ ermöglicht, Geschäftsmodelle<br />
in der Industrie, im Wärmemarkt<br />
und im Verkehrssektor zu entwickeln. Dabei<br />
müssen sowohl das Zusammenspiel der<br />
verschiedenen Leitungsabschnitte im<br />
Raum Völklingen (Deutschl<strong>and</strong>), Carling<br />
(Frankreich), Bouzonville (Frankreich)<br />
und Perl (Deutschl<strong>and</strong>) im Saarl<strong>and</strong> und in<br />
Frankreich berücksichtigt werden, als auch<br />
sicherheitstechnische Aspekte. Im Rahmen<br />
einer Machbarkeitsstudie werden die bestehenden<br />
Leitungen untersucht und auf<br />
die Umstellung auf Wasserst<strong>of</strong>f vorbereitet.<br />
Darüber hinaus wird geprüft, inwiefern<br />
eine bestehende Leitungstrasse zwischen<br />
Völklingen und Saarbrücken für den<br />
Transport von Wasserst<strong>of</strong>f genutzt werden<br />
kann.<br />
HydroHub Fenne<br />
Mit dem Projekt „HydroHub Fenne“ (2x<br />
17,3 MWel bzw. 664 kg H 2 pro Stunde bzw.<br />
ca. 5.800 t H2 pro Jahr) von STEAG und<br />
Siemens Energy, welches bereits als „Reallabor<br />
der Energiewende“ ausgewählt wurde,<br />
soll im saarländischen Völklingen eine<br />
erste signifikante PEM-Elektrolyseanlage<br />
(Proton Exchange Membrane) entstehen.<br />
Der HydroHub Fenne soll auf dem Gelände<br />
eines bestehenden Kraftwerksst<strong>and</strong>orts<br />
von STEAG entstehen und dabei ohne weitreichende<br />
Änderungen und Umweltbelastungen<br />
die vorh<strong>and</strong>enen Strukturen im<br />
Sinne eines Brownfield-Ansatzes weiter<br />
nutzen. Die Anlage wird Strom aus erneuerbaren<br />
Energien („Grünstrom“) für die<br />
Elektrolyse einsetzen und so grünen Sauerst<strong>of</strong>f<br />
und Wasserst<strong>of</strong>f erzeugen. Der Grünstrom<br />
wird von STEAG teilweise in eigenen<br />
Anlagen z.B. der STEAG New Energies oder<br />
der STEAG Solar Energy Solutions erzeugt,<br />
oder am Markt über Green PPA-Verträge<br />
beschafft.<br />
TraficHdeux – ÖPNV mit<br />
Brennst<strong>of</strong>fzellenfahrzeugen<br />
Das Saarbahn-Projekt TraficHdeux wurde<br />
leider nicht berücksichtigt. Dennoch<br />
hält die Saarbahn an Ihrer Strategie fest,<br />
bis zum Jahr 2030 60Prozent ihrer Busflotte<br />
auf Brennst<strong>of</strong>fzellen als alterativem Antrieb<br />
umzustellen. Dabei setzt das Saarbrücker<br />
Verkehrsunternehmen auf die angekündigten<br />
Fördermittel durch das Bundesverkehrsministerium.<br />
Das von der Saarbahn<br />
initiierte Projekt „TraficHdeux“ hat<br />
sich das Ziel gesetzt, die Infrastruktur zum<br />
Betrieb eines grenzüberschreitenden<br />
ÖPNV mit Brennst<strong>of</strong>fzellenzügen und -bussen<br />
aufzubauen. Kernstück dieses Projektes<br />
ist die Reaktivierung von nicht oder nur<br />
teilweise elektrifizierten Bahnstrecken<br />
über L<strong>and</strong>esgrenzen hinweg. Zudem ist der<br />
Aufbau einer Tankstelleninfrastruktur auf<br />
dem Kraftwerksgelände von STEAG in Völklingen<br />
angedacht. Auch die Busflotte soll<br />
schnellstmöglich auf emissionsfreie Antriebe<br />
umgestellt werden. Bis zum Jahr<br />
2030 steht bei der Saarbahn die Ersatzbeschaffung<br />
von rund 85 Solo- und Gelenkbussen<br />
an. Der überwiegende Teil soll dabei<br />
als emissionsfreie Antriebe beschafft<br />
werden. Zusätzlich soll ein kleinskaliger<br />
Elektrolyseur errichtet werden, um die<br />
Versorgung bis zum Anschluss an die mosaHYc-Leitung<br />
sicherzustellen. Um die in<br />
der Anlaufphase vorh<strong>and</strong>enen Überkapazitäten<br />
optimal zu nutzen, soll die Tankstelle<br />
deshalb auch <strong>and</strong>eren kommunalen Unternehmen<br />
und gewerblichen Nutzern zur<br />
Verfügung gestellt werden.<br />
H2SYNgas (SHS – Stahl-Holding-Saar)<br />
Die saarländische Stahlindustrie mit den<br />
Unternehmen Dillinger und Saarstahl<br />
nimmt als industrieller Abnehmer eine<br />
Schlüsselrolle im strategischen Aufbau der<br />
regionalen grenzüberschreitenden Wasserst<strong>of</strong>fwertschöpfungskette<br />
ein. Zur Reduzierung<br />
von Prozessemissionen in der<br />
Stahlindustrie ist der Einsatz von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
er<strong>for</strong>derlich. Im Rahmen des Innovationsprojektes<br />
„H2SYNgas“ wird eine Technologie<br />
an einem Hoch<strong>of</strong>en der ROGESA<br />
Roheisengesellschaft Saar mbH, einer gemeinsamen<br />
Tochter von Dillinger und<br />
Saarstahl, entwickelt, welche die Nutzung<br />
von eigenen Prozessgasen und darüber hinaus<br />
von erheblichen Wasserst<strong>of</strong>fmengen<br />
für den Hoch<strong>of</strong>enprozess ermöglicht. Das<br />
aus eigenen Prozessgasen erzeugte Synthesegas<br />
wird mit Wasserst<strong>of</strong>f angereichert.<br />
Dieses wasserst<strong>of</strong>freiche Mischgas<br />
wird dann als Reduktionsmittel für die Reduktion<br />
der Eisenerze eingesetzt. Auf diese<br />
Weise wird Koks im Hoch<strong>of</strong>enprozess ersetzt<br />
und damit CO 2 -Emissionen vermieden.<br />
Nach der im Jahr 2020 bereits an den<br />
Hochöfen in Dillingen installierten Koksgaseindüsung<br />
beabsichtigt die SHS – Stahl-<br />
Holding-Saar mit dieser neuen innovativen<br />
Technologie den nächsten Schritt auf dem<br />
Weg zur CO 2 -neutralen Stahlproduktion<br />
an der Saar zu gehen.<br />
LL<br />
www.steag.com (211571628)<br />
Pattern Energy <strong>and</strong> Uniper sign<br />
long-term power purchase<br />
agreement <strong>for</strong><br />
New Mexico Wind Project<br />
(uniper) Pattern Energy Group LP (Pattern<br />
Energy) <strong>and</strong> Uniper announced they have<br />
signed a 15-year power purchase agreement<br />
<strong>for</strong> up to 219,000 MWh per year <strong>of</strong><br />
wind energy in New Mexico, enough to<br />
power more than 20,000 homes annually.<br />
The power will be delivered from Pattern<br />
Energy’s 1,050 MW Western Spirit Wind<br />
project, which is currently under construction<br />
in New Mexico <strong>and</strong> represents the<br />
largest single-phase renewable power<br />
build out in U.S. history. Western Spirit<br />
Wind is expected to be completed by the<br />
end <strong>of</strong> <strong>2021</strong>.<br />
“A large part <strong>of</strong> our business is about helping<br />
communities, municipalities, cooperatives,<br />
utility companies, <strong>and</strong> commercial<br />
<strong>and</strong> industrial loads achieve their energy<br />
decarbonization objectives in a cost-effective<br />
manner,” said Marc Merrill, President<br />
& CEO, Uniper North America. “We provide<br />
customized energy solutions that collectively<br />
address both reliability-<strong>of</strong>-supply<br />
<strong>and</strong> environmental concerns, which is why<br />
we’re happy to be working with Pattern Energy<br />
to bring additional renewable generation<br />
benefits to New Mexico <strong>and</strong> other<br />
western states.”<br />
“We welcome this partnership with Uniper<br />
<strong>and</strong> look <strong>for</strong>ward to providing New<br />
Mexico wind power to New Mexico consumers<br />
from our new Western Spirit Wind<br />
project,” said Mike Garl<strong>and</strong>, CEO <strong>of</strong> Pattern<br />
Energy. “Construction on Western Spirit<br />
Wind – the largest wind project in North<br />
America – is on schedule with 1,000 workers<br />
on site. The wind resource at Western<br />
Spirit Wind is one <strong>of</strong> the strongest in the<br />
country <strong>and</strong> has an evening ramp that creates<br />
an ideal complement to daytime solar<br />
power.”<br />
Western Spirit Wind will be constructed<br />
in conjunction with the Western Spirit<br />
Transmission Line, an approximately 150-<br />
mile 345kV AC transmission line that will<br />
add much-needed accessibility <strong>for</strong> New<br />
Mexico’s powerful wind resources to reach<br />
the electricity grid in the state <strong>and</strong> the<br />
broader western markets. The Western<br />
Spirit Transmission line is being developed<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
jointly between Pattern Energy <strong>and</strong> the<br />
New Mexico Renewable Energy Transmission<br />
Authority (RETA) <strong>and</strong> will interconnect<br />
directly into the Public Service Company<br />
<strong>of</strong> New Mexico system (PNM). PNM<br />
will acquire <strong>and</strong> operate the transmission<br />
line upon its commissioning.<br />
LL<br />
www.patternenergy.com<br />
www.uniper.energy (211571623)<br />
VERBUND und Visiolar GmbH<br />
entwickeln Photovoltaik-Projekte<br />
mit bis zu 2.000 MW<br />
in Deutschl<strong>and</strong><br />
(verbund) VERBUND und Visiolar GmbH<br />
planen, gemeinsam Flächen mit bis zu<br />
2.000 Hektar für die Erzeugung elektrischer<br />
Energie aus erneuerbaren Quellen,<br />
insbesondere aus Photovoltaik, nutzbar zu<br />
machen. In einem ersten Schritt wurden 13<br />
Flächen mit rund 1.400 Hektar bzw. rund<br />
1.400 MWp installierbare Leistung identifiziert.<br />
Österreichs führendes Energieunternehmen<br />
VERBUND startet eine Energie-Kooperation<br />
mit der Visiolar GmbH. Visiolar<br />
mit Sitz in Potsdam ist Teil der Lindhorst-Gruppe,<br />
eine in der L<strong>and</strong>wirtschaft<br />
erfahrene und langjährig tätige Unternehmensgruppe<br />
in Niedersachsen/Deutschl<strong>and</strong>.<br />
Visiolar verfügt über umfangreiche<br />
Liegenschaften für erneuerbare Energien<br />
Projekte und sichert damit eine sehr zuverlässige<br />
und ausbaufähige Platt<strong>for</strong>m für die<br />
gemeinsamen Aktivitäten.<br />
Die Kooperationspartner setzen sich für<br />
eine subventionsfreie, saubere Energieversorgung<br />
in enger Zusammenarbeit mit<br />
L<strong>and</strong>wirten, Kommunen und Bürgern ein.<br />
Das erklärte Ziel ist, Energie nachhaltig<br />
und CO 2 -neutral zu produzieren sowie für<br />
die Städte und Gemeinden ökonomisch attraktiv<br />
zu gestalten.<br />
Geplant ist, einen Teil der Visiolar-Flächen<br />
mit bis zu 2.000 Hektar für die Erzeugung<br />
elektrischer Energie aus erneuerbaren<br />
Quellen, insbesondere aus Photovoltaik,<br />
nutzbar zu machen. Bis dato wurden<br />
13 Flächen mit rund 1.400 ha (entspricht<br />
maximal rund 1.400 MWp installierbare<br />
Leistung) identifiziert und definiert. Die<br />
Projekte sollen in den kommenden Jahren<br />
stufenweise entwickelt, errichtet und in<br />
Betrieb gesetzt werden. Damit kann ein<br />
wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz und<br />
zur Erreichung der europäischen Treibhausgasminderungsziele<br />
geleistet werden.<br />
Das gemeinsame Ziel ist, Energie nachhaltig<br />
und CO 2 -neutral zu produzieren sowie<br />
für die Städte und Gemeinden ökonomisch<br />
attraktiv zu gestalten.<br />
„Bis 2030 will VERBUND rund ein Viertel<br />
der Gesamterzeugung aus Photovoltaik<br />
und Wind-Onshore abdecken“, so VER-<br />
BUND-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender Michael<br />
Strugl. „Die Kooperation mit Visiolar stellt<br />
dabei einen wichtigen Schritt zur Erreichung<br />
dieses Zieles dar. Wir freuen uns<br />
sehr, für diesen richtungsweisenden<br />
Schritt in der Erzeugung regenerativer<br />
Energien mittels Photovoltaik einen kompetenten<br />
Partner vor Ort gefunden zu haben.“<br />
Mit der Realisierung der Projekte<br />
avanciert VERBUND zudem zu einem der<br />
führenden Photovoltaik-Player im Kernmarkt<br />
Deutschl<strong>and</strong>. VERBUND betreibt bereits<br />
21 Wasserkraftwerke in Bayern an Inn<br />
und Donau sowie einen 86 MW Windpark<br />
in Rheinl<strong>and</strong>-Pfalz.<br />
VISIOLAR-Geschäftsführer Dirk Wenzel<br />
ergänzt: „Wir begrüßen die Kooperation<br />
mit der VERBUND AG. Mit VERBUND haben<br />
wir einen Partner gefunden, der unsere<br />
Philosophie der Verantwortung gegenüber<br />
der Gesellschaft teilt und bereits große<br />
Erfolge bei der Umsetzung von Projekten<br />
im Bereich der erneuerbaren Energien<br />
vorweisen kann.“<br />
LL<br />
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15
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Industry<br />
News<br />
Company<br />
Announcements<br />
ANDRITZ to rehabilitate the<br />
hydraulic passages at Carillon<br />
generating station, Canada<br />
(<strong>and</strong>ritz) ANDRITZ has been awarded a<br />
contract by Hydro-Québec, Canada, to rehabilitate<br />
the hydraulic passages <strong>of</strong> the Carillon<br />
generating station located on the<br />
Ottawa River, Canada.<br />
This order follows the recent contract<br />
from Hydro-Québec <strong>for</strong> the first phase to<br />
complete the re-equipment <strong>of</strong> six 54-MW<br />
turbine/generator units <strong>of</strong> this plant. Realization<br />
<strong>of</strong> this additional project will span<br />
over seven years.<br />
The first part <strong>of</strong> the contract comprises all<br />
work related to the design, manufacture<br />
<strong>and</strong> installation <strong>of</strong> hydro-mechanical<br />
equipment required <strong>for</strong> the repair <strong>and</strong> / or<br />
replacement <strong>of</strong> six hydraulic passages (including<br />
civil mechanical work), 18 new intake<br />
gates (6 m x 10 m), 18 sets <strong>of</strong> new embedded<br />
guides (25 m), rehabilitation <strong>of</strong> 18<br />
trash racks (6 m x 20 m), as well as 18 new<br />
hydraulic hoist systems.<br />
With this additional contract, ANDRITZ<br />
Hydro Canada not only proves its strong<br />
relationship with Hydro-Québec, but also<br />
demonstrates its ability to <strong>of</strong>fer integrated<br />
rehabilitation solutions covering all components<br />
related to production <strong>of</strong> hydroelectric<br />
power.<br />
LL<br />
www.<strong>and</strong>ritz.com (211571245)<br />
ANDRITZ to supply a new HERB<br />
recovery boiler <strong>for</strong> Billerud<br />
Korsnäs’ mill in Frövi, Sweden<br />
(<strong>and</strong>ritz) ANDRITZ has received an order<br />
from BillerudKorsnäs to supply a HERB recovery<br />
boiler <strong>for</strong> its mill in Frövi, Sweden.<br />
The new boiler will replace the existing<br />
recovery boiler that has been in operation<br />
in Frövi since 1969.<br />
The ANDRITZ scope <strong>of</strong> supply includes a<br />
HERB recovery boiler designed <strong>for</strong> the current<br />
pulp production level, but also to support<br />
a future black liquor combustion capacity<br />
<strong>of</strong> 1,670 tds/d <strong>and</strong> with future steam<br />
parameters <strong>of</strong> 100 bar <strong>and</strong> 505 °C to maximize<br />
power generation.<br />
ANDRITZ will also supply a high-density<br />
concentrator solution to increase the black<br />
liquor concentration. This will improve operation<br />
<strong>and</strong> increase power generation by<br />
the HERB recovery boiler at Frövi mill even<br />
further.<br />
Richard Morén, Mill Director, Billerud-<br />
Korsnäs Frövi, says: “We have been very<br />
pleased with the co-operation with AN-<br />
DRITZ during the sales phase, <strong>and</strong> selection<br />
<strong>of</strong> the recovery boiler supplier is an<br />
important step in our Frövi investment project.<br />
We are looking <strong>for</strong>ward to working in<br />
co-operation with the entire ANDRITZ<br />
team during the project phase.”<br />
Henrik Wikstedt, Vice President, Recovery<br />
Boilers, ANDRITZ, says: “We are very<br />
proud that BillerudKorsnäs has placed its<br />
trust in the ANDRITZ team <strong>and</strong> our technical<br />
solutions. Both the sales process <strong>and</strong><br />
the collaboration between our teams were<br />
good right from the beginning. As a result,<br />
we have gathered an excellent underst<strong>and</strong>ing<br />
<strong>of</strong> BillerudKorsnäs’ business drivers<br />
<strong>and</strong> targets.”<br />
LL<br />
www.<strong>and</strong>ritz.com (211571246)<br />
Carillon generating station, located on the Ottawa River, Canada © Hydro-Québec<br />
Bilfinger exp<strong>and</strong>s cooperation<br />
with Saudi <strong>Electricity</strong> Company<br />
• Inspection <strong>and</strong> maintenance at two<br />
power plants in Saudi Arabia<br />
• Three-year extension <strong>of</strong> cooperation in<br />
place since 2013 at Ghazlan Power plant<br />
• New contract with base term <strong>of</strong> six years<br />
awarded at Shuqaiq Power plant<br />
• Combined order volume <strong>of</strong> ~€35<br />
million with option to exp<strong>and</strong> volume<br />
up to €62 million<br />
(bilfinger) Bilfinger‘s cooperation with<br />
Saudi <strong>Electricity</strong> Company (SEC), the Saudi<br />
Arabian electric energy company, has<br />
been extended by a further three years in<br />
Ghazlan Power plant <strong>and</strong> a similar new<br />
contract with base term <strong>of</strong> six years has<br />
been awarded <strong>for</strong> Shuqaiq Power plant.<br />
Some 300 employees <strong>of</strong> Bilfinger Babcock<br />
Borsig Service Arabia Ltd. are deployed at<br />
these plants to carry out maintenance <strong>and</strong><br />
repair activities. The order, with a minimum<br />
combined volume <strong>of</strong> around € 35<br />
million <strong>and</strong> expansion options that could<br />
raise the total to up to € 62 million, will be<br />
booked in the Engineering & Maintenance<br />
<strong>International</strong> segment <strong>of</strong> Bilfinger.<br />
“It is always a special honor <strong>for</strong> us as a<br />
service provider when an important customer<br />
like SEC is so satisfied with our services<br />
that they once again place their trust<br />
in us. Not only are we extending our cooperation<br />
at the Ghazlan power plant, but we<br />
are also exp<strong>and</strong>ing our cooperation to execute<br />
similar work at the Shuqaiq power<br />
plant,” says Christian Rugl<strong>and</strong>, Acting Executive<br />
President <strong>of</strong> Bilfinger Middle East.<br />
Bilfinger is responsible <strong>for</strong> the inspection<br />
<strong>and</strong> maintenance <strong>of</strong> various plant components<br />
at the power plants. The scope <strong>of</strong> services<br />
includes, among other things, the repair<br />
<strong>of</strong> deaerators, steam drums, boiler<br />
ducts, boiler casings, blowdown <strong>and</strong> flash<br />
tank test <strong>and</strong> the repair <strong>of</strong> burners <strong>and</strong><br />
burner gas valves <strong>and</strong> actuators, repairs at<br />
sea water intake areas, various valves<br />
across the plant <strong>and</strong> other auxiliary equipment.<br />
Bilfinger has been conducting maintenance<br />
<strong>and</strong> repair work at the Ghazlan<br />
power plant since 2013. SEC has now extended<br />
the contract <strong>for</strong> this work by three<br />
years. Similar work at the power plant in<br />
Shuqaiq has now been added.<br />
The natural gas-fired power plant in Ghazlan<br />
is located almost 60 kilometers north<br />
<strong>of</strong> Dammam on the east coast <strong>of</strong> Saudi Arabia.<br />
With a capacity <strong>of</strong> 4,000 MW, it is the<br />
largest power plant in the Middle East region.<br />
SEC‘s Shuqaiq power plant is located<br />
on the west coast <strong>of</strong> Saudi Arabia, about<br />
600 kilometers south <strong>of</strong> Jeddah. The integrated<br />
power plant includes facilities <strong>for</strong><br />
generating electricity from heavy crude oil<br />
as well as seawater desalination plants <strong>and</strong><br />
has a total capacity <strong>of</strong> 2,880 MW.<br />
LL<br />
www.bilfinger.com (211571249)<br />
16
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
BORSIG Service GmbH - Europas<br />
größter Wärmespeicher in Berlin<br />
und BORSIG ist dabei<br />
(borsig) In Berlin-Sp<strong>and</strong>au entsteht derzeitig<br />
der größte Wärmespeicher Europas mit<br />
einem Fassungsvermögen von 56 000m 3 .<br />
Dieser soll bis Ende 2022 an das Berliner<br />
Fernwärmenetz angeschlossen werden.<br />
Die BORSIG Service GmbH hat den Auftrag<br />
erhalten, diesen Wärmespeicher in die<br />
vorh<strong>and</strong>enen Kraftwerksanlagen verfahrenstechnisch<br />
zu integrieren. Leistungsfähige<br />
Pumpen und Rohrleitungen sorgen<br />
zusammen mit einer intelligenten Leittechnik<br />
für eine effiziente Nutzung der regenerativ<br />
erzeugten Wärme.<br />
Damit unterstützt BORSIG die Pläne der<br />
Stadt Berlin, bis 2050 klimaneutral zu wirtschaften.<br />
Die bereits vorh<strong>and</strong>ene Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlage<br />
wird zukünftig ihre<br />
Energie aus Wind- und Solarkraft beziehen.<br />
Ein wichtiger Teil der Anlage, der<br />
Elektrodenkessel, wurde bereits 2019 fertiggestellt.<br />
Im kommenden Jahr werden<br />
alle weiteren Komponenten und Leitungen<br />
errichtet. Der Wärmespeicher der Anlage<br />
wird bis zu 56 Millionen Liter Wasser fassen.<br />
Das 120 MW th leistungsstarke System<br />
wird in Zukunft 10 % des gesamten Energiebedarfs<br />
Berlins durch regenerative<br />
Energien decken können. Durch das angeschlossene<br />
Fernwärmenetz werden so<br />
mehr als 30.000 Wohnungen beheizt.<br />
Die BORSIG Service GmbH als einer der<br />
wichtigsten Zulieferer gehört dem Berliner<br />
Traditionsunternehmen BORSIG mit Sitz<br />
in Berlin-Tegel an und bietet umfangreiche<br />
Serviceleistungen für die Energietechnik<br />
sowie die Öl-, Gas und Wasserversorgung.<br />
Schon in den 1980ern baute BORSIG einen<br />
Kohlekessel für das Kraftwerk Reuter West.<br />
Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlagen nutzen Strom für<br />
die Erwärmung von Wasser. Dies geschieht<br />
durch eine Art großen Tauchsieder. Das so<br />
erhitzte Wasser wird in einem Tank (Wärmespeicher)<br />
eingespeist und steht dort<br />
dem Berliner Fernwärmenetz flexibel zur<br />
Verfügung. Das Projekt garantiert eine höhere<br />
Stabilität der Wärmeversorgung und<br />
flexiblere Einspeisemöglichkeiten. Das<br />
Berliner Fernwärmenetz ist ein Verbundsystem.<br />
Mit dem Bau einer zusätzlichen<br />
Power-to-<strong>Heat</strong>-Anlage kann der Ausfall <strong>and</strong>erer<br />
Kraftwerke besser ausgeglichen werden.<br />
Durch die Nutzung erneuerbarer<br />
Energien kann Berlin dem Ziel, innerhalb<br />
der nächsten 30 Jahre fossilfrei zu werden,<br />
ein Stück näher kommen.<br />
LL<br />
www.borsig.de (211571311)<br />
HAMON to take part in the world’s<br />
largest waste-to-energy plant<br />
(hamon) By providing a 30 modules ACC,<br />
Hamon, in a Joint Venture with ADC Energy<br />
(UAE), will contribute to the World’s<br />
largest Energy from Waste Plant in Dubai,<br />
one <strong>of</strong> the various projects <strong>for</strong> the conservation<br />
<strong>of</strong> natural resources, rationalized<br />
consumption, <strong>and</strong> the inclusion <strong>of</strong> alternative<br />
<strong>and</strong> renewable energy resources in Dubai’s<br />
energy mix.<br />
The Air-Cooled Condenser designed by<br />
Hamon will ensure various plant load operating<br />
cases. The scope <strong>of</strong> work includes the<br />
design, delivery <strong>and</strong> erection works with a<br />
limited final lay-down area availability.<br />
The facility, located in Warsan, will treat<br />
5,000 tons <strong>of</strong> non-recyclable municipal solid<br />
waste from the Dubai area per day, with<br />
a total <strong>of</strong> 1,825,000 tons a year that will be<br />
converted into renewable energy. The<br />
171 MW <strong>of</strong> electricity generated will be fed<br />
into the local grid as baseload energy <strong>and</strong><br />
will power around 120,000 homes.<br />
As the population is increasing <strong>and</strong> using<br />
products that require packaging, it is assessed<br />
that the typical person produces one<br />
ton <strong>of</strong> trash in a year, causing adverse effects<br />
on the environment. By processing<br />
waste into bi<strong>of</strong>uel, Waste-to-Energy plants<br />
release considerably less carbon <strong>and</strong> methane<br />
into the air than having waste decay<br />
away in l<strong>and</strong>fills.<br />
With the Dubai Strategic Plan <strong>2021</strong>, the<br />
UAE National Agenda <strong>2021</strong>, <strong>and</strong> the Dubai<br />
Integrated Energy Strategy 2030, Dubai is<br />
making great strides in the field <strong>of</strong> sustainability.<br />
These strategic plans aim at protecting<br />
the environment <strong>and</strong> ensuring sustainable<br />
development.<br />
Dubai Municipality is keen to strengthen<br />
ef<strong>for</strong>ts nationally <strong>and</strong> across the UAE to<br />
achieve the targets <strong>for</strong> minimizing the volume<br />
<strong>of</strong> municipal waste disposed <strong>of</strong> in<br />
l<strong>and</strong>fill, <strong>and</strong> <strong>for</strong> developing alternative energy<br />
sources through the speedy implementation<br />
<strong>of</strong> projects <strong>for</strong> the sustainable<br />
management <strong>of</strong> waste, energy, <strong>and</strong> the environment.<br />
LL<br />
www.hamon.com (211571252)<br />
Voith Hydro: Large volumen,<br />
long duration (LVLD) renewable<br />
energy <strong>and</strong> water storage project<br />
in Idaho, U.S.<br />
• 720 MW <strong>of</strong> ternary pumped storage<br />
equipment <strong>for</strong> the Cat Creek Energy <strong>and</strong><br />
Water (CCEW) Project in Elmore<br />
County, Idaho.<br />
• The overall project will provide more<br />
than $ 1 billion in U.S. manufacturing<br />
<strong>and</strong> construction jobs over the next six<br />
years.<br />
• More than 2.7 million metric tons <strong>of</strong><br />
CO 2 emissions will be <strong>of</strong>fset.<br />
• The project will provide<br />
critical water storage.<br />
(vh) Voith Hydro has received the first <strong>of</strong><br />
several contracts to design, manufacture,<br />
<strong>and</strong> install 720 MW <strong>of</strong> ternary pumped<br />
storage equipment <strong>for</strong> the Cat Creek Energy<br />
<strong>and</strong> Water (CCEW) Project planned<br />
near Mountain Home, Idaho on the South<br />
Fork <strong>of</strong> the Boise River.<br />
The overall project, which includes wind<br />
<strong>and</strong> solar generation parks, the pumped<br />
storage plant, the associated electrical<br />
transmission facilities <strong>and</strong> structures, <strong>and</strong><br />
a very large upper reservoir, will provide<br />
more than $1 billion in U.S. manufacturing<br />
<strong>and</strong> construction jobs over the next six<br />
years <strong>and</strong> will <strong>of</strong>fset more than 2.7 million<br />
metric tons <strong>of</strong> CO 2 emissions annually. The<br />
CCEW project also addresses many key national<br />
<strong>and</strong> regional issues including the<br />
transition to providing firm, resilient <strong>and</strong><br />
reliable renewable energy; the mitigation<br />
<strong>of</strong> long-term effects <strong>of</strong> climate change; <strong>and</strong><br />
the securing <strong>of</strong> a significant portion <strong>of</strong> the<br />
future water storage needs in the Boise<br />
River Basin.<br />
“Voith Hydro is all in when it comes to<br />
supporting the renewable energy transition<br />
<strong>and</strong> climate change goals in the U.S.<br />
<strong>and</strong> around the world,” said Stanley J. Kocon,<br />
President <strong>and</strong> CEO <strong>of</strong> Voith Hydro<br />
North America.<br />
John Faulkner, Owner <strong>of</strong> Cat Creek Energy,<br />
also noted, “The CCEW project was<br />
uniquely conceived to address the needs<br />
<strong>for</strong> renewable energy <strong>and</strong> water storage<br />
with the best technologies available <strong>and</strong><br />
with the highest degree <strong>of</strong> flexibility to adjust<br />
to future needs. By selecting Voith Hydro<br />
ternary units, we lock in the most capable<br />
technology <strong>for</strong> the pumped storage facility<br />
<strong>and</strong> confirm our intent to build this<br />
critical infrastructure project with American<br />
steel manufactured in America.”<br />
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
17
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
sesprecher der AVG Köln ergänzt: „Für uns<br />
ist das Wichtigste, dass wir keine ungeplanten<br />
Stillstände in der Anlage haben<br />
und die Zeitspanne der Revision so kurz<br />
wie möglich ist. Die Projektplanung und<br />
das ganze Team haben hervorragend funktioniert,<br />
so dass wir jetzt wieder – wie geplant<br />
– im Volllastbetrieb sind.“<br />
Die AVG Köln produziert in der Energy-from-Waste-Anlage<br />
jedes Jahr rund<br />
450 Mio. kWh Energie. Durch den hohen<br />
Anteil erneuerbarer Energieträger im Abfall<br />
und die Einsparung fossiler Brennst<strong>of</strong>fe<br />
<strong>and</strong>ernorts senkt die Anlage den Kohlendioxid-Ausstoss<br />
der Stadt Köln jährlich um<br />
mehr als 100.000 Tonnen.<br />
LL<br />
www.hz-inova.com (211571305)<br />
2.400 fachmännisch gesetzte und 100 % geprüfte Schweissnähte waren zum Austausch der<br />
Überhitzer der AVG Köln auf allen vier Linien notwendig. Eine aufwändige Arbeit, die sauberes<br />
Arbeiten und Erfahrung voraussetzt. Foto Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik / Peter Lindel.<br />
When completed, the CCEW Project will<br />
be capable <strong>of</strong> generating 1,100 MW <strong>of</strong><br />
clean, renewable energy, including<br />
720 MW <strong>of</strong> hydropower from the ternary<br />
pumped storage hydropower equipment<br />
provided by Voith. The upper reservoir will<br />
store enough water to support more than<br />
40 % <strong>of</strong> the projected water supply needs<br />
<strong>of</strong> the Boise River Basin. This stored water<br />
volume will provide five complete days <strong>of</strong><br />
full generation capacity (720 MW) from<br />
the pumped storage facility, creating one <strong>of</strong><br />
the most significant Large Volume, Long<br />
Duration (LVLD) energy storage facilities<br />
in the West. The energy to power the<br />
pumps will come from on-site wind turbine<br />
<strong>and</strong> photovoltaic solar panel arrays as well<br />
as other variable renewable energy resources<br />
around the region.<br />
“Cat Creek Energy’s agreement with one<br />
<strong>of</strong> the world’s largest hydropower technology<br />
companies is a welcome milestone in<br />
this Idaho business’ ef<strong>for</strong>t to build its advanced<br />
pumped storage hydro energy <strong>and</strong><br />
water storage project in Elmore County,”<br />
U.S. Representative Mike Simpson said.<br />
The combination <strong>of</strong> specifically designed<br />
Voith equipment <strong>for</strong> the CCEW Project<br />
combined with the innovative configuration<br />
<strong>of</strong> the balance <strong>of</strong> plant electrical configuration<br />
will lead the West in its quest to<br />
achieve 100 % clean energy <strong>and</strong> a decarbonized<br />
grid while merging critical water<br />
supply storage. These changes will help to<br />
reduce the effects <strong>of</strong> changing climate conditions<br />
(i.e. droughts <strong>and</strong> lack <strong>of</strong> sufficient<br />
water storage) in the region that local governments<br />
<strong>and</strong> water authorities are grappling<br />
with today, while creating <strong>and</strong> sustaining<br />
good paying American infrastructure<br />
manufacturing <strong>and</strong> construction jobs.<br />
LL<br />
www.catcreekenergy.com<br />
www.voith.com (211571550)<br />
Hitachi Zosen Inova tauscht<br />
Überhitzer bei AVG Köln<br />
(hz) Für die Abfallentsorgungs- und Verwertungsgesellschaft<br />
Köln mbH (AVG<br />
Köln) hat Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik<br />
aus Deutschl<strong>and</strong> zu Beginn<br />
des Jahres ein anspruchsvolles Revisionsprojekt<br />
durchgeführt. Auf allen vier Linien<br />
der Kölner Energy-from-Waste-Anlage<br />
wurden die Überhitzer fünf und sechs getauscht.<br />
Damit immer jeweils nur eine Linie außer<br />
Betrieb gehen muss, die <strong>and</strong>eren drei Linien<br />
aber weiterhin die thermische Verwertung<br />
der in Köln und Umgebung anfallenden<br />
Abfälle übernehmen können, wurde<br />
das Projekt auf vier Arbeitsblöcke von Januar<br />
bis Februar aufgeteilt. Insgesamt arbeiteten<br />
80 ausgebildete Fachkräfte,<br />
Schweißer, Monteure und Bauleiter im<br />
2-Schichtsystem an sieben Tagen die Woche.<br />
1.200 Überhitzer-Rohre wurden je Linie<br />
ersetzt, das bedeutet 2.400 fachmännisch<br />
gesetzte und 100 % geprüfte<br />
Schweißnähte. Die Zeit- und Ressourcenplanung<br />
stellte die wichtigste An<strong>for</strong>derung<br />
im Projekt dar. Ziel war es, die Einzelprojekte<br />
so schnell wie möglich umzusetzen,<br />
damit die Anlage wieder den Vollast-Betrieb<br />
aufnehmen kann. Ebenso galt es, die<br />
anspruchsvollen Corona-Maßnahmen<br />
während der Revision jederzeit einzuhalten,<br />
um die P<strong>and</strong>emie einzudämmen und<br />
das Team vor Ausfällen zu schützen.<br />
Thomas ter Horst, Geschäftsführer von<br />
Hitachi Zosen Inova Kraftwerkstechnik ist<br />
überzeugt: „Unser Team hat hier eine beachtliche<br />
Leistung vollbracht und bei allen<br />
Teilprojekten den vereinbarten Zeitplan<br />
eingehalten. Die Qualität der Arbeit hat<br />
aber auch hier eine entscheidende Bedeutung,<br />
da die Überhitzer einen empfindlichen<br />
Best<strong>and</strong>teil des Wasser-Dampf-Kreislaufes<br />
darstellen.“ Tilo Dumuscheit, Pres-<br />
Deutsche WindGuard betreut<br />
Windenergieanlagen von<br />
„Windwasserst<strong>of</strong>f Salzgitter“<br />
• Technische Betriebsführung für<br />
einzigartiges Zukunftsprojekt<br />
• Windenergieanlagen im Projekt<br />
„Windwasserst<strong>of</strong>f Salzgitter“<br />
(iwr-pressedienst) - Bei dem Mitte März<br />
feierlich eröffneten Projekt „Windwasserst<strong>of</strong>f<br />
Salzgitter“ hat die Deutsche WindGuard<br />
die technische Betriebsführung der<br />
insgesamt sieben Windenergieanlagen<br />
übernommen. Mit einer Gesamtleistung<br />
von 30 MW liefern sie den Strom für die<br />
regenerative Herstellung von Wasserst<strong>of</strong>f,<br />
mit dem die Salzgitter AG bei der Stahlproduktion<br />
zukünftig den bisher er<strong>for</strong>derlichen<br />
Kohlenst<strong>of</strong>f stückweise ersetzt.<br />
„Wir sind stolz darauf, dass die Avacon<br />
Natur GmbH als Bauherrin und Betreiberin<br />
dieses außergewöhnlichen Windparks auf<br />
unsere umfangreiche Erfahrung im Bereich<br />
technische Betriebsführung setzt“,<br />
freut sich Gerhard Gerdes, Geschäftsführer<br />
der Deutschen WindGuard, die diese<br />
Dienstleistung bereits seit ihrer Gründung<br />
im Jahr 2000 anbietet.<br />
Bei dem zukunftsweisenden Vorzeigeprojekt<br />
wurden drei der bis zur Blattspitze jeweils<br />
237 Meter messenden Windenergieanlagen<br />
direkt auf dem Werksgelände der<br />
Salzgitter Flachstahl GmbH errichtet. Diese<br />
einzigartigen Rahmenbedingungen er<strong>for</strong>dern<br />
ein ausgefeiltes Sicherheitskonzept<br />
und bringen hohe An<strong>for</strong>derungen an<br />
den technischen Betriebsführer mit sich.<br />
„Mit unserer Expertise, unserem 24/7-Leitst<strong>and</strong><br />
und dem von der Deutschen Wind-<br />
Guard entwickelten Windparkmanagementsystem<br />
WONDER 3.0 sowie einem<br />
speziell auf die individuellen Besonderheiten<br />
dieses Projektes zugeschnittenen Leistungsverzeichnis<br />
haben wir Avacon überzeugt“,<br />
weiß Andre Reichert, Leiter Technische<br />
Betriebsführung bei der Deutschen<br />
WindGuard.<br />
18
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
Von der bereits die Bauphase begleitenden<br />
Kontrolle der Mittelspannungsverkabelung<br />
und der Beratung hinsichtlich genehmigungsrechtlicher<br />
Auflagen über die<br />
permanente Überwachung der Anlagen,<br />
elektronische Lebenslaufakte und regelmäßige<br />
Berichte bis hin zu turnusmäßigen<br />
Begehungen und wiederkehrenden Prüfungen<br />
reicht das Portfolio der vereinbarten<br />
Dienstleistungen. Hinzu kommen verschiedenste<br />
Besonderheiten wie die persönliche<br />
Sicherheitsunterweisung und Begleitung<br />
von Dienstleistern auf dem Werksgelände<br />
und die intensive Kooperation mit<br />
der Werksfeuerwehr zur Vorbeugung von<br />
und im Umgang mit eventuellen Störfällen.<br />
Eine besondere Rolle spielen hier beispielsweise<br />
auch Maßnahmen zur sicheren<br />
Verhinderung von Eisschlag im Betrieb der<br />
Anlagen sowie Vorgehensweisen bei Eisabfall<br />
im Stillst<strong>and</strong>. Teil der Maßnahmen ist<br />
eine automatische Änderung der Verkehrsführung<br />
auf dem Gelände im Fall von<br />
Eisansatz. Wann immer er<strong>for</strong>derlich, ist<br />
der Parkwart in kürzester Zeit persönlich<br />
vor Ort.<br />
„Windwasserst<strong>of</strong>f Salzgitter ist für die<br />
Deutsche WindGuard nicht nur wegen des<br />
ganzheitlich nachhaltigen Projektkonzeptes<br />
eine herausragende Referenz“, resümiert<br />
Andre Reichert, „die sieben modernen<br />
Vestas V136 4,2-MW-Anlagen sind außerdem<br />
die neuesten und mit einer Nabenhöhe<br />
von 169 Metern auch die bislang<br />
höchsten im Portfolio unserer technischen<br />
Betriebsführung.“<br />
LL<br />
www.windguard.de (211571220)<br />
Make<br />
intelligence<br />
your asset<br />
Bachmann erweitert seine<br />
wissenschaftliche Expertise durch<br />
renommierten Zugewinn<br />
(iwr-pressedienst) Im Januar <strong>2021</strong> gab die<br />
Bachmann Gruppe die Übernahme des<br />
deutschen Tech-Start-ups Indalyz Monitoring<br />
& Prognostics GmbH (IM&P) bekannt,<br />
das von dem renommierten Physiker Pr<strong>of</strong>essor<br />
Michael Schulz gegründet und geleitet<br />
wurde.<br />
Der aus Halle an der Saale stammende<br />
Pr<strong>of</strong>essor Schulz und sein Expertenteam<br />
haben sich auf die Entwicklung, die Implementierung<br />
und den Betrieb von intelligenter<br />
Monitoring-S<strong>of</strong>tware spezialisiert.<br />
Ihr Ziel: Die Optimierung der vorausschauenden<br />
und vorbeugenden Inst<strong>and</strong>haltung<br />
– Predictive Maintenance (Kurz<strong>for</strong>m: PdM)<br />
– durch die Entwicklung innovativer Algorithmen<br />
unter Zuhilfenahme von neuen<br />
mathematischen Modellen für komplexe<br />
Systeme. Mit diesem Schritt wird das Serviceangebot<br />
von Bachmann im Bereich<br />
Condition Monitoring über alle Kundenbranchen<br />
hinweg weiter gestärkt, indem<br />
durch wissenschaftlich mathematische Ansätze<br />
und deren Anwendung reale Probleme<br />
gelöst werden.<br />
thinkproject.com<br />
19
News from Science & Research <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
„Wir freuen uns sehr, IM&P in der Bachmann-Familie<br />
willkommen zu heißen“,<br />
sagt Bernhard Zangerl, CEO der Bachmann-Gruppe.<br />
„Unsere Organisationen<br />
passen gut zusammen, wenn es darum<br />
geht, die Grenzen der Zust<strong>and</strong>süberwachung<br />
zu verschieben. Diese Partnerschaft<br />
ist eine spannende Entwicklung, unsere<br />
Anwendungen mit neuen Verfahren wie<br />
die der künstlichen Intelligenz (KI) und<br />
des „Machine Learning“ (Maschinenlernen)<br />
anzureichern und somit Lösungen für<br />
die Heraus<strong>for</strong>derungen unserer Kunden zu<br />
liefern.“<br />
Indalyz Monitoring & Prognostics<br />
IM&P sind Spezialisten für die Maschinenanalyse<br />
auf Basis von Condition Monitoring<br />
Systemen (CMS). Nachdem sie detaillierte<br />
In<strong>for</strong>mationen von einzelnen Maschinenkomponenten<br />
gesammelt haben,<br />
wendet ihr Expertenteam u.a. selbstentwickelte<br />
Algorithmen an, um daraus relevante<br />
In<strong>for</strong>mationen zum Maschinenzust<strong>and</strong><br />
abzuleiten. Genau diese In<strong>for</strong>mationen<br />
nutzen in Folge die CMS-Spezialisten von<br />
Bachmann, um Kennwerte für die vorausschauenden<br />
und vorbeugenden Inst<strong>and</strong>haltungsstrategien<br />
(Predictive + Preventive<br />
Maintenance Strategy) für die weltweite<br />
Kundschaft zu optimieren.<br />
Der Zugewinn der IM&P sichert auch die<br />
weitere Entwicklung des zertifizierten Remote-Monitoring<br />
Zentrums von Bachmann.<br />
In diesem Zentrum arbeitet ein großes<br />
Expertenteam rund um die Uhr, das<br />
weltweit mehr als 7.000 Maschinen und<br />
Anlagen (Schiffe, On und Offshore Windenergieanlagen,<br />
Seilbahnen, Tunnellüfter,<br />
Vertikalmühlen und vieles mehr) fachgerecht<br />
diagnostizieren, um rechtzeitig Fehler<br />
zu entdecken, bevor diese zu schweren<br />
Schäden führen.<br />
„Mit dem Einsatz neuer mathematischer<br />
Algorithmen können unsere Experten stärker<br />
von Routinearbeiten entlastet werden<br />
und gleichzeitig die Diagnosequalität steigern,“<br />
freut sich Steffen Biehl, Geschäftsführer<br />
der Bachmann Monitoring GmbH.<br />
„Mit der so gewonnen Zeit können wir, da<br />
wo es notwendig ist, gemeinsam mit unseren<br />
Kunden detaillierte Fehlerursachen<strong>for</strong>schung<br />
betreiben und für weitere gleiche<br />
Anlagen oder ähnliche Systemkonstellationen<br />
bereits weit im Vorfeld Abhilfe schaffen.<br />
Das verstehe ich unter einem echten<br />
Mehrwert für unsere Kunden.“<br />
LL<br />
www.bachmann.info (211571555)<br />
Energiequelle erteilt der Nordex<br />
Group weiteren Auftrag über 45,6<br />
MW in Finnl<strong>and</strong><br />
(iwr-pressedienst) Der internationale<br />
Windparkentwickler Energiequelle hat die<br />
Nordex Group erneut mit der Lieferung<br />
und Errichtung von Turbinen in Finnl<strong>and</strong><br />
beauftragt. Für das 45,6-MW-Projekt „Lumivaara“<br />
liefert die Nordex Group ab Mitte<br />
2023 acht Turbinen des Typs N163/5.X.<br />
Der Auftrag umfasst zudem erneut einen<br />
Premium-Servicevertrag der Anlagen über<br />
die lange Laufzeit von 30 Jahren.<br />
Der Windpark „Lumivaara“ entsteht in<br />
der Gemeinde Hyrynsalmi in der nordostfinnischen<br />
L<strong>and</strong>schaft Kainuu. Die<br />
N163-Turbinen liefert die Nordex Group im<br />
projektspezifischen Betriebsmodus von 5,7<br />
MW. Die Anlagen werden in der Kaltklima-Version<br />
für einen Betrieb bis zu minus<br />
30° C konfiguriert und mit dem Nordex Advanced<br />
Anti-Icing-System für die Rotorblätter<br />
ausgestattet.<br />
„Wir freuen uns sehr, dass Energiequelle<br />
sich erneut beim Projekt Lumivaara für unsere<br />
N163-Anlagen entschieden hat. Dank<br />
unseres bewährten Anti-Icing-Systems<br />
können die Turbinen ganzjährig trotz der<br />
hier eisigen Wintermonate effizient Strom<br />
generieren“, so Patxi L<strong>and</strong>a, Vertriebsvorst<strong>and</strong><br />
der Nordex Group.<br />
„Bei einem so anspruchsvollen Projekt<br />
wie Lumivaara ist es von größter Bedeutung,<br />
dass wir auf Anlagentechnologie zurückreifen<br />
können, die optimal für die harschen<br />
klimatischen Bedingungen ausgelegt<br />
ist. Darüber hinaus war es für uns ausschlaggebend,<br />
dass wir mit Nordex einen<br />
Anlagenhersteller auswählen konnten, der<br />
über ein gut ausgebautes Servicenetzwerk<br />
in der Region verfügt und somit einen optimalen<br />
Betrieb der Anlagen gewährleisten<br />
kann“, kommentiert Nils Borstelmann,<br />
CEO der Energiequelle Oy.<br />
„Lumivaara“ ist der dritte Auftrag von<br />
Energiequelle im Laufe des Jahres. Erst im<br />
April beauftragte der internationale Projektentwickler<br />
die Nordex Group mit der<br />
Lieferung und Errichtung der Windparks<br />
„Takanebacken“ und „Torvenkylä“ über<br />
insgesamt 68 MW. Auch diese beiden Aufträge<br />
umfassen einen Premium-Servicevertrag<br />
der Turbinen über die Laufzeit von<br />
30 Jahren.<br />
LL<br />
www.nordex-online.com<br />
(211571556)<br />
News from<br />
Science &<br />
Research<br />
Grüner Wasserst<strong>of</strong>f:<br />
Transport im Erdgasnetz<br />
(fh) Forschende der Fraunh<strong>of</strong>er-Gesellschaft<br />
haben eine Technologie entwickelt,<br />
mit der sich Wasserst<strong>of</strong>f und Erdgas kostengünstig<br />
und effizient vonein<strong>and</strong>er trennen<br />
lassen. Die Membran-Technologie<br />
macht es damit möglich, die beiden St<strong>of</strong>fe<br />
gemeinsam durch das bundesweite Erdgasnetz<br />
zu leiten und am Zielort vonein<strong>and</strong>er<br />
zu trennen. Für den Transport und die Verteilung<br />
des Energieträgers Wasserst<strong>of</strong>f ist<br />
dies ein großer Fortschritt.<br />
Das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für Keramische<br />
Technologien und Systeme IKTS er<strong>for</strong>scht<br />
neben Werkst<strong>of</strong>fen aus Keramik auch das<br />
Potenzial <strong>and</strong>erer Materialien, wie beispielsweise<br />
Kohlenst<strong>of</strong>f. Dieser könnte nun<br />
im Zusammenhang mit dem Trend zum<br />
Energieträger Wasserst<strong>of</strong>f eine wichtige<br />
Rolle spielen. Wasserst<strong>of</strong>f gilt als H<strong>of</strong>fnungsträger<br />
beim Aufbau einer CO 2 -freien<br />
Energieversorgung. Wird er aus erneuerbaren<br />
Energien wie Wind und Sonne gewonnen,<br />
entstehen keine klimaschädlichen<br />
Emissionen. Doch wie bringt man<br />
diesen „grünen“ Wasserst<strong>of</strong>f vom Erzeuger<br />
zum Verbraucher? Ein flächendeckendes<br />
Verteilernetz für Wasserst<strong>of</strong>f gibt es derzeit<br />
in Deutschl<strong>and</strong> noch nicht.<br />
An Lösungen für diese Problematik arbeitet<br />
die Projektinitiative HYPOS (Hydrogen<br />
Power <strong>Storage</strong> & Solutions East Germany).<br />
Ziel ist, eine intelligente Infrastruktur aus<br />
Verteilernetzen und Speicherstationen zu<br />
schaffen, die den sauberen Energieträger<br />
in allen Regionen zur Verfügung stellt.<br />
Wasserst<strong>of</strong>f über das Erdgasnetz verteilen<br />
Die Projektpartner in HYPOS verfolgen<br />
unter <strong>and</strong>erem den Ansatz, den Wasserst<strong>of</strong>f<br />
(H 2 ) gemeinsam mit dem Erdgas<br />
(Hauptbest<strong>and</strong>teil Methan, CH4) zu transportieren.<br />
Schließlich verfügt Deutschl<strong>and</strong><br />
über ein 511 000 Kilometer langes Gasnetz<br />
und 33 Orte mit Gasspeichern. „Dieser Infrastrukturvorteil<br />
erlaubt es, ins Erdgasnetz<br />
zusätzlich Wasserst<strong>of</strong>f einzuspeisen. Beide<br />
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
St<strong>of</strong>fe können gemeinsam in einer Leitung<br />
transportiert werden. Am Zielort lassen sie<br />
sich bedarfsgerecht wieder vonein<strong>and</strong>er<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
News fromScience & Research<br />
trennen“, erklärt Dr. Adrian Simon, Gruppenleiter<br />
am Fraunh<strong>of</strong>er IKTS.<br />
Hier kommt der Kohlenst<strong>of</strong>f ins Spiel.<br />
Dieser befindet sich als hauchdünne<br />
Schicht auf einem porösen, keramischen<br />
Trägermaterial und dient als Membran, die<br />
Erdgas und Wasserst<strong>of</strong>f vonein<strong>and</strong>er<br />
trennt. Die Membranherstellung umfasst<br />
mehrere Schritte, beginnend mit der maßgeschneiderten<br />
Polymersynthese. Polymere<br />
sind St<strong>of</strong>fe, die aus verzweigten Ketten<br />
von Makromolekülen bestehen. Diese werden<br />
anschließend auf das poröse Trägermaterial<br />
aufgebracht. Durch Erhitzen unter<br />
gleichzeitigem Ausschluss von Sauerst<strong>of</strong>f<br />
bildet das Polymer an seiner Oberfläche<br />
eine Kohlenst<strong>of</strong>f-Schicht aus. Im Kohlenst<strong>of</strong>f<br />
haben die Poren einen Durchmesser<br />
von unter einem Nanometer, wodurch sie<br />
sich gut für die Gastrennung eignen. Das<br />
Trennverhalten der Membran lässt sich<br />
durch physikalische und chemische Prozesse<br />
noch weiter einstellen. Bei der Entwicklung<br />
der röhrenförmigen Kohlenst<strong>of</strong>f-Membranen<br />
hat das Fraunh<strong>of</strong>er IKTS<br />
mit dem Leipziger Unternehmen DBI Gasund<br />
Umwelttechnik GmbH zusammengearbeitet.<br />
Im Trennungsprozess werden Wasserst<strong>of</strong>f<br />
und Erdgas durch die röhrenförmigen<br />
Module getrieben. Dabei werden die kleineren<br />
Wasserst<strong>of</strong>fmoleküle durch die Poren<br />
der Membran gedrückt und gelangen<br />
als Gas nach außen, die größeren Methanmoleküle<br />
hingegen bleiben zurück. „Auf<br />
diese Weise erhalten wir Wasserst<strong>of</strong>f mit<br />
einer Reinheit von 80 Prozent. Die verbliebenen<br />
Erdgasreste filtern wir in einer zweiten<br />
Trennstufe aus. So erzielen wir eine<br />
Reinheit von über 90 Prozent“, erklärt Simon.<br />
Emissionsfreie Strom- und<br />
Wärmeversorgung in Gebäuden<br />
Wasserst<strong>of</strong>f mit diesem Reinheitsgrad<br />
lässt sich für verschiedene Anwendungen<br />
nutzen, beispielsweise in der Stahlproduktion.<br />
Hier ersetzt er im Hochtemperatur<strong>of</strong>en<br />
den Kohlenst<strong>of</strong>f bei der Reduktion von<br />
Eisenerz zu Eisen und liefert damit einen<br />
wichtigen Beitrag zur CO 2 -Reduktion.<br />
Auch bei der klimafreundlichen Energieversorgung<br />
von Gebäuden ist Wasserst<strong>of</strong>f<br />
eine attraktive Option. Bei der Verbrennung<br />
entstehen Strom und Wärme, als Nebenprodukt<br />
fällt lediglich Wasser an. So<br />
könnten beispielsweise Blockheizkraftwerke<br />
(BHKW) einzelne Gebäudekomplexe<br />
oder Stadtviertel mit sauberem Strom und<br />
Wärmeenergie beliefern. Auch der Einsatz<br />
in Gasthermen ist denkbar.<br />
Derzeit arbeiten die Forschenden des<br />
Fraunh<strong>of</strong>er IKTS daran, die Technik so zu<br />
skalieren, dass auch größere Volumina<br />
Erdgas und Wasserst<strong>of</strong>f getrennt werden<br />
können. Hierfür ist der Bau von Prototypen<br />
bereits in Planung.<br />
LL<br />
www.fraunh<strong>of</strong>er.de (211571231)<br />
Pr<strong>of</strong>essor Wolfgang Lubitz:<br />
Mit grünem Wasserst<strong>of</strong>f in eine<br />
saubere Zukunft<br />
Pr<strong>of</strong>essor Wolfgang Lubitz, Direktor emeritus<br />
am Mülheimer Max-Planck-Institut für<br />
Chemische Energiekonversion, berichtet<br />
im Interview, warum er die künstliche Photosynthese<br />
als Königsweg zur nachhaltigen<br />
Energieversorgung der Menschheit betrachtet.<br />
Ein wichtiger Baustein für die Energiewende<br />
ist eine nachhaltige Energiespeicherung.<br />
„Das große Vorbild dafür ist die natürliche<br />
Photosynthese, bei der Sonnenenergie<br />
umgew<strong>and</strong>elt und gespeichert<br />
wird,“ sagt Wolfgang Lubitz, „auch wenn<br />
von der einfallenden, reichlich vorh<strong>and</strong>enen<br />
Sonnenenergie viel verloren geht.“ Die<br />
Menschheit verdanke der Photosynthese<br />
ihre gesamte Nahrung, alle nachwachsenden<br />
Rohst<strong>of</strong>fe und fossilen Brennst<strong>of</strong>fe.<br />
Ein zentraler Schritt in der Photosynthese<br />
ist die lichtinduzierte Spaltung des Wassers,<br />
wobei Sauerst<strong>of</strong>f als Abfallprodukt<br />
entsteht. Dieser hat zur Ausbildung der<br />
sauerst<strong>of</strong>freichen Erdatmosphäre und<br />
auch der schützenden Ozonschicht in der<br />
Stratosphäre geführt und damit die Voraussetzung<br />
zur Entstehung höheren Lebens<br />
auf unserem Planeten geschaffen.<br />
Durch die Photosynthese werden enorme<br />
Mengen von Kohlendioxid aus der Luft auf-<br />
WWW.TROOSTWIJKAUCTIONS.COM<br />
genommen und in Kohlenhydrate umgew<strong>and</strong>elt,<br />
in denen letztlich die Sonnenenergie<br />
gespeichert ist. Speicherung in<br />
chemischen Verbindungen – in Brennst<strong>of</strong>fen<br />
– ist bei weitem die effizienteste Speicher<strong>for</strong>m<br />
für Energie.<br />
Zwar liefern Sonne und Wind prinzipiell<br />
mehr als genug saubere Energie, um den<br />
weltweiten Bedarf zu decken, aber dort wo<br />
sie gebraucht werden, steht diese nicht immer<br />
in ausreichender Menge zur Verfügung.<br />
„Daher,“ so Wolfgang Lubitz, „suchen<br />
wir an unserem Institut nach Wegen, wie<br />
man Energie effizient in speicherbare, nutzbare<br />
und über weite Strecken transportfähige<br />
Formen umw<strong>and</strong>eln kann. Die künstliche<br />
Photosynthese ist eine Möglichkeit.“<br />
Inzwischen hat die Wissenschaft eine<br />
ziemlich genaue Vorstellung davon, wie<br />
die natürliche Photosynthese funktioniert.<br />
Diese Erkenntnisse sind unter <strong>and</strong>erem<br />
wichtig, um eine effiziente Spaltung von<br />
Wasser in seine Best<strong>and</strong>teile Sauerst<strong>of</strong>f<br />
und Wasserst<strong>of</strong>f im Labor zu realisieren.<br />
Eine Schlüsselstellung nehmen dabei die<br />
notwendigen Katalysatoren ein: In der Natur<br />
sind das die Enzyme Wasseroxidase<br />
und die Hydrogenasen.<br />
Natürlich vorkommende Enzyme enthalten<br />
häufig vorkommende und preiswerte<br />
Metalle wie Mangan, Eisen und Nickel. Für<br />
den chemisch-technischen Einsatz jedoch<br />
werden heute fast ausschließlich Edelme-<br />
ONLINE-AUSSCHREIBUNG<br />
DAMPFERZEUGUNGSANLAGE<br />
VKK STANDARDKESSEL KÖTHEN GMBH (2012)<br />
mit einer Feuerungswärmeleistung von 48 MWh sowie<br />
einer Heißdampferzeugung von ca. 60 t/h<br />
41515 GREVENBROICH - DEUTSCHLAND<br />
SCHLUSSDATUM: Mittwoch, 23. Juni | BESICHTIGUNG: nach Absprache<br />
21
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
talle wie Platin als Katalysatoren eingesetzt,<br />
die sehr gut funktionieren, deren<br />
Vorkommen aber leider begrenzt sind.<br />
Dem Vorbild der Natur folgend wird daher<br />
nach neuen Metall-Katalysatoren gesucht,<br />
um die künftige Erzeugung von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
im großen Maßstab ebenso effizient<br />
wie umweltfreundlich zu machen. Das Ziel<br />
ist also der sogenannte grüne Wasserst<strong>of</strong>f,<br />
der nicht nur für die Energieversorgung<br />
der Zukunft eine zentrale Rolle spielt, sondern<br />
auch als einer der wichtigsten Grundst<strong>of</strong>fe<br />
in der Industrie.<br />
Auf dem Weg zur technischen Umsetzung<br />
seien bereits beachtliche Erfolge erzielt<br />
worden, sagt Wolfgang Lubitz: „Katalytische<br />
Wasseroxidation und Wasserst<strong>of</strong>ferzeugung<br />
sind weltweit sehr intensiv bearbeitete<br />
Forschungsgebiete. Doch den perfekten<br />
Katalysator, der alle Ansprüche bezüglich<br />
Effizienz, Stabilität, Skalierbarkeit,<br />
Umweltfreundlichkeit, Materialverfügbarkeit<br />
und Preis erfüllt und sich in der Praxis<br />
bewährt hat, gibt es bisher noch nicht.“<br />
Mit Blick auf eine künftige Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />
hebt Wolfgang Lubitz die Technologien<br />
zur Erzeugung von regenerativem<br />
Strom hervor. Etwa die Photovoltaik<br />
(PV), die heute Wirkungsgrade um die 25<br />
Prozent für Siliziumzellen und mehr als 45<br />
Prozent für komplexere PV-Zellen erziele.<br />
Ein Problem bleibe die Speicherung. Batterien<br />
seien gesellschaftlich zwar weithin<br />
akzeptiert, beispielsweise in der Elektromobilität,<br />
aber sie seien nicht sehr effizient<br />
und auch nicht umweltfreundlich. Lubitz:<br />
„Wasserst<strong>of</strong>f kann ein Vielfaches an Energie<br />
speichern und bei seiner Verbrennung<br />
entsteht ausschließlich Wasser. Er eignet<br />
sich für die großtechnische Nutzung und<br />
bildet eine sehr gute Brücke vom fossilen in<br />
ein nachhaltiges Energiezeitalter.“<br />
Mit Blick auf die Energiewende ist Wolfgang<br />
Lubitz auch die gesellschaftliche Diskussion<br />
über die Tragweite wissenschaftlicher<br />
Erkenntnisse wichtig. Oft führten diese<br />
zu historischen Umwälzungen, so bei der<br />
Entdeckung der Uranspaltung und ihre Folgen<br />
in Gestalt der Atombombe und der<br />
Kernkraft. Unser modernes Leben sei von<br />
Forschung und Technik geprägt – ohne sie<br />
gäbe es weder Internet noch moderne Telekommunikation,<br />
keine Antibiotika und<br />
Impfst<strong>of</strong>fe und keinerlei Erkenntnisse zum<br />
Umwelt- und Klimaschutz oder zu erneuerbaren<br />
Energien. Wissenschaftler veränderten<br />
die Welt, betont Lubitz und fügt hinzu:<br />
„Was mir auch am Herzen liegt ist mehr Verständnis<br />
für die Methodik der Wissenschaft.<br />
Ihre Ergebnisse entwickeln sich in sorgfältig<br />
geplanten und durchgeführten Experimenten,<br />
die <strong>of</strong>t fehlerbehaftet sind und mehrfach<br />
validiert werden müssen, bis ein zuverlässiges<br />
Ergebnis vorliegt. Auf Knopfdruck<br />
funktioniert das alles nicht, es braucht seine<br />
Zeit. Dafür ein Bewusstsein zu schaffen und<br />
mehr Vertrauen in die Wissenschaft aufzubauen,<br />
dazu trage ich gerne bei.“<br />
LL<br />
www.gdnae.de (211571605)<br />
Globaler H2-Potenzialatlas wird<br />
nachhaltige St<strong>and</strong>orte für die<br />
grüne Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft der<br />
Zukunft zeigen<br />
(fhg) Deutschl<strong>and</strong> wird auch langfristig<br />
auf Energie-Importe angewiesen sein, unter<br />
<strong>and</strong>erem muss es einen Großteil des<br />
grünen Wasserst<strong>of</strong>fs und seiner Syntheseprodukte<br />
aus wind- und sonnenreichen<br />
Weltregionen importieren. Das Projekt<br />
HyPat unter Leitung des Fraunh<strong>of</strong>er ISI<br />
entwickelt einen umfassenden, globalen<br />
Wasserst<strong>of</strong>fatlas, wie er in der deutschen<br />
Nationalen Wasserst<strong>of</strong>fstrategie (NWS) ge<strong>for</strong>dert<br />
wird.<br />
Das Projekt „HyPat – Globaler H2-Potenzialatlas“<br />
identifiziert erstmals umfassend<br />
mögliche Partnerländer Deutschl<strong>and</strong>s in<br />
einer zukünftigen Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft<br />
und analysiert diese tiefgehend. Neben der<br />
detaillierten Erhebung der weltweiten<br />
techno-ökonomischen Potenziale und Analyse<br />
der Wasserst<strong>of</strong>fketten einschließlich<br />
des Transports schließt die Analyse die Bedürfnisse<br />
der Partnerländer ein. Letztere<br />
berücksichtigen die nachhaltige Deckung<br />
der eigenen Energienachfrage, das Pariser<br />
Klimaschutzabkommen und ökonomische<br />
Entwicklungsmöglichkeiten einer grünen<br />
Wasserst<strong>of</strong>fwirtschaft unter Einhaltung<br />
spezifischer Nachhaltigkeitskriterien.<br />
Weiterhin analysiert das Projektkonsortium<br />
die Fähigkeiten der Länder, kapitalund<br />
technologieintensive Anlagen für die<br />
Wasserst<strong>of</strong>fherstellung zu errichten. Dazu<br />
gehören unter <strong>and</strong>erem Governancestrukturen,<br />
Kapitalzugang und geopolitische<br />
Stabilität. Ebenso erheben die Wissenschaftler:innen<br />
die sich für diese Länder<br />
ergebenden Chancen, zum Beispiel die<br />
Auswirkungen auf die lokale Wertschöpfung<br />
und Möglichkeiten des Capacity Building.<br />
Parallel dazu werden Akzeptanz- und<br />
Stakeholderanalysen durchgeführt. Dem<br />
sich aus diesen Analysen ergebenden Angebot<br />
an Wasserst<strong>of</strong>f- und Syntheseprodukten<br />
stellt das Projektteam die weltweite<br />
Nachfrage der Importländer gegenüber,<br />
wodurch erstmals ein Gesamtbild entsteht.<br />
Auf dieser Basis werden schließlich Politikempfehlungen<br />
für die Entwicklung einer<br />
nachhaltigen Importstrategie für Deutschl<strong>and</strong><br />
abgegeben. Die Ergebnisse liegen voraussichtlich<br />
im Frühjahr 2024 vor.<br />
Um die verschiedenen Aspekte tiefgehend<br />
beleuchten zu können, wurde ein interdisziplinäres<br />
Konsortium zusammengestellt.<br />
Die Projektleitung hat ein Team um<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Martin Wietschel vom Fraunh<strong>of</strong>er-Institut<br />
für System- und Innovations<strong>for</strong>schung<br />
ISI.<br />
Die Projektpartner sind der Lehrstuhl für<br />
Mikroökonomik der Westfälischen Wilhelms-Universität<br />
Münster (WWU), die<br />
Fraunh<strong>of</strong>er-Einrichtung für Energieinfrastrukturen<br />
und Geothermie (IEG), das<br />
Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für Solare Energiesysteme<br />
(ISE), das Deutsche Institut für Entwicklungspolitik<br />
(DIE), die Energy Systems<br />
Analysis Associates (ESA²) GmbH<br />
und das Institut für trans<strong>for</strong>mative Nachhaltigkeits<strong>for</strong>schung<br />
(IASS). Als Unterauftragnehmer<br />
beteiligen sich die Deutsche<br />
Energie-Agentur (dena) und die Gesellschaft<br />
für <strong>International</strong>e Zusammenarbeit<br />
(GIZ) GmbH am Projekt. Dieses läuft über<br />
einen Zeitraum von drei Jahren und wird<br />
im Rahmen des Ideenwettbewerbs „Wasserst<strong>of</strong>frepublik<br />
Deutschl<strong>and</strong>“ vom Bundesministerium<br />
für Bildung und Forschung<br />
BMBF gefördert.<br />
LL<br />
isi.fraunh<strong>of</strong>er.de (211571607)<br />
www.wasserst<strong>of</strong>f-leitprojekte.de<br />
Power<br />
News<br />
Windenergie-Zubau in<br />
Deutschl<strong>and</strong> schwächelt im ersten<br />
Quartal <strong>2021</strong><br />
• Der Ausbau der Windenergie in<br />
Deutschl<strong>and</strong> stagniert nach den ersten<br />
drei Monaten des Jahres <strong>2021</strong> auf<br />
niedrigem Niveau. Eine neue<br />
Ausbaudynamik zur Erreichung der<br />
Ziele der Bundesregierung ist derzeit<br />
nicht absehbar.<br />
(iwr) In Deutschl<strong>and</strong> kommt der Ausbau<br />
der Windenergie auch <strong>2021</strong> nicht vom<br />
Fleck. Zwar steigen die Brutto-Zubauzahlen<br />
an L<strong>and</strong>, aber der Ausfall der Offshore<br />
Windenergie und ein steigender Rückbau<br />
bremsen die Entwicklung im ersten Quartal<br />
<strong>2021</strong>. Das geht aus einer IWR-Auswertung<br />
(St<strong>and</strong>: 05.04.<strong>2021</strong>) von Daten der<br />
Bundesnetzagentur (BNetzA) hervor.<br />
Windenergie-Zubau an L<strong>and</strong> legt in Q1<br />
leicht zu – Offshore Windenergie fällt aus<br />
Von Januar bis März <strong>2021</strong> sind in<br />
Deutschl<strong>and</strong> 121 neue Windkraftanlagen<br />
(Q1 Vorjahr: 129 Anlagen) mit einer Leistung<br />
von 482,4 MW (Q1 Vorjahr: 488,3<br />
MW) in Betrieb gegangen. Das ist ein Leistungs-Rückgang<br />
um rd. 1 Prozent. Zwar ist<br />
der Brutto-Zubau bei der Windenergie an<br />
L<strong>and</strong> in Q1 <strong>2021</strong> von 351,8 MW (Q1 2019)<br />
auf 482,4 MW geklettert (+ 37 Prozent),<br />
allerdings erfolgte bei der Offshore Windenergie<br />
im ersten Quartal <strong>2021</strong> kein weiterer<br />
Zubau (Vorjahr: 136,6 MW). Den Ausfall<br />
der Offshore Windenergie kann der<br />
höhere Zubau an L<strong>and</strong> nicht ganz kompensieren,<br />
so dass der Bruttozubau (Leistung)<br />
in Deutschl<strong>and</strong> im Vergleich zum Vorjahreszeitraum<br />
insgesamt leicht rückläufig ist.<br />
Beim Hersteller-Ranking für Q1 <strong>2021</strong><br />
rangiert Enercon auf Platz 1 vor Vestas,<br />
Nordex, Siemens Gamesa und GE. Dahinter<br />
folgen Eno Energy und Vensys.<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Power News<br />
Zubau in den Bundesländern:<br />
Schleswig-Holstein auf Rang 1<br />
Auf der Ebene der Bundesländer rangiert<br />
im ersten Quartal <strong>2021</strong> bei der Inbetriebnahme<br />
neuer Windkraftanlagen (St<strong>and</strong>:<br />
05.04.<strong>2021</strong>) das Bundesl<strong>and</strong> Schleswig-Holstein<br />
mit 110,7 MW auf dem Spitzenplatz<br />
vor Niedersachsen mit 102,6 MW,<br />
Br<strong>and</strong>enburg (94,6 MW), Nordrhein-Westfalen<br />
(53 MW) und Baden-Württemberg<br />
(47,1 MW). Dahinter folgt auf dem sechsten<br />
Rang Thüringen (18,1 MW) vor Mecklenburg-Vorpommern<br />
(13,7 MW), Hessen<br />
(8,2 MW) und Bayern (7,7 MW). Keine Inbetriebnahme<br />
neuer Windkraftanlagen erfolgte<br />
in Sachsen und im Saarl<strong>and</strong> sowie in<br />
den Stadtstaaten Berlin, Hamburg und<br />
Bremen.<br />
Nettozubau: Höherer Rückbau im ersten<br />
Quartal <strong>2021</strong> bremst Ausbau in<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
Für die Hersteller und Projektierer sind<br />
die Brutto-Zubauzahlen für Deutschl<strong>and</strong><br />
marktrelevant. Für eine energiewirtschaftliche<br />
Betrachtung und das Erreichen der<br />
Ausbauziele der Bundesregierung ist allerdings<br />
der Nettozubau entscheidend, d.h.<br />
abzüglich der außer Betrieb genommenen<br />
Windkraftanlagen. In den nächsten Jahren<br />
werden immer mehr ältere Anlagen entweder<br />
ersatzlos stillgelegt oder durch größere<br />
und leistungsstärkere Anlagen ersetzt (Repowering).<br />
In den ersten drei Monaten<br />
wurden nach den Daten der Bundesnetzagentur<br />
52 Windkraftanlagen mit einer<br />
Leistung von 55 MW außer Betrieb genommen<br />
(Q1 Vorjahr 2020: 42 MW, 47 Anlagen).<br />
Im Ergebnis bedeutet das für<br />
Deutschl<strong>and</strong> in den ersten drei Monaten<br />
<strong>2021</strong> einen Netto-Zubau von gerade einmal<br />
69 Windkraftanlagen mit 427,4 MW<br />
Leistung.<br />
LL<br />
www.iwr.de (211571609)<br />
Events in brief<br />
13 th European Conference on<br />
Industrial Furnaces <strong>and</strong> Boilers<br />
(INFUB-13)<br />
• 19 to 22 April 2022<br />
• Algarve, Portugal<br />
The 13 th European Conference on Industrial<br />
Furnaces <strong>and</strong> Boilers is the latest in a series<br />
<strong>of</strong> very successful Conferences, which<br />
have been held in Portugal since 1988.<br />
These Conferences have been attended by<br />
delegates from over 30 countries <strong>and</strong><br />
around 90 papers have been presented at<br />
each Conference. In particular, the Conferences<br />
have attracted many participants<br />
from Industry <strong>and</strong> the wide range <strong>of</strong> papers<br />
have considered fundamental research as<br />
well as topics <strong>of</strong> a more practical <strong>and</strong> applied<br />
nature.<br />
The main objective <strong>of</strong> the Conference is to<br />
provide an improved up-to-date underst<strong>and</strong>ing<br />
<strong>of</strong> the fundamentals, principles<br />
<strong>and</strong> practices associated with the design<br />
<strong>and</strong> operation <strong>of</strong> industrial furnaces <strong>and</strong><br />
boilers <strong>and</strong>, from a broader perspective, <strong>of</strong><br />
industrial systems <strong>and</strong> processes generating,<br />
trans<strong>for</strong>ming or using thermal energy<br />
from combustion.<br />
The Conference will be a means <strong>of</strong> disseminating<br />
in<strong>for</strong>mation concerned with<br />
recent research <strong>and</strong> development activities<br />
in the field <strong>of</strong> furnace <strong>and</strong> boiler technology<br />
<strong>and</strong> related areas, such as process <strong>and</strong><br />
combustion control, efficiency optimisation<br />
<strong>of</strong> high-temperature energy application,<br />
<strong>and</strong> reduction <strong>of</strong> pollutant emissions.<br />
It is intended that carbon-neutral fuels<br />
such as biomass, hydrogen or ammonia but<br />
also alternative fuels, like refuse derived<br />
fuels <strong>and</strong> production residues will feature<br />
in the Conference programme. The Conference<br />
will provide a <strong>for</strong>um <strong>for</strong> delegates involved<br />
in research, development, design<br />
<strong>and</strong> operation <strong>of</strong> furnace <strong>and</strong> boiler systems,<br />
<strong>and</strong> will also be <strong>of</strong> interest to those<br />
working in areas such as combustion science,<br />
fuel technology, energy management<br />
<strong>and</strong> air pollution control.<br />
LL<br />
www.infub.pt (211571513)<br />
WWW.TROOSTWIJKAUCTIONS.COM<br />
Kerntechnik 2022 –<br />
Zukunft mitgestalten.<br />
• 29. und 30. März 2022<br />
• Leipzig/Deutschl<strong>and</strong>, Hyperion Hotel<br />
• Branchentreff, Wissenschaftsdiskurs<br />
und Nachwuchsplatt<strong>for</strong>m<br />
• Call <strong>for</strong> Papers bis 30. September <strong>2021</strong><br />
Die Zukunft der Kernenergie in Deutschl<strong>and</strong><br />
wird <strong>and</strong>ers. Wir gestalten sie mit – in<br />
ganzer Breite der vor uns liegenden Aufgaben<br />
in Industrie, Wissenschaft, Forschung<br />
und Administration - und mit besonderem<br />
Augenmerk auf unsere Nachwuchskräfte<br />
sowie auf unseren Kompetenzerhalt für nationale<br />
und internationale Aufgaben.<br />
Themenblöcke:<br />
• Kompetenz und Sicherheit<br />
• <strong>International</strong>e Trends und<br />
Entwicklungen<br />
• Rückbau und Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
• Zwischen- und Endlagerung<br />
LL<br />
www.kerntechnik.com (211571515)<br />
ONLINE TENDER SALE<br />
STEAM GENERATION PLANT<br />
VKK STANDARDKESSEL KÖTHEN GMBH (2012)<br />
firing thermal capacity 48 MWh - superheated steam<br />
generation <strong>of</strong> ± 60 t/h.<br />
41515 GREVENBROICH - GERMANY<br />
CLOSING: Wednesday 23 June | VIEWING: by appointment<br />
23
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-FACHTAGUNG<br />
IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN<br />
28. und 29. September <strong>2021</strong>in Essen | Hotel Bredeney<br />
IT-SICHERHEIT IN ENERGIEANLAGEN<br />
Die Aktivitäten der <strong>VGB</strong>-Mitgliedsunternehmen, die unter dem Begriff<br />
„IT-Sicherheit“ zusammengefasst werden, sind seit einigen Jahren<br />
fester Best<strong>and</strong>teil der operativen und strategischen Geschäftsaktivitäten.<br />
Die <strong>VGB</strong>-Mitglieder sind sich dabei ihrer Verantwortung<br />
bewusst, dass sie mit ihren Anlagen systemkritische Dienstleistungen<br />
erbringen und nehmen das Thema IT-Sicherheit sehr ernst.<br />
Der IT-Sicherheit wurde im Jahr 2015 durch das „Gesetz zur Erhöhung<br />
der Sicherheit in<strong>for</strong>mationstechnischer Systeme (IT-Sicherheitsgesetz)“<br />
ein ganz konkreter Rahmen gegeben, der in weiteren gesetzlichen<br />
und regulatorischen Vorgaben konkretisiert und ständig<br />
weiterentwickelt wird. Zur Betrachtung des Themas gab und gibt es<br />
bereits verschiedenste Angebote von Herstellern und Dienstleistern,<br />
um über Erkenntnisse, Produkte und Services zu in<strong>for</strong>mieren.<br />
<strong>VGB</strong> sieht mit seinen zuständigen Arbeitsgremien darüber hinaus<br />
den Bedarf, einerseits den konkreten Erfahrungsaustausch zur Umsetzung<br />
der gesetzlichen und regulatorischen An<strong>for</strong>derungen aus<br />
Sicht der Anlagenbetreiber zu führen und <strong>and</strong>ererseits frühzeitig<br />
über neue An<strong>for</strong>derungen zu diskutieren. Ergänzend werden Hersteller<br />
und Dienstleister eingeladen, mit den Anlagenbetreibern<br />
über ihre Produkte und Services zu diskutieren, Neuentwicklungen<br />
vorzustellen und gemeinsame H<strong>and</strong>lungsfelder anzugehen.<br />
Die Schwerpunkte der Fachtagung werden sein:<br />
| ISMS nach IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen,<br />
Zertifizierung nach Kon<strong>for</strong>mitätsbewertungsprogramm<br />
| IT-Sicherheitsmaßnahmen nach BSI-Gesetz<br />
| Betrachtungen IT-Sicherheit in<br />
Kombination Technische IT (PDV, OT) und Büro IT<br />
| IT-Sicherheitsgesetz 2.0, Erweiterung<br />
des Geltungsbereiches (z. B. Abfallentsorgung)<br />
| Einsatz von Systemen zur Erkennung von IT-Angriffen<br />
| Änderungsverordnung KRITIS<br />
| IT-Sicherheit für „Neueinsteiger“<br />
(Unternehmen, die bisher nicht von der Regulierung,<br />
für kritische Infrastruktur betr<strong>of</strong>fen waren)<br />
Wir freuen uns auf Ihre Teilnahme!<br />
TAGUNGSPROGRAMM<br />
(Änderungen vorbehaltens)<br />
DIENSTAG, 28. SEPTEMBER <strong>2021</strong><br />
ab 09:30<br />
10:30 –<br />
10:45<br />
V1<br />
10:45 –<br />
11:15<br />
V2<br />
11:15 –<br />
11:45<br />
V3<br />
11:45 –<br />
12:00<br />
13:00 –<br />
13:20<br />
V4<br />
13:20 –<br />
13:40<br />
V5<br />
13:45 –<br />
14:30<br />
RT1<br />
RT1.1<br />
Moderation: Andreas Jambor,<br />
RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Registrierung<br />
Begrüßung, Einführung, Zielstellung,<br />
<strong>VGB</strong> Gremiensicht<br />
Dr. Thomas Eck und Jörg Kaiser,<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Risiken, Gefährdungen,<br />
Bedrohungslage der Energiewirtschaft<br />
Christine H<strong>of</strong>er, Bundesamt für Sicherheit in der<br />
In<strong>for</strong>mationstechnik (BSI)<br />
Licht in den Dschungel der gesetzlichen und<br />
regulatorischen Vorgaben<br />
Yassin Bendjebbour, BDEW<br />
Beantwortung von Fragen,<br />
Input zur Diskussion in den Round Tables<br />
Angriffe erkennen im OT-Netzwerk:<br />
Auf das Verhalten kommt es an<br />
Arnold Krille, genua GmbH<br />
Die IEC 62443 als ein gemeinsamer<br />
Lösungsweg für Anlagenbetreiber<br />
und Hersteller<br />
Manuel Ifl<strong>and</strong>,<br />
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG<br />
Round Table 1<br />
Moderation: Andreas Jambor,<br />
RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Erfahrungen im Zertifizierungsprozess nach IT-<br />
Sicherheitskatalog der BNetzA<br />
Erfahrungen der EnBW Erzeugung<br />
als Betreiber kritischer Infrastrukturen<br />
Matthias Heckenberger, EnBW AG<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Veranstaltungsteam<br />
und Gremien der IT-Sicherheit<br />
RT1.2<br />
Erfahrungen aus Sicht der RWE<br />
Andreas Jambor, RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Round Table Diskussion<br />
Kontakt: Barbara Bochynski | Tel.: +49 201 8128-205 | Fax:+49 201 8128-321| E-Mail: vgb-it-security@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
13:45 – Round Table 2, Info-Teil<br />
14:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH<br />
RT2 Zukünftige An<strong>for</strong>derungen an „Neueinsteiger“<br />
Power News<br />
RT2.1<br />
IT-Sicherheitsgesetz 2.0 und Änderungsverordnung<br />
KRITIS: Welche Unternehmen der<br />
Branche sind künftig zusätzlich konkret betr<strong>of</strong>fen?<br />
Ralf Hopf, plenum AG<br />
RT2.2<br />
15:00 –<br />
15:20<br />
V6<br />
15:20 –<br />
15:40<br />
V7<br />
15:45 –<br />
16:30<br />
RT3<br />
RT3.1<br />
RT3.2<br />
RT4.2<br />
Grundlagen einer regulierungskon<strong>for</strong>men<br />
Umsetzung (Aufsetzen eines ISMS)<br />
Martin Malik, STEAG GmbH<br />
Beantwortung von Fragen<br />
bzgl. Grundlagen „Neueinsteiger“<br />
Von der zentralen Netzleittechnik bis zur Schaltanlage:<br />
Ein ganzheitliches System zur Angriffserkennung<br />
in Zeiten zunehmender Digitalisierung<br />
Richard Stüber, Rhebo GmbH<br />
Prozessdaten auf sicherer Reise<br />
Eduard Bebernik, ABB AG<br />
Round Table 3<br />
Moderation: N.N.<br />
Erfahrungen im Nachweisprozess nach<br />
BSI-Gesetz §8a (Branchenst<strong>and</strong>ards)<br />
Umsetzungserfahrungen<br />
im Bereich der Wasserkraft<br />
Robert Wührer, Verbund<br />
Umsetzungserfahrungen<br />
im Bereich der Windkraft<br />
N.N.<br />
Praktikable Vorgehensweise<br />
Janis Zettel, Contechnet GmbH<br />
Einbindung eines Dienstleisters<br />
N.N.<br />
10:00 –<br />
10:30<br />
V10<br />
11:00 –<br />
11:20<br />
V11<br />
11:20 –<br />
11:40<br />
V12<br />
11:45 –<br />
12:30<br />
RT5<br />
RT5.1<br />
RT5.2<br />
Hacking des Leitst<strong>and</strong>s von einem<br />
Kraftwerk – praktische Erfahrungen<br />
Rolf Strehle, ditis Systeme<br />
Der schwarze Schwan – Unerwartete<br />
physische Gefahren und Cybervorfälle<br />
Alex<strong>and</strong>er Schlensog, secunet<br />
IT-Security ist mehr als nur ein Virenscanner<br />
Matthias Feld, Manfred Lustig<br />
und Ali Behbahani,<br />
Siemens Energy Global GmbH & Co. KG<br />
Round Table 5<br />
Moderation: Andreas Jambor,<br />
RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Angriffserkennungssysteme<br />
Angriffe erkennen und entgegenwirken<br />
Stefan Menge, IFIT/Achtwerk<br />
Impuls-Pitches<br />
Dominique Petersen, secunet; Richard Stüber, Rhebo<br />
GmbH; Arnold Krille, genua GmbH<br />
Round Table Diskussion<br />
Round Table Diskussion<br />
11:45 –<br />
12:30<br />
Round Table 6<br />
Moderation: Fabian Cholewa,<br />
15:45 – Round Table 4 (Fortsetzung RT2)<br />
RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
16:30 Moderation: Martin Malik, STEAG GmbH<br />
RT6 Awareness<br />
Aktuelle RT4 Heraus<strong>for</strong>derungen In<strong>for</strong>mationen bei der Umsetzung zu unseren für Veranstaltungen<br />
„Neueinsteiger“: Praxisgespräch<br />
RT6.1 Erfahrungen aus<br />
finden Sie auf unserer Webseite! Awareness-Programmen bei RWE<br />
RT4.1<br />
Fabian Cholewa, RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Please visit our website <strong>for</strong> updates about <strong>VGB</strong>-Events!<br />
Newsletter: www.vgb.org<br />
RT6.2<br />
Schulungskonzepte,<br />
Bewährte Awareness-Strategien<br />
Janis Zettel, Contechnet<br />
ab 18.00<br />
Round Table Diskussion<br />
Abendveranstaltung<br />
im Restaurant Rhabsody,Hotel Bredeney<br />
MITTWOCH, 29. SEPTEMBER <strong>2021</strong><br />
13:30-<br />
14:00<br />
V13<br />
Round Table Diskussion<br />
Wissensbasierte Anomalieerkennung<br />
mittels Künstlicher Intelligenz<br />
in Kritischen Infrastrukturen<br />
Franka Schuster, BTU Cottbus<br />
09:00 -<br />
09:30<br />
V8<br />
09:30 –<br />
10:00<br />
V9<br />
Moderation: Andreas Jambor, RWE <strong>Generation</strong> SE<br />
Gesamtheitliche IT-Sicherheit im Unternehmen<br />
nach IT-Sicherheitskatalog der BNetzA,<br />
BSI-Gesetz §8a und allgemeinen An<strong>for</strong>derungen<br />
für KRITIS-Betreiber<br />
Dirk Meyer, Uniper<br />
Umsetzung der An<strong>for</strong>derungen zur In<strong>for</strong>mationsund<br />
IT-Sicherheit aus der<br />
Betriebssicherheitsverordnung für Betreiber von<br />
Energieerzeugungsanlagen<br />
Katrin Gadow, Vattenfall Wärme Berlin AG<br />
14:00-<br />
14:15<br />
V14<br />
Anomalieerkennung und KI –<br />
der Mensch bleibt am Steuer<br />
Stefan Menge,<br />
IFIT – Freies Institut für IT-Sicherheit e.V.<br />
14:15 Resümee, Schlussworte,<br />
Verabschiedung, Ausblick<br />
Andreas Jambor, RWE <strong>Generation</strong> SE,<br />
und Jörg Kaiser, <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Aktuelle In<strong>for</strong>mationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:<br />
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html<br />
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8 ><br />
Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52<br />
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> FACHTAGUNG<br />
IT-Sicherheit in Energieanlagen<br />
ORGANISATORISCHE HINWEISE<br />
VERANSTALTUNGSORT<br />
Hotel Bredeney, Theodor-Alth<strong>of</strong>f Str. 5, 45133 Essen<br />
L www.hotel-bredeney.de, info@hotelbredeney.de<br />
FACHAUSSTELLUNG<br />
Wir bieten allen Teilnehmern die Möglichkeit, sich zusätzlich in<br />
der begleitenden Fachausstellung zu präsentieren.<br />
Kontakt: Steffanie Fidorra-Fränz<br />
Tel.: 0201 8128-299, E-Mail: steffanie.fidorra-fraenz@vgb.org<br />
ANMELDUNG<br />
Die verbindliche Anmeldung, online, per Fax oder E-Mail,<br />
wird bis zum 8. September <strong>2021</strong> erbeten.<br />
Eine spätere Anmeldung ist möglich, falls die maxi male Teilnehmerzahl<br />
nicht überschritten ist. Die Anmeldungen werden in der<br />
Reihen folge ihres Eingangs berücksichtigt und durch Zusendung<br />
einer E-Mail bestätigt.<br />
Hinweis: Bei zu geringer Teilnehmerzahl behalten wir uns vor<br />
die Veranstaltung zu stornieren.<br />
TEILNAHMEBEDINGUNGEN<br />
| Mitglieder 650,00 €<br />
| Nichtmitglieder 850,00 €<br />
| Hochschulen, Behörden 300,00 €<br />
| Studierende frei mit Nachweis<br />
Bei Teilnehmern von Unternehmen mit Sitz im Ausl<strong>and</strong> innerhalb<br />
der EU ist die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikationsnummer<br />
er<strong>for</strong>derlich. Die Teilnahmegebühren schließen die Tagungsunterlagen,<br />
Pausengetränke und Mittagsimbiss während der Tagung,<br />
sowie die Teilnahme an der Abendveranstaltung ein. Der Bewirtungskostenanteil<br />
wird in der Rechnung mit Mehrwertsteuer ausgewiesen.<br />
Nach der Veranstaltung werden die Vorträge zum<br />
Download exklusiv für die Tagungsteilnehmer auf der <strong>VGB</strong>-<br />
Homepage veröffentlicht.<br />
ONLINE-ANMELDUNG<br />
Bitte nutzen Sie die Online-Anmeldung.<br />
L www.vgb.org/it_sicherheit<strong>2021</strong>.html<br />
RÜCKTRITT<br />
Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:<br />
– Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00;<br />
– Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %.<br />
Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.<br />
HOTELEMPFEHLUNGEN<br />
Im Tagungshotel ist unter dem Stichwort „<strong>VGB</strong>-Fachtagung“ ein<br />
begrenztes Zimmerkontingent vorreserviert.<br />
Hotel Bredeney, Theodor-Alth<strong>of</strong>f Str. 5, 45133 Essen<br />
info@hotelbredeney.de, 0201 769-0, www.hotel-bredeney.de<br />
Einzelzimmer 99,00 Euro pro Nacht, inkl. Frühstücksbuffet<br />
DATENSCHUTZHINWEISE<br />
Detaillierte In<strong>for</strong>mationen zu Teilnahmebedingungen sowie Datenschutzhinweise<br />
entnehmen Sie bitte der <strong>VGB</strong>-Homepage: https://www.vgb.org<br />
Fotonachweis: Titelseite, Fotolia © haidamac<br />
Kontakt: Barbara Bochynski<br />
Tel.: +49 201 8128-205<br />
Fax:+49 201 8128-321<br />
E-Mail: vgb-it-security@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen | Germany<br />
www.vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen<br />
Ausgabe/edition 2014 – <strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE<br />
DIN A4, 73 Seiten, Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver s<strong>and</strong> kos ten und MwSt.<br />
DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce <strong>for</strong> <strong>VGB</strong> mem bers* € 190,–, <strong>for</strong> non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping <strong>and</strong> h<strong>and</strong> ling.<br />
Der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard <strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE zeigt die relevanten Bedrohungen und Fehlerquellen<br />
für den Betrieb der Erzeugungsanlagen. Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische<br />
An<strong>for</strong>derungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes Niveau, ergänzt durch<br />
H<strong>and</strong>lungsempfehlungen und weitere In<strong>for</strong>mationsquellen.<br />
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert<br />
und seitens der Hersteller die Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.<br />
Mithilfe des <strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen<br />
und technischen Strukturen und Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvestitionen<br />
abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und Präzisierung ist dabei unverzichtbar.<br />
* Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Verlag technisch-wissenschaftlicher Schriften<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Klinkestraße 27-31<br />
45136 Essen<br />
Fon: +49 201 8128 – 0<br />
Fax: +49 201 8128 – 329<br />
www.vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
IT-Sicherheit für<br />
Erzeugungsanlagen<br />
<strong>VGB</strong>-S-175-00-2014-04-DE<br />
Deilbachtal 173 | 45257 Essen | P.O. Box 10 39 32 | Germany<br />
Fon: +49 201 8128-200 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: mark@vgb.org | www.vgb.org/shop<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours<br />
The World’s first power plant to produce<br />
400 billion kilowatt hours<br />
Weltweit erster Kraftwerksblock mit<br />
400 Milliarden Kilowattstunden<br />
Matthias Domnick, Sebastian von Gehlen, Stephan Kunze, Gerald Schäufele,<br />
Dietmar Schütze <strong>and</strong> Ralf Südfeld<br />
When it first synchronised with the power distribution network at<br />
14:11 hrs on 5 September 1984, Grohnde nuclear power plant (KWG)<br />
started to write its own success story (F i g u r e 1 ). Since it was first<br />
commissioned, the pressurised water reactor has eight times been<br />
World Champion in annual electricity generation. Even today,<br />
Grohnde NPP still produces a good 12 % <strong>of</strong> the electricity generated<br />
in Lower Saxony, thereby helping to stabilize the electricity supply in<br />
Germany.<br />
And yet another record was recently added to this impressive list.<br />
On 7 February <strong>2021</strong>, KWG was the first power plant unit in the<br />
world to produce its 400 billionth kilowatt hour <strong>of</strong> electricity. No<br />
other nuclear power plant unit in the world has produced more electricity.<br />
This amount <strong>of</strong> electricity would have supplied the whole <strong>of</strong> Germany<br />
<strong>for</strong> nine months (based on the 2019 figure <strong>of</strong> 512 TWh).<br />
Mit der ersten Netzsynchronisation am 05.09.1984 um 14:11 Uhr<br />
beginnt die Erfolgsgeschichte des Gemeinschaftskernkraftwerks<br />
Grohnde (KWG, B i l d 1 ): Seit seiner Inbetriebnahme war der<br />
Druckwasserreaktor insgesamt achtmal Weltmeister in der Jahresstromerzeugung.<br />
Und auch heute noch hat das Kernkraftwerk<br />
Grohnde einen Anteil von gut zwölf Prozent an der Stromerzeugung<br />
in Niedersachsen und trägt somit dazu bei, die Stromversorgung<br />
Deutschl<strong>and</strong>s stabil zu halten.<br />
Zu dieser beeindruckenden Bilanz gesellte sich kürzlich ein weiterer Rekord:<br />
Am 7. Februar <strong>2021</strong> produzierte das KWG als erster Kraftwerksblock<br />
weltweit die 400- milliardste Kilowattstunde. Es existiert weltweit<br />
kein einziger Kernkraftwerksblock, der mehr Strom erzeugt hat.<br />
Mit dieser Strommenge hätte man über ein drei viertel Jahr ganz<br />
Deutschl<strong>and</strong> mit Strom versorgen können (bezogen auf die Daten des<br />
Jahres 2019 in Höhe von 512 TWh).<br />
Fig. 1. Grohnde nuclear power plant. View <strong>of</strong> the reactor building with the two<br />
cooling towers in the back-ground.<br />
Bild 1. Kernkraftwerk Grohnde: Blick auf das Reaktorgebäude mit den zwei<br />
Kühltürmen im Hintergrund. (Foto: Bernhard Ludewig).<br />
Highly efficient <strong>and</strong> climate-friendly<br />
One <strong>of</strong> the greatest challenges <strong>of</strong> our time is to reduce emissions<br />
<strong>of</strong> climate-damaging greenhouse gases, especially carbon dioxide<br />
(CO 2 ). Here KWG scores again: as compared to conventional<br />
<strong>for</strong>ms <strong>of</strong> electricity generation, Grohnde has saved approximately<br />
400 million tonnes <strong>of</strong> CO 2 over its 36 years <strong>of</strong> safe <strong>and</strong> successful<br />
operation.<br />
The work<strong>for</strong>ce <strong>of</strong> Grohnde NPP can look back with pride at this<br />
achievement, which they <strong>and</strong> their contractors have maintained<br />
Leistungsstark und klimafreundlich<br />
Eine der großen Heraus<strong>for</strong>derungen unserer Zeit ist die Minderung<br />
der klimaschädlichen Treibhausgase, ins besondere die des<br />
Kohlendioxids (CO 2 ). Auch hier kann das KWG punkten: In sechsunddreißig<br />
Jahren sicheren und erfolgreichen Kraftwerksbetrieb<br />
am St<strong>and</strong>ort Grohnde wurden insgesamt etwa 400 Millionen<br />
Tonnen CO 2 -Emission eingespart.<br />
Die Belegschaft des Kernkraftwerks Grohnde blickt mit Stolz auf<br />
die Leistung zurück, die sie knapp vierzig Jahre lang gemeinsam<br />
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The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>for</strong> nearly 40 years. The high electricity production <strong>and</strong> availability<br />
<strong>of</strong> KWG (F i g u r e 2 ) can only be achieved by qualified <strong>and</strong><br />
highly motivated staff, a reliable plant <strong>and</strong> continuous improvement<br />
<strong>of</strong> safety st<strong>and</strong>ards. The success <strong>of</strong> these strategies is evidenced<br />
by all the national <strong>and</strong> international safety audits, which<br />
confirm the high level <strong>of</strong> safety <strong>of</strong> the entire plant.<br />
mit ihren Auftragnehmern erbracht hat. Denn die hohe Stromproduktion<br />
und Verfügbarkeit des KWG (B i l d 2 ) lässt sich nur durch<br />
qualifizierte und hochmotivierte Mitarbeiter, eine zuverlässige<br />
Anlage sowie durch eine stete Verbesserung des Sicherheitsniveaus<br />
erzielen. Dass dies dauerhaft gelungen ist, zeigen sämtliche<br />
nationale und inter nationale Über prüfungen, die das hohe Sicherheitsniveau<br />
der gesamten Anlage bestätigen.<br />
14.0<br />
12.0<br />
400.0<br />
350.0<br />
Gross annual electricity<br />
production (bn. kWh)<br />
10.0<br />
8.0<br />
6.0<br />
4.0<br />
2.0<br />
300.0<br />
250.0<br />
200.0<br />
150.0<br />
100.0<br />
50.0<br />
Gross cumulative electricity<br />
production (bn. kWh)<br />
0.0<br />
1984<br />
1985<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
2008<br />
2009<br />
2010<br />
2011<br />
2012<br />
2013<br />
2014<br />
2015<br />
2016<br />
2017<br />
2018<br />
2019<br />
2020<br />
0.0<br />
Annual electricity production<br />
Cumulative electricity production<br />
Fig. 2. Grohnde nuclear power plant. Annual production <strong>and</strong> cumulative production.<br />
Bild 2. Kernkraftwerk Grohnde. Jahresproduktion und kumulierte Stromproduktion.<br />
Operation<br />
Due to the increasing proportion <strong>of</strong> fluctuating solar <strong>and</strong> wind energy<br />
being fed into the electricity network, it has become increasingly<br />
important to safeguard its stability (F i g u r e 3 ). Grohnde<br />
NPP has responded to this situation over the years by increasing its<br />
reactor output, improving efficiency, increasing load gradients<br />
<strong>and</strong> also by installing adaptive power distribution control technology<br />
in April 2016.<br />
Over nearly 40 years <strong>of</strong> operation, the nuclear power plant has<br />
proved to be a reliable partner to network operators. Whereas, in<br />
the first few years, it mainly provided a stable base-load power,<br />
over the latter years it increasingly provided system services<br />
Betrieb<br />
Durch die zunehmende Einspeisung fluktuierender Energien wie<br />
Sonnen- und Windenergie sind die An<strong>for</strong>derungen an die Stabilität<br />
des Stromnetzes kontinuierlich gestiegen (B i l d 3 ). Das Kernkraftwerk<br />
Grohnde reagierte auf diese Entwicklung über die Jahre<br />
mit Reaktorleistungserhöhung, mit Wirkungsgrad verbesserung,<br />
mit Erhöhung von Lastgradienten und im April 2016 zusätzlich<br />
mit dem Einbau der Adaptiven Leistungsverteilungsregelung.<br />
Das Kernkraftwerk hat sich in seinen fast vierzig Betriebsjahren<br />
als verlässlicher Partner der Netz betreiber bewährt. Während in<br />
den ersten Jahren insbesondere eine stabile Grundlast bereitgestellt<br />
wurde, kam in den letzten Jahren ein immer größerer Anteil<br />
Fig. 3. Grohnde nuclear power plant. Inside the turbine building. The turbine set has generated<br />
a cumulative 400 billion kilowatt hours <strong>of</strong> electricity.<br />
Bild 3. Kernkraftwerk Grohnde. Im Inneren des Maschinenhauses. Der Turbosatz hat kumuliert<br />
400 Milliarden Kilowattstunden Strom erzeugt. (Foto: Bernhard Ludewig).<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours<br />
(st<strong>and</strong>by work). For example, in 2020, Grohnde NPP not only provided<br />
379,652 MWh (11 full-load days) <strong>of</strong> st<strong>and</strong>by work but also<br />
stabilised the network <strong>for</strong> 4,700 hours by participating in redispatch<br />
or via primary <strong>and</strong> secondary control upon request <strong>of</strong> the<br />
grid operator TenneT.<br />
Safety analysis <strong>and</strong> review<br />
Article 19a <strong>of</strong> the Atomic Energy Act (AtG) requires that a Safety<br />
Review (SR) must be conducted to supplement ongoing regulatory<br />
supervision <strong>and</strong> to establish the current safety status <strong>of</strong> a nuclear<br />
power plant. A Safety Review <strong>for</strong> KWG was first submitted <strong>for</strong><br />
assessment in 2000.<br />
In keeping with the defined 10-year rhythm, the second safety<br />
review – consisting <strong>of</strong> an up-to-date description <strong>of</strong> the entire plant,<br />
a deterministic Safety Status Analysis (SSA), a Level 1 Probabilistic<br />
Safety Analysis (PSA) <strong>and</strong> a Deterministic Security Analysis<br />
<strong>for</strong> Nuclear Power Plants (DSA) – as defined by the guidelines<br />
from the Federal Ministry <strong>for</strong> the Environment, Nature Conservation<br />
<strong>and</strong> Nuclear Safety (BMU) – was compiled <strong>and</strong> submitted<br />
<strong>for</strong> assessment in 2010. The deterministic Safety<br />
Status Analysis comprised a protective-goal-oriented analysis <strong>of</strong><br />
the control <strong>of</strong> events <strong>of</strong> the relevant accident spectrum by<br />
checking worst-case failure calculations. The existing calculations<br />
were checked <strong>and</strong> supplementary worst-case failure calculations<br />
were done. This once again confirmed the plant’s high safety<br />
level.<br />
Another component <strong>of</strong> the SSA was an evaluation <strong>of</strong> operating experience<br />
<strong>and</strong> statements from the plant management. It was demonstrated<br />
that there is a strong safety culture within the organisation<br />
<strong>and</strong> the requirements imposed <strong>for</strong> Safety Levels 1 <strong>and</strong> 2<br />
are fulfilled in terms <strong>of</strong> guaranteeing reliable operation to prevent<br />
accidents. Moreover, the deterministic Safety Status<br />
Analysis confirmed that the postulated Safety Level 3 events are<br />
effectively <strong>and</strong> reliably controlled by the safety systems installed<br />
in KWG.<br />
It was shown that the necessary equipment <strong>and</strong> measures are in<br />
place to control extremely rare, be-yond-design-basis plant conditions<br />
<strong>of</strong> Safety Level 4.<br />
The Level 1 Probabilistic Safety Analysis (PSA) constitutes a major<br />
part <strong>of</strong> the safety review. The purpose <strong>of</strong> the PSA is to supplement<br />
the deterministic assessment <strong>of</strong> the plant’s safety status,<br />
identify potential improvements to the safety concept <strong>and</strong>,<br />
in this way, check that the safety design is balanced. In addition<br />
to internal <strong>and</strong> external events in commercial operation, the<br />
Level 1 PSA also covered events in the shutdown state <strong>and</strong> fires.<br />
The frequencies <strong>of</strong> hazard conditions <strong>and</strong> core damage states<br />
determined by the PSA are well below the frequencies recommended<br />
by the <strong>International</strong> Atomic Energy Agency (IAEA) <strong>for</strong><br />
new plants.<br />
The overall finding <strong>of</strong> the Safety Review shows that the defencein-depth<br />
<strong>and</strong> barrier concept provides a high level <strong>of</strong> plant safety.<br />
No safety-relevant deficiencies or non-compliances were identified<br />
that could jeopardise the control <strong>of</strong> design-basis accidents,<br />
<strong>and</strong> hence the safe operation <strong>of</strong> KWG.<br />
Alongside the Level 1 Probabilistic Safety Analysis conducted as<br />
part <strong>of</strong> the safety review, a Level 2 PSA was carried out in accordance<br />
with the relevant PSA guidelines. This included the consideration<br />
<strong>and</strong> probabilistic quantification <strong>of</strong> extremely rare sequences<br />
<strong>of</strong> events with postulated core meltdown <strong>and</strong> releases to the<br />
surroundings. This was submitted in 2012. Amongst other things,<br />
the calculations confirmed the high robustness <strong>of</strong> the reactor containment.<br />
The value determined <strong>for</strong> the frequency <strong>of</strong> large early<br />
releases is still approximately three orders <strong>of</strong> magnitude below<br />
the value determined in the Level 1 PSA <strong>for</strong> core damage frequency.<br />
an Systemdienstleistungen (Bereitschaftsarbeit) hinzu. So stellte<br />
das Kernkraftwerk Grohnde im Jahr 2020 nicht nur 379.652 MWh<br />
(11 Volllasttage) Bereitschaftsarbeit zur Verfügung, sondern stabilisierte<br />
das Netz während 4.700 Stunden durch den Einsatz im<br />
Redispatch oder durch Primär- und Sekundärregelung auf An<strong>for</strong>derung<br />
des Netzbetreibers TenneT.<br />
Sicherheitsanalyse und -überprüfung<br />
Die Durchführung einer Sicherheitsüberprüfung (SÜ) gemäß §<br />
19a des Atomgesetzes (AtG) stellt eine Er gänzung zur ständigen<br />
aufsichtlichen Überprüfung dar und dient der Feststellung des aktuellen<br />
Sicherheitsst<strong>and</strong>es eines Kernkraftwerks. Erstmalig wurde<br />
eine für das KWG erstellte SÜ im Jahr 2000 zur Begutachtung eingereicht.<br />
Entsprechend dem festgelegten 10-Jahres-Rhythmus wurde die<br />
zweite Sicherheitsüberprüfung – bestehend aus einer aktuellen<br />
Beschreibung der Gesamtanlage, einer deterministischen Sicherheitsstatusanalyse<br />
(SSA), einer probabilistischen Sicherheitsanalyse<br />
(PSA) der Stufe 1 sowie einer deterministischen Anlagensicherungsanalyse<br />
(DSA) – gemäß den Vorgaben der Leitfäden des<br />
Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit<br />
(BMU) erstellt und im Jahr 2010 zur Begutachtung eingereicht.<br />
Im Rahmen der deterministischen Sicherheitsstatusanalyse<br />
erfolgte eine schutzzielorientierte Analyse der Ereignisbeherrschung<br />
des zu betrachtenden Störfallspektrums durch<br />
Überprüfung der Störfallberechnungen. Die vorh<strong>and</strong>enen Berechnungen<br />
wurden überprüft und ergänzende Störfallberechnungen<br />
durchgeführt. Hierdurch wurde das hohe Sicherheitsniveau der<br />
Anlage erneut bestätigt.<br />
Als weiterer Best<strong>and</strong>teil der SSA wurde eine Aus wertung der Betriebserfahrung<br />
sowie die Darlegung der Betriebsführung vorgenommen.<br />
Es wurde aufgezeigt, dass in der Organisation eine hohe<br />
Sicherheitskultur gelebt wird und die für die Sicherheitsebenen 1<br />
und 2 gestellten An<strong>for</strong>derungen hinsichtlich der Gewähr leistung<br />
eines zuverlässigen Betriebs zur Störfall vermeidung erfüllt werden.<br />
Weiterhin wurde mittels der deterministischen Sicherheitsstatusanalyse<br />
bestätigt, dass die postulierten Ereignisse der Sicherheitsebene<br />
3 mit den im KWG vorh<strong>and</strong>enen Sicherheitseinrichtungen<br />
mit hoher Wirksamkeit und Zuverlässigkeit beherrscht<br />
werden.<br />
Für die Beherrschung sehr seltener, auslegungsüberschreitender<br />
Anlagenzustände der Sicherheitsebene 4 wurde das Vorh<strong>and</strong>ensein<br />
geeigneter Einrichtungen und Maßnahmen aufgezeigt.<br />
Einen wesentlichen Teil der Sicherheitsüberprüfung stellt die Probabilistische<br />
Sicherheitsanalyse (PSA) der Stufe 1 dar. Anh<strong>and</strong> der<br />
PSA sollen die deterministische Beurteilung des Sicherheitsstatus<br />
der Anlage ergänzt, mögliche Verbesserungspotenziale des<br />
Sicherheits konzepts aufgezeigt und auf diese Weise die Ausgewogenheit<br />
der sicherheitstechnischen Auslegung bewertet<br />
werden. Die PSA der Stufe 1 umfasste neben internen und<br />
externen Ereignissen im Leistungsbetrieb auch Ereignisse im Nichtleistungsbetrieb<br />
sowie Br<strong>and</strong>ereignisse. Die im Ergebnis der PSA<br />
ermittelten Häufigkeiten von Gefährdungs- und Kernschadenszuständen<br />
liegen deutlich unterhalb der von der <strong>International</strong><br />
Atomic Energy Agency (<strong>International</strong>e Atomenergie-Organisation,<br />
IAEO) für Neuanlagen empfohlenen Häufigkeiten.<br />
Das Gesamtergebnis der SÜ zeigt, dass durch das gestaffelte Sicherheits-<br />
und Barrierenkonzept eine hohe Sicherheit der Anlage gewährleistet<br />
ist. Es konnten keine sicherheitsrelevanten Defizite oder<br />
Abweichungen identifiziert werden, welche die Störfallbeherrschung<br />
und damit den sicheren Betrieb des KWG infrage stellen.<br />
Neben der probabilistischen Sicherheitsanalyse der Stufe 1 im<br />
Rahmen der Sicherheitsüberprüfung wurde eine PSA der Stufe 2<br />
gemäß dem entsprechenden PSA-Leitfaden durchgeführt. Dabei<br />
wurden extrem seltene Ereignisabläufe mit postulierter Kernschmelze<br />
und Freisetzung nach außen betrachtet und probabilistisch<br />
quantifiziert. Die Einreichung erfolgte im Jahr 2012. Im<br />
29
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Retr<strong>of</strong>its <strong>and</strong> plant upgrades<br />
As a pre-convoy pressurised water reactor (F i g u r e 4 ), KWG already<br />
has a basic design characterised by high robustness <strong>and</strong><br />
safety reserves. Over its years <strong>of</strong> operation, numerous retr<strong>of</strong>its<br />
<strong>and</strong> improvements have been carried out but these were not done<br />
to remedy deficiencies to prevent damage but rather to extend<br />
the existing safety concept in the sense <strong>of</strong> protecting against beyond-design-basis<br />
risks. These included the retr<strong>of</strong>itting <strong>of</strong> a particulate<br />
<strong>and</strong> iodine filter in the system <strong>for</strong> filtered pressure<br />
relief <strong>of</strong> the reactor containment <strong>and</strong> measures <strong>for</strong> secondary-side<br />
bleed <strong>and</strong> feed, the 3rd network feed, measures <strong>for</strong> primary-side<br />
bleed <strong>and</strong> feed, retr<strong>of</strong>itting <strong>of</strong> passive autocatalytic recombiners<br />
<strong>and</strong> installation <strong>of</strong> the sampling system from the reactor containment.<br />
Fig. 4. Grohnde nuclear power plant.<br />
View <strong>of</strong> the site <strong>of</strong> this pre-Konvoi reactor.<br />
Bild 4. Kernkraftwerk Grohnde.<br />
Blick auf den St<strong>and</strong>ort der Vor-Konvoi-Anlage.<br />
Based on the lessons learnt from the accident in the Japanese<br />
Fukushima Daiichi nuclear power plant, further safety-related<br />
plant improvements were planned <strong>and</strong> implemented. Once again,<br />
these were not done to remedy deficiencies in the plant but rather<br />
to provide additional risk prevention measures.<br />
Alongside the safety-related enhancements, measures were also<br />
taken to improve per<strong>for</strong>mance over the years. Measurements taken<br />
at the time <strong>of</strong> commissioning showed reserve capacity in the essential<br />
thermo-hydraulic para meters, so that, following approval from<br />
the nuclear supervisory authority, it was possible to increase the<br />
plant‘s thermal capacity from 3,765 MW, as initially installed on<br />
commissioning in 1984 , to 3,850 MW in 1990 <strong>and</strong> then to 3,900<br />
MW in 1999. As part <strong>of</strong> the measures to increase thermal capacity,<br />
work was also done to improve efficiency <strong>of</strong> the turbines. Since<br />
then, the nuclear power plant has had a gross nominal capacity <strong>of</strong><br />
1,430 MW at a thermal reactor power <strong>of</strong> 3,900 MW.<br />
With all these technical improvements, statutory maintenance<br />
<strong>and</strong> responsible plant operation, the nuclear power plant is as safe<br />
<strong>and</strong> reliable today as it was on day one <strong>and</strong> moreover, more powerful<br />
than when it was first commissioned.<br />
Specialist <strong>and</strong> simulation training<br />
Well qualified <strong>and</strong> regularly trained power plant personnel are an<br />
essential prerequisite <strong>for</strong> the safe <strong>and</strong> successful operation<br />
<strong>of</strong> KWG – not least because <strong>of</strong> the legal requirements. Notably, in<br />
addition to the necessary pr<strong>of</strong>essional qualifications, e.g. as a<br />
skilled tradesman, engineer or physicist, these impose further<br />
theoretical <strong>and</strong> practical requirements <strong>for</strong> a person to be allowed<br />
to work in the nuclear power plant or take on a position <strong>of</strong><br />
responsibility.<br />
Rahmen der Berechnungen konnte u. a. die hohe Robustheit des<br />
Sicherheitsbehälters bestätigt werden. Der ermittelte Wert für die<br />
Häufigkeit großer früher Freisetzungen liegt nochmals um ca. drei<br />
Größenordnungen unterhalb des in der PSA der Stufe 1 ermittelten<br />
Wertes für die Kernschadenshäufigkeit.<br />
Nachrüstungen und Anlagenoptimierungen<br />
Als Druckwasserreaktor der Vor-Konvoi-Baulinie verfügt das KWG<br />
(B i l d 4 ) bereits über eine Grundauslegung, die sich durch hohe<br />
Robustheit und Sicherheitsreserven auszeichnet. Im Laufe der Betriebsjahre<br />
wurden zahlreiche Nachrüstungen und Optimierungen<br />
durchgeführt, die jedoch nicht der Beseitigung von Defiziten<br />
hinsichtlich der Schadensvorsorge dienten, sondern vielmehr das<br />
vorh<strong>and</strong>ene Sicherheitskonzept im Sinne der Vorsorge gegen Risiken<br />
im auslegungsüberschreitenden Bereich erweiterten.<br />
Als wesentliche Maßnahmen sind an dieser Stelle die Nachrüstung<br />
eines Schwebst<strong>of</strong>f- und Jodfilters in das System zur gefilterten<br />
Druckentlastung des Sicherheitsbehälters zu nennen sowie<br />
die Maßnahmen zur sekundärseitigen Druckentlastung und Bespeisung<br />
(SDE), die 3. Netzeinspeisung, die Maßnahmen zur<br />
primärseitigen Druckentlastung und Bespeisung (PDE), die<br />
Nachrüstung von passiven autokatalytischen Rekombinatoren<br />
und die Installation des Probenahmesystems aus dem Sicherheitsbehälter.<br />
Basierend auf den Erkenntnissen aus dem Unfall im japanischen<br />
Kernkraftwerk Fukushima Daiichi wurden weitergehende sicherheitstechnische<br />
Anlagen verbesserungen geplant und durchgeführt.<br />
Auch hierbei h<strong>and</strong>elt es sich nicht um die Behebung von<br />
Auslegungsdefiziten, sondern vielmehr um die Implementierung<br />
zusätzlicher Maßnahmen zur Risikovorsorge.<br />
Neben diesen sicherheitstechnischen Optimierungen wurden im<br />
Laufe der Jahre auch leistungserhöhende Maßnahmen umgesetzt.<br />
Bereits die während der Inbetriebsetzung durchgeführten Messungen<br />
zeigten Leistungsreserven bei den wesentlichen thermohydraulischen<br />
Parametern, sodass jeweils nach Zustimmung<br />
durch die atomrechtliche Aufsichtsbehörde eine thermische Leistungserhöhung<br />
der ursprünglichen Leistung von 3.765 MW im<br />
Jahr der Betriebsaufnahme 1984 auf 3.850 MW im Jahr 1990 und<br />
3.900 MW im Jahr 1999 durchgeführt werden konnte. Im Rahmen<br />
der thermischen Leistungserhöhung wurden wirkungsgradverbessernde<br />
Maßnahmen im Bereich der Turbinen vorgenommen.<br />
Somit verfügt das Kernkraftwerk seitdem über eine<br />
elektrische Bruttonennleistung von 1.430 MW bei einer thermischen<br />
Reaktorleistung von 3.900 MW.<br />
Mit all diesen technischen Verbesserungen, der an<strong>for</strong>derungsgerechten<br />
Inst<strong>and</strong>haltung und dem verantwortungsvollen Betrieb<br />
der Anlage ist das Kernkraftwerk heute so sicher und zuverlässig<br />
wie am ersten Tag und darüber hinaus noch leistungsstärker als<br />
zum Zeitpunkt der Inbetriebsetzung.<br />
Fachkunde- und Simulatorschulung<br />
Für den sicheren und erfolgreichen Betrieb des KWG ist gut ausgebildetes<br />
und regelmäßig geschultes Kraftwerkspersonal eine<br />
unabdingbare Grundvoraussetzung – nicht zuletzt aufgrund der<br />
gesetzlichen An<strong>for</strong>derungen. Diese sehen nämlich, neben den<br />
er<strong>for</strong>derlichen berufsfachlichen Qualifikationen z.B. als Fachh<strong>and</strong>werker,<br />
Ingenieur oder Physiker, noch weitere theoretische<br />
und praktische An<strong>for</strong>derungen vor, damit eine Person im Kernkraftwerk<br />
tätig werden oder sogar Verantwortung übernehmen<br />
kann.<br />
Für Tätigkeiten als „sonst tätiges Personal“ umfasst dies eine nach<br />
Verantwortungsumfang in Stufen gestaffelte Kenntnisvermittlung<br />
der Fachgebiete Betriebskunde, Arbeitssicherheit, Br<strong>and</strong>schutz<br />
und Strahlenschutz. Für das verantwortliche Schicht personal gibt<br />
es gesonderte Ausbildungspläne zum Fachkundeerwerb und Fachkundeerhalt<br />
sowie, vor Aufnahme der Tätigkeit als Reaktorfahrer<br />
oder Schichtleiter, eine Fachkundeprüfung im Beisein von Behör-<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours<br />
For staff employed in “other roles”, this includes graded training<br />
courses in operational knowledge, oc-cupational safety, fire protection<br />
<strong>and</strong> radiation protection, depending upon the level <strong>of</strong> responsibility<br />
<strong>of</strong> the role. For supervisory shift personnel there are<br />
separate training schedules <strong>for</strong> acquiring <strong>and</strong> maintaining specialist<br />
knowledge <strong>and</strong> a pr<strong>of</strong>essional exam in the presence <strong>of</strong> the authorities<br />
<strong>and</strong> assessors be<strong>for</strong>e starting work as a reactor operator<br />
or shift manager. Finally, the third group <strong>of</strong> personnel in positions<br />
<strong>of</strong> responsibility (plant manager, sector or departmental managers)<br />
has to submit a <strong>for</strong>mal certificate <strong>of</strong> com petence <strong>and</strong> their appointment<br />
must be approved by the authorities.<br />
As the last <strong>of</strong> the German plants, Grohnde NPP com missioned its<br />
own nuclear power plant simulator at the Essen Simulator Center<br />
in 2012. Be<strong>for</strong>e this, the shift personnel were trained on an old<br />
simulator <strong>of</strong> the Grafenrheinfeld reference plant. In retrospect,<br />
building the new simulator has really paid dividends – not only<br />
because it gave KWG access to the newest <strong>and</strong> best simu lator in<br />
Germany, but also because it brought about a perceptible quality<br />
gain <strong>for</strong> the specialist personnel. This unique training instrument<br />
was particularly valuable <strong>for</strong> the last generation <strong>of</strong> trainees, who<br />
learned their skills up until 2017 or requalified as shift manager<br />
representatives in 2019.<br />
In future, as the plant switches from commercial operation to the<br />
dismantling phase (F i g u r e 5 ), the focus will be on health <strong>and</strong><br />
safety aspects which include the so-called Tools <strong>for</strong> Pr<strong>of</strong>essional<br />
Behaviour. Not only will the number <strong>of</strong> external contractors increase<br />
but there will simultaneously be a decline in the number <strong>of</strong><br />
employees who know their way round a nuclear plant. This will<br />
require constant training <strong>and</strong> (safety) briefings, which will continue<br />
to be provided by KWG’s training department. On top <strong>of</strong> this,<br />
the current p<strong>and</strong>emic is accelerating the development <strong>of</strong> digital<br />
learning <strong>for</strong>mats <strong>and</strong> online courses.<br />
de und Gutachter. Als dritte Gruppe hat schließlich das<br />
verantwortliche Personal (Leiter der Anlage, Fach- und Teilbereichsleiter)<br />
vor Übernahme der Leitungs verantwortung der<br />
Aufsichtsbehörde einen <strong>for</strong>malen Fachkundenachweis vorzulegen<br />
und die Zustimmung der Behörde zur Ernennung einzuholen.<br />
Als letzte der deutschen Anlagen hat das Kernkraftwerk Grohnde<br />
im Jahr 2012 seinen eigenen Kernkraftwerkssimulator im Essener<br />
Simulatorzentrum in Betrieb genommen. Zuvor wurden die Schulungen<br />
des Schichtpersonals an einem älteren Simulator der Referenzanlage<br />
Grafenrheinfeld durchgeführt. Im Rückblick betrachtet<br />
hat sich der Simulatorneubau als großer Gewinn herausgestellt<br />
– nicht nur, weil das KWG damit den neuesten und besten<br />
Simulator in Deutschl<strong>and</strong> nutzen konnte, sondern auch, weil sich<br />
hierdurch ein spürbarer Qualitätsgewinn für das Fachkundepersonal<br />
erzielen ließ. Gerade den letzten Ausbildungsgenerationen,<br />
die bis 2017 ihre Fachkunde erworben haben bzw. 2019 noch<br />
zu Schichtleitervertretern nachqualifiziert wurden, hat dieses<br />
einmalige Ausbildungsinstrument herausragende Dienste erwiesen.<br />
Ein kommender Schwerpunkt für die W<strong>and</strong>lung vom Leistungsbetrieb<br />
zum Rückbau (B i l d 5 ) wird die Vermittlung von Arbeitssicherheitsthemen<br />
wie z.B. den Werkzeugen des pr<strong>of</strong>essionellen<br />
H<strong>and</strong>elns sein. Die Zahl der Mitarbeiter von Fremdfirmen wird<br />
erstens zunehmen, zweitens werden zukünftig immer weniger<br />
Mitarbeiter mit den besonderen Gegebenheiten einer nuklearen<br />
Anlage vertraut sein. Hier entsteht also ein stetiger Bedarf an<br />
Kenntnisvermittlungen und (Sicherheits-) Unter weisungen, welcher<br />
den Schulungsbetrieb im KWG weiterhin beschäftigen<br />
wird. Darüber hinaus be schleunigt die aktuelle P<strong>and</strong>emie auch<br />
Entwicklungen hin zu digitalen Lern<strong>for</strong>maten und Online-Schulungen.<br />
Fig. 5. Grohnde nuclear power plant. Loading <strong>of</strong> a Castor ® cask<br />
at the Grohnde nuclear power plant.<br />
Bild 5. Kernkraftwerk Grohnde. Beladung eines Castor ® -Behälters im Kernkraftwerk Grohnde.<br />
(Foto: Bernhard Ludewig).<br />
Radiation protection <strong>and</strong> discharge values<br />
Right from the start <strong>of</strong> the design stage, great importance was attached<br />
to radiation protection aspects, in order to minimise radiation<br />
exposure associated with the plant.<br />
Accordingly, structural radiation safety was taken into account<br />
with concrete shielding <strong>and</strong> the spatial separation <strong>of</strong> components.<br />
Strahlenschutz und Abgabewerte<br />
Bereits bei der Auslegung der Anlage wurde den strahlenschutztechnischen<br />
Gesichtspunkten zur Dosisminimierung eine<br />
große Bedeutung beigemessen.<br />
Dem baulichen Strahlenschutz wurde mit Beton abschirmungen<br />
und der räumlichen Trennung von Komponenten entsprechend<br />
Rechnung getragen.<br />
31
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
These structural measures, the radiation protection measures applied<br />
during planning <strong>and</strong> execution <strong>of</strong> maintenance work <strong>and</strong><br />
consistent personal dose monitoring using the PADE dosimetry<br />
system serve to keep both individual <strong>and</strong> collective doses <strong>of</strong> inhouse<br />
<strong>and</strong> external personnel at a low level.<br />
Radiation protection measuring technology has been continually<br />
replaced, improved <strong>and</strong> exp<strong>and</strong>ed over the years, in order to comply<br />
with the current regulations <strong>and</strong> the state <strong>of</strong> the art.<br />
For example, the CeMoSys (Centralized Monitoring System)<br />
monitors the measurement <strong>of</strong> personal con tamination using<br />
whole-body monitors directly at the exit from the controlled<br />
area.<br />
The nuclear power plant operates an environmental monitoring<br />
laboratory, together with a measuring vehicle with all the latest<br />
equipment, to carry out measuring programmes in the surrounding<br />
area.<br />
In terms <strong>of</strong> discharge values, radioactive discharges from the nuclear<br />
power plant only account <strong>for</strong> a very small percentage <strong>of</strong> the<br />
authorised limits. The calculated maximum radiation dose to the<br />
public resulting from discharges is well below 10 microsieverts<br />
(μSv) per calendar year. This is well below the annual effective<br />
radiation exposure in Germany, which ranges from 1 mSv to 10<br />
mSv a year, depending upon where people live, as well as dietary<br />
<strong>and</strong> lifestyle factors.<br />
<strong>International</strong> exchange <strong>of</strong> experience<br />
Grohnde NPP has always advocated a successful exchange <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation,<br />
<strong>and</strong> not only in Germany. In addition to the st<strong>and</strong>ardised<br />
exchange <strong>of</strong> in<strong>for</strong>mation via WANO (World Association <strong>of</strong><br />
Nuclear Operators) <strong>and</strong> the IAEA (Inter national Atomic Energy<br />
Agency <strong>of</strong> the UN), it also maintained relationships with nuclear<br />
power plants in other countries.<br />
Good examples <strong>of</strong> this are the collaboration with the Spanish nuclear<br />
power plant Trillo <strong>and</strong> the Brazilian nuclear power plant Angra<br />
2. The KWU plants in those locations are very similar to the<br />
pre-convoy design <strong>and</strong> are <strong>of</strong> approximately the same age<br />
as Grohnde. These commonalities <strong>for</strong>m the basis <strong>for</strong> an effective<br />
exchange <strong>of</strong> experience, especially in the area <strong>of</strong> nuclear safety,<br />
operating experience, simulator usage, support during commissioning<br />
<strong>and</strong> the management <strong>of</strong> ageing. Various bilateral visits <strong>and</strong><br />
meetings were held in these areas within the framework <strong>of</strong><br />
the <strong>VGB</strong>.<br />
In addition to this, Grohnde NPP took part in the EU’s so-called<br />
“twinning programme” at the start <strong>of</strong> the 1990s with the aim <strong>of</strong><br />
fostering cooperation between West European <strong>and</strong> East European<br />
nuclear power plants. To this end, an initial meeting was organised<br />
with representatives from the Slovakian Bohunice nuclear<br />
power plant in November 1991 <strong>and</strong>, in September 1993, a partnership<br />
agreement was signed with the Ukrainian Jushno-Ukrainsk<br />
nuclear power plant. Since then, reciprocal specialist working visits<br />
have taken place at regular intervals. Despite the EU ending the<br />
<strong>of</strong>ficial twinning programme, Grohnde continued the sometimesbiannual<br />
in<strong>for</strong>mation exchange with Bohunice <strong>and</strong> Jushno-<br />
Ukrainsk until 2010. During this period, friendly links, which went<br />
far beyond purely technical exchanges, were established between<br />
the sites.<br />
As part <strong>of</strong> the BMU/GRS project on the “Evaluation <strong>and</strong> utilisation<br />
<strong>of</strong> operating experience from events in East European nuclear<br />
power plants”, KWG repeatedly participated with contributions to<br />
workshops both in Kiev <strong>and</strong> also in Berlin <strong>and</strong> Cologne. These<br />
events were attended in each case by up to 20 representatives from<br />
Russian <strong>and</strong> Ukrainian supervisory authorities <strong>and</strong> from various<br />
nuclear power plant sites.<br />
In the last 10 years, Grohnde’s international activities have been<br />
restricted to participating in WANO peer reviews, workshops <strong>and</strong><br />
technical support missions.<br />
Mit diesen baulichen Merkmalen, den getr<strong>of</strong>fenen Strahlenschutzmaßnahmen<br />
im Rahmen der Planung und Durchführung von Inst<strong>and</strong>haltungstätigkeiten<br />
sowie der konsequenten Personendosisüberwachung<br />
mit dem Dosimetriesystem PADE können sowohl<br />
Individual- als auch die Kollektivdosen des Eigen- und Fremdpersonals<br />
auf einem geringen Niveau gehalten werden.<br />
Die Strahlenschutzmesstechnik wurde im Laufe der Jahre zur Einhaltung<br />
der aktuellen Regelwerke und des St<strong>and</strong>es von Wissenschaft<br />
und Technik kontinuierlich erneuert, verbessert und erweitert.<br />
So kann beispielsweise mithilfe von CeMoSys (Centralized Monitoring<br />
System) bei der Messung mit Ganzköpermonitoren die Personenkontamination<br />
direkt am Kontrollbereichsausgang überwacht<br />
werden.<br />
Für die Durchführung von Messprogrammen in der Umgebung<br />
betreibt das Kernkraftwerk ein Umgebungsüberwachungslabor<br />
nebst einem modern ausgestatteten Messfahrzeug.<br />
Hinsichtlich der Abgabewerte liegt der prozentuale Anteil an den<br />
genehmigten Grenzwerten der Aktivitätsableitung des Kraftwerks<br />
auf einem sehr niedrigen Niveau. Die aus den Ableitungen resultierende,<br />
rechnerisch ermittelte maximale Strahlenexposition für<br />
die Bevölkerung liegt hierbei weit unterhalb von 10 Mikrosievert<br />
(μSv) pro Kalenderjahr. Dies liegt weit unterhalb der jährlichen<br />
effektiven Strahlenexpositionsdosis in Deutschl<strong>and</strong>, die pro Jahr,<br />
je nach Wohnort, Ernährungs- und Lebensgewohnheiten, von 1<br />
Milli sievert bis zu 10 Millisievert reicht.<br />
<strong>International</strong>er Erfahrungsaustausch<br />
Das Kernkraftwerk Grohnde hat sich stets für einen erfolgreichen<br />
Erfahrungsaustausch nicht nur in Deutschl<strong>and</strong> eingesetzt. Neben<br />
dem st<strong>and</strong>ardisierten In<strong>for</strong>mationsaustausch über die WANO<br />
(World Association <strong>of</strong> Nuclear Operators) und die IAEA (<strong>International</strong><br />
Atomic Energy Agency der UN) wurden auch Beziehungen<br />
zu Kernkraftwerken in <strong>and</strong>eren Ländern unterhalten.<br />
Gute Beispiele hierfür sind die Zusammenarbeit mit dem spanischen<br />
Kernkraftwerk Trillo und dem brasilianischen Kernkraftwerk<br />
Angra 2. Die dortigen KWU-Anlagen sind sehr nah am Vor-<br />
Konvoi-Design und weisen in etwa das gleiche Alter wie Grohnde<br />
auf. Eben diese Gemeinsamkeiten bilden die Basis für einen<br />
effektiven Erfahrungsaustausch vor allem im Bereich der Kerntechnischen<br />
Sicherheit, der Betriebs er fahrungen, der Simulatornutzung,<br />
der Unterstützung bei der Inbetriebsetzung und des<br />
Alterungs managements. Hierzu f<strong>and</strong>en verschiedene Treffen und<br />
Besuche auf bilateraler Ebene und im Rahmen des <strong>VGB</strong> statt.<br />
Darüber hinaus nahm das Kernkraftwerk Grohnde Anfang der<br />
1990er-Jahre am so genannten Twinning-Programm der EU teil, das<br />
die Zusammenarbeit zwischen west- und osteuropäischen Kernkraftwerken<br />
förderte. Dazu wurden im November 1991 ein erstes<br />
Treffen mit Vertretern des slowakischen Kernkraft werkes Bohunice<br />
organisiert und im September 1993 ein Partnerschaftsvertrag mit<br />
dem ukrainischen Kernkraftwerk Jushno-Ukrainsk abgeschlossen.<br />
Seitdem f<strong>and</strong>en in regelmäßigen Abständen gegenseitige Arbeitsbesuche<br />
von Spezialisten statt. Trotz Beendigung der <strong>of</strong>fiziellen Twinning-Programme<br />
seitens der EU pflegte Grohnde mit Bohunice und<br />
Jushno-Ukrainsk den bis zu zweimal jährlich stattfindendem In<strong>for</strong>mationsaustausch<br />
bis ins Jahr 2010 weiter. Während dieser Zeit haben<br />
sich freundschaftliche Bindungen zwischen den St<strong>and</strong>orten<br />
entwickelt, die über den rein technischen Austausch hinausgehen.<br />
Im Rahmen des BMU/GRS-Projektes zum Thema „Auswertung und<br />
Nutzung von Betriebserfahrungen aus Ereignissen in osteuropäischen<br />
Kernkraftwerken“ hat das KWG wiederholt mit Beiträgen an<br />
Workshops sowohl in Kiew als auch in Berlin und Köln teilgenommen.<br />
An diesen Veranstaltungen waren jeweils bis zu 20 Mitarbeiter<br />
von russischen und ukrainischen Aufsichtsbehörden sowie<br />
von verschiedenen Kernkraftwerksst<strong>and</strong>orten beteiligt.<br />
In den vergangenen 10 Jahren haben sich die internationalen Aktivitäten<br />
von Grohnde dann auf die Teilnahme an WANO Peer Reviews,<br />
Workshops und Technical Support Missions beschränkt.<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
The World’s first power plant to produce 400 bil-lion kilowatt hours<br />
Fig. 6. Grohnde nuclear power plant. View across the Weser river.<br />
Bild 6. Kernkraftwerk Grohnde. St<strong>and</strong>rotansicht mit Blick über die Weser.<br />
Dialogue with the public<br />
In line with the phase-out <strong>of</strong> nuclear energy in Germany, Grohnde<br />
NPP will cease commercial operation at the end <strong>of</strong> this year. As a<br />
responsible nuclear power plant operator, PreussenElektra GmbH<br />
is already planning the decom missioning <strong>of</strong> the power plant <strong>and</strong><br />
will dismantle it just as prudently <strong>and</strong> carefully as it has operated<br />
it these last 40 years.<br />
Grohnde NPP (F i g u r e 6 ) was <strong>and</strong> continues to be subject to<br />
public scrutiny. In this regard, PreussenElektra’s transparent<br />
in<strong>for</strong>mation policy, which it still practices today, has proven itself<br />
again <strong>and</strong> again. It is based on regular conversations with political,<br />
industrial <strong>and</strong> media representatives as well as on many different<br />
kinds <strong>of</strong> communication materials <strong>for</strong> different occasions <strong>and</strong> target<br />
groups. This communication strategy has enabled PreussenElektra<br />
to maintain trust <strong>and</strong>, at the same time, strengthen the<br />
reputation <strong>of</strong> its nuclear power plants. PreussenElektra will continue<br />
to employ this tried <strong>and</strong> tested strategy during the dismantling<br />
<strong>of</strong> all its sites.<br />
l<br />
Dialog mit der Öffentlichkeit<br />
Im Rahmen des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschl<strong>and</strong> wird<br />
das Kernkraftwerk Grohnde den Leistungsbetrieb Ende dieses Jahres<br />
einstellen. Als verantwortungsvoller Kraftwerksbetreiber hat<br />
die PreussenElektra GmbH die Stilllegung des Kraftwerks bereits<br />
heute im Blick und wird die Anlage ebenso umsichtig und sorgfältig<br />
zurückbauen, so wie sie diese knapp 40 Jahre lang betrieben hat.<br />
Das Kernkraftwerk Grohnde (B i l d 6 ) st<strong>and</strong> und steht immer wieder<br />
im Blickpunkt des öffentlichen Interesses. Dabei hat sich die<br />
bis heute praktizierte transparente In<strong>for</strong>mationspolitik der PreussenElektra<br />
stets bewährt. Diese beruht auf regelmäßigen Gesprächen<br />
mit Vertretern aus Politik, Wirtschaft und Medien sowie auf<br />
verschiedensten Kommunikationsmaterialien für unterschiedliche<br />
Anlässe und Zielgruppen. Mit dieser Kommunikationsstrategie<br />
hat die PreussenElektra nachhaltig dafür gesorgt, Vertrauen zu<br />
schaffen und gleichzeitig das Ansehen ihrer Kraftwerksst<strong>and</strong>orte<br />
zu stärken. Dieses bewährte Vorgehen wird die PreussenElektra<br />
auch während des Rückbaus all ihrer St<strong>and</strong>orte beibehalten. l<br />
Authors/Autoren<br />
FIND Matthias & GET Domnick FOUND! POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
Sebastian von Gehlen<br />
Stephan Kunze<br />
Gerald Schäufele<br />
Dietmar Schütze<br />
Ralf Südfeld<br />
Kernkraftwerk Grohnde, Kraftwerksgelände<br />
Emmerthal, Germany/Deutschl<strong>and</strong><br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
JOBS IM INTERNET | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
33
<strong>VGB</strong>-FACHTAGUNG | <strong>VGB</strong> CONFERENCE<br />
INSTANDHALTUNG IN KRAFTWERKEN <strong>2021</strong><br />
mit Virtueller OnLine Fachausstellung<br />
MAINTENANCE IN POWER PLANTS <strong>2021</strong><br />
with virtual online technical exhibition<br />
23. und 24. Juni <strong>2021</strong> | 23 <strong>and</strong> 24 June <strong>2021</strong><br />
Live & OnLine<br />
Die <strong>VGB</strong>-Fachtagung „Inst<strong>and</strong>haltung in Kraftwerken <strong>2021</strong>“<br />
findet am 23. und 24. Juni <strong>2021</strong> statt.<br />
Aufgrund der noch immer anhaltenden Corona-Situation haben<br />
wir uns dazu entschieden die Veranstaltung nicht, wie geplant, als<br />
Präsenzveranstaltung, sondern Live & OnLine durchzuführen.<br />
Der wirtschaftliche Ausblick auf die konventionelle Kraftwerksflotte<br />
in Deutschl<strong>and</strong> hat sich – gegenüber den letzten Konferenzen –<br />
nur gering fügig entspannt. Einige St<strong>and</strong>orte haben trotz dessen in<br />
diesem doch nun schon lange <strong>and</strong>auernden Marathon wirtschaftlich<br />
und technisch den Betriebserfolg nicht mehr darstellen können;<br />
für sie wurden Stilllegungsentscheidungen getr<strong>of</strong>fen.<br />
Dem aktuellen Thema „Inst<strong>and</strong>haltung unter P<strong>and</strong>emiebedingungen“<br />
werden wir mit den Plenarvorträgen mit anschließender<br />
Podiums diskussion Rechnung tragen.<br />
Zunehmend wichtig wird die Vorbereitung der letzten produktiven<br />
Betriebsphase für auszusteuernde Anlagen, sowie die Vorbereitung<br />
und die Durchführung der Außerbetriebnahme. Ausführliche<br />
Berichte über Vorgehen werden mit Praxisbeispielen untermauert.<br />
Es gilt aber nicht nur das Augenmerk auf die Anlage, sondern<br />
auch auf das Betriebs- und Inst<strong>and</strong>haltungspersonal zu legen. In<br />
einer sich zurückentwickelnden Branche ist es umso wichtiger jungen<br />
Beschäftigten eine spannende und gesicherte Perspektive zu<br />
bieten, damit das nötige Knowhow und das Qualitätsbewusstsein<br />
bis zum letzten Betriebstag bzw. für zukünftige <strong>and</strong>ere Aufgaben<br />
in der Kraftwerksinst<strong>and</strong>haltung erhalten bleibt.<br />
Aber auch die traditionellen Themen, ergänzt mit innovativen<br />
Technologien, sollen nicht zu kurz kommen. Interessante Einzelmaßnahmen,<br />
Prozess-Optimierungen an verschiedenen St<strong>and</strong>orten<br />
sowie innovative Inst<strong>and</strong>haltungskonzepte werden für jeden interessante<br />
Anregungen bieten.<br />
Unsere Aussteller präsentieren sich in der begleitenden Virtuellen<br />
OnLine Fachausstellung. Mit den Spezialisten der Aussteller bietet<br />
sich allen Teilnehmenden eine gute Gelegenheit, geschäftliche<br />
Kontakte herzustellen oder zu vertiefen, weitere Diskussionen mit<br />
Vortragenden anzugehen und über verschiedene Aspekte und aktuelle<br />
Fragen zum Thema Inst<strong>and</strong>haltung zu diskutieren. Um diesem<br />
besonderen Austausch einen größeren Rahmen zukommen zu<br />
lassen haben wir auf dieser Konferenz einen größeren Zeitblock<br />
dafür reserviert.<br />
TAGUNGSPROGRAMM<br />
CONFERENCE PROGRAMME<br />
(Änderungen vorbehalten/Subject to changes)<br />
MITTWOCH, 23. JUNI <strong>2021</strong><br />
WEDNESDAY, 23 JUNE <strong>2021</strong><br />
09:45 Begrüßung und Eröffnung<br />
Welcome <strong>and</strong> opening<br />
Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover<br />
10:00<br />
P1<br />
10:30<br />
P2<br />
11:00<br />
P3<br />
Inst<strong>and</strong>haltung unter P<strong>and</strong>emiebedingungen<br />
aus Sicht der Betreiber<br />
Maintenance under p<strong>and</strong>emic conditions<br />
from the operator’s point <strong>of</strong> view<br />
Inst<strong>and</strong>haltung unter P<strong>and</strong>emiebedingungen<br />
aus Sicht der Servicefirmen<br />
Maintenance under p<strong>and</strong>emic conditions<br />
from the service companies’ point <strong>of</strong> view<br />
Podiumsdiskussion zu P1 und P2<br />
Panel discussion on P1 <strong>and</strong> P2<br />
Moderation: Dr.-Ing. Bernhard Leidinger,<br />
leidinger.technology, Mülheim an der Ruhr<br />
12:00 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung<br />
Break, Visit <strong>of</strong> the virtual exhibition<br />
Moderation: Dr. Thomas Porsche,<br />
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz<br />
13:30<br />
V1<br />
14:00<br />
V2<br />
Die <strong>VGB</strong>-TW 530 „Empfehlungen zum Betrieb und<br />
zur Überwachung von Kesselumwälzpumpen“ –<br />
St<strong>and</strong> der Lernkurve bei der Inst<strong>and</strong>haltung<br />
<strong>VGB</strong>-TW 530 “Recommendations <strong>for</strong> the operation <strong>and</strong><br />
monitoring <strong>of</strong> boiler circulation pumps” –<br />
Status <strong>of</strong> learning curve in field maintenance<br />
Dipl.-Ing. Ralf Nothdurft,<br />
EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Stuttgart,<br />
Dr.-Ing. Ralf Mohrmann, RWE Power AG, Essen<br />
Sicherung qualifizierter Prüfprogramme für<br />
Kesselsysteme durch Online- und Offline-<br />
Lebensdauerberechnung<br />
Securing qualified test programs <strong>for</strong> boiler systems by<br />
means <strong>of</strong> online <strong>and</strong> <strong>of</strong>fline life time calculations<br />
Dipl.-Ing. (FH) Thomas Hauke,<br />
Dipl.-Ing. (FH) Peter Jentsch,<br />
Lausitz Energie Kraftwerke AG, Cottbus<br />
Aktuelle In<strong>for</strong>mationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:<br />
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
14:30<br />
V3<br />
15:00<br />
V4<br />
15:30<br />
bis<br />
17:00<br />
08:30<br />
V5<br />
09:00<br />
V6<br />
09:30<br />
V7<br />
10:00<br />
V8<br />
Neuberohrung der Maschinenkondensatoren am<br />
500-MW-KW-Block<br />
Re-tubing condenser <strong>of</strong> a 500 MW power plant<br />
Mario Baer, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Boxberg,<br />
mgr inż. Kazimierz Ruszniak,<br />
Energoremont Sp. z o.o., Krasxnystaw/Pol<strong>and</strong><br />
Ingo Marx, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Peitz<br />
Ablösung der Turbinen- und Ertüchtigung<br />
Hauptleittechnik am 920-MW-Kraftwerksblock<br />
Lippendorf<br />
Replacement <strong>of</strong> the turbine instrumentation <strong>and</strong> control<br />
system <strong>and</strong> Upgrade <strong>of</strong> the main control system at the<br />
920 MW Unit <strong>of</strong> the Lippendorf power plant<br />
Jan Ziersch, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Lippendorf,<br />
Ulf Altmann, Lausitz Energie Kraftwerke AG, Schwarze<br />
Pumpe, Markus Wichert, Siemens Energy, Erlangen<br />
Es ist Zeit für die virtuelle Fachausstellung!<br />
It is time <strong>for</strong> the virtual exhibition!<br />
DONNERSTAG, 24. JUNI <strong>2021</strong><br />
THURSDAY, 24 JUNE <strong>2021</strong><br />
Moderation: Dipl.-Ing. (FH) Thomas Dimter,<br />
SWM Services GmbH, München<br />
Inst<strong>and</strong>haltung im Elektr<strong>of</strong>ilter ermöglicht<br />
Verbesserung von Abscheidungswerten<br />
Maintenance in the Electrostatic Precipitator<br />
enables Improvement <strong>of</strong> Precipitation Rates<br />
Dr. Josef von Stackelberg,<br />
Rico-Werk Eiserlo & Emmrich GmbH, Tönisvorst<br />
Optimierung der Lebensdauer und Effizienz durch<br />
innovative Schichtsilikat-basierte Schmierst<strong>of</strong>fadditive<br />
Longer Lifetime <strong>and</strong> Higher Efficiency through<br />
Innovative Phyllosilicate-based Lubricant Additives<br />
Dipl.-Ing. Stefan Bill, Dr. Petr Chizhik,<br />
REWITEC GmbH, Lahnau<br />
Zugesetzte Rohrbündelwärmeübertrager mit<br />
wirtschaftlichem Aufw<strong>and</strong> und geringen<br />
ökologischen Folgen retten – Wie?<br />
Saving used shell <strong>and</strong> tube heat transmitters with<br />
economic ef<strong>for</strong>t <strong>and</strong> low ecological consequences –<br />
How?<br />
Dipl.-Ing. Hans-Jürgen Kastner,<br />
Umwelt-Technik-Marketing, Brake<br />
Erfahrungen Flanschreparatur und Upgrade /<br />
Einsatz von Hochleistungsdichtungen mit definierten<br />
Funktionseigenschaften für kritische Anwendungen<br />
Experience in flange repair <strong>and</strong> upgrade /<br />
use <strong>of</strong> high-per<strong>for</strong>mance seals with defined functional<br />
properties <strong>for</strong> critical applications<br />
Thomas J. Ritter, Technetics Group, Neuss<br />
10:30 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung<br />
Break, Visit <strong>of</strong> the virtual exhibition<br />
Moderation: Dipl.-Ing. Ralf Görs,<br />
Stadtwerke Rostock AG, Rostock<br />
11:00<br />
V9<br />
11:30<br />
V10<br />
12:00<br />
V11<br />
Konservierung eines wassergekühlten<br />
Dampfturbinenkondensators bei<br />
Schnellstartbereitschaft<br />
Long term conservation <strong>of</strong> a water cooled turbine<br />
condenser with quickstart ability<br />
Dipl.-Ing. (FH) Christ<strong>of</strong> Fischer,<br />
Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Mainz,<br />
Dipl.-Ing. Wolfgang Czolkoss,<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
Korrosion unter Isolierung mit Beschichtungen<br />
vermeiden<br />
Reduce occurence <strong>of</strong> CUI with coating systems<br />
Andreas Hoyer,<br />
<strong>International</strong> Farbenwerke GmbH, Hamburg<br />
Neue hygienische An<strong>for</strong>derungen an Betrieb<br />
und Inst<strong>and</strong>haltung von Kühltürmen und<br />
Kühlwassersystemen<br />
New hygienic requirements <strong>for</strong> operation<br />
<strong>and</strong> maintenance <strong>of</strong> cooling towers<br />
<strong>and</strong> cooling water systems<br />
Dipl.-Ing. Wolfgang Czolkoss,<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V., Essen<br />
12:30 Pause, Besuch der virtuellen Ausstellung<br />
Break, Visit <strong>of</strong> the virtual exhibition<br />
Moderation: Burkhard Cramer,<br />
PreussenElektra GmbH, Hannover<br />
14:00<br />
V12<br />
14:30<br />
V13<br />
15:00<br />
V14<br />
An<strong>for</strong>derungen an Inst<strong>and</strong>haltungsbetriebe im<br />
Zeitalter der Digitalisierung<br />
Requirements <strong>for</strong> maintenance organizations<br />
due to digitalization<br />
Dipl.-Ing., Dipl.-Wirt.-Ing. Norman Barnekow,<br />
Geschäftsführer SolutiCon GmbH & Co. KG,<br />
Bad Soden am Taunus<br />
Digitaler Zwilling für den Inspektionsprozess<br />
eines Zellenkühlturms<br />
Digital Twin <strong>for</strong> the inspection process<br />
<strong>of</strong> a cell cooling tower<br />
M.Sc. Steffen Kunnen, Universität Duisburg-Essen,<br />
Duisburg, Dr. Alfred Heimsoth, keytech S<strong>of</strong>tware<br />
GmbH, Recklinghausen, Dr. Karsten Grasemann, Aero<br />
Solutions SAS, Oberhausen, Pr<strong>of</strong>. Dr. Arun Nagarajah,<br />
Universität Duisburg-Essen, Duisburg<br />
Digitalisierung und Schmierst<strong>of</strong>fanalysen –<br />
Condition Monitoring von Turbinen<br />
Digitalization <strong>and</strong> lubricant analyses –<br />
Condition Monitoring <strong>of</strong> turbines<br />
Stefan Mitterer, Michael Linnerer,<br />
OELCHECK GmbH, Brannenburg<br />
15:30 Schlussworte<br />
Closing words<br />
Burkhard Cramer, PreussenElektra GmbH, Hannover<br />
15:45 Ende der Veranstaltung<br />
End <strong>of</strong> the event<br />
Aktuelle In<strong>for</strong>mationen zu dieser Veranstaltung finden Sie auf unserer Webseite:<br />
‣ www.vgb.org/veranstaltungen.html
<strong>VGB</strong> CONFERENCE<br />
INSTANDHALTUNG<br />
IN KRAFTWERKEN<br />
MAINTENANCE<br />
IN POWER PLANTS<br />
INFORMATIONEN ZUR VERANSTALTUNG<br />
TAGUNGSORT<br />
Live & OnLine<br />
KONFERENZSPRACHE<br />
Die Konferenzsprachen sind Deutsch und Englisch.<br />
FACHAUSSTELLUNG | ONLINE<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Angela Langen<br />
Tel.: +49 201 8128-310<br />
E-Mail: angela.langen@vgb.org<br />
ONLINEANMELDUNG<br />
L www.vgb.org/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />
TEILNAHMEBEDINGUNGEN<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglieder € 450,00<br />
Nichtmitglieder * € 590,00<br />
Hochschule, Behörde, Ruheständler € 180,00<br />
* Auf Wunsch unterbreiten wir Ihnen gerne ein Angebot für eine <strong>VGB</strong>-<br />
Mitgliedschaft. Bitte sprechen Sie uns an. In<strong>for</strong>mationen hierzu können<br />
Sie vorab unserer Website entnehmen<br />
L www.vgb.org/mitglied_werden.html<br />
Die Teilnehmergebühren sind mehrwertsteuerfrei.<br />
Die Teilnahmegebühren schließen das Tagungsprogramm inkl. Teilnehmerverzeichnis<br />
und den Tagungsb<strong>and</strong> ein.<br />
Für Teilnehmende von Unternehmen mit Sitz in einem Mitgliedsl<strong>and</strong> der<br />
Europäischen Union außerhalb von Deutschl<strong>and</strong> ist zum Zwecke einer<br />
korrekten Rechnungslegung die Angabe der Umsatzsteuer-Identifikations-<br />
Nummer (Value-Added-Tax) zwingend er<strong>for</strong>derlich. Fehlt diese Angabe,<br />
ist die Annahme der Anmeldung nicht möglich.<br />
Bei Rücktritt werden folgende Gebühren einbehalten:<br />
Bis 14 Tage vor Beginn der Veranstaltung € 50,00<br />
Innerhalb von 14 Tagen vor Beginn der Veranstaltung 100 %<br />
Es werden ausschließlich schriftliche Stornierungen akzeptiert.<br />
TAGUNGSUNTERLAGEN/VERÖFFENTLICHUNGEN<br />
Ein Tagungsprogramm inklusive Teilnehmerverzeichnis sowie ein<br />
Tagungsb<strong>and</strong> werden den Teilnehmern zur Verfügung gestellt.<br />
Die Vorträge stehen den Teilnehmenden ab dem 25. Juni <strong>2021</strong> auf der<br />
<strong>VGB</strong>-Web site zum Download zur Verfügung. Der Hinweis hierzu erfolgt<br />
im Tagungsprogramm.<br />
PRACTICAL INFORMATION<br />
VENUE<br />
Line & OnLine<br />
CONFERENCE LANGUAGE<br />
The conference languages are German <strong>and</strong> English.<br />
TECHNICAL EXHIBITION | ONLINE<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen, Germany<br />
Angela Langen<br />
Tel.: +49 201 8128-310<br />
E-mail: angela.langen@vgb.org<br />
ONLINE REGISTRATION<br />
L www.vgb.org/en/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />
ATTENDANCE FEES<br />
<strong>VGB</strong>-Members € 450.00<br />
Non-Member * € 590.00<br />
University, public authorities, retired € 180.00<br />
* We will be pleased to submit an <strong>of</strong>fer <strong>for</strong> a <strong>VGB</strong> membership on request.<br />
Please contact us. You can find in<strong>for</strong>mation on this in advance<br />
on our website:<br />
L www.vgb.org/en/becoming_a_member<br />
The attendance fees are VAT free.<br />
The attendance fees include the conference programme <strong>and</strong> participation<br />
lists well as lectures.<br />
For participants <strong>of</strong> companies based in a member state <strong>of</strong> the European<br />
Union outside <strong>of</strong> Germany, the indication <strong>of</strong> the value added tax identification<br />
number (Value-Added-Tax) is m<strong>and</strong>atory <strong>for</strong> the purpose <strong>of</strong> correct<br />
accounting. If this in<strong>for</strong>mation is missing, acceptance <strong>of</strong> the registration is<br />
not possible.<br />
The following processing fees will be charged <strong>for</strong> cancellation <strong>of</strong> the<br />
registration:<br />
Up to 14 days prior to the conference € 50.00<br />
Within 14 days prior to the conference 100 %<br />
Only written cancellations are accepted.<br />
CONFERENCE DOCUMENTS/PUBLICATIONS<br />
A conference programme, including a list <strong>of</strong> participants as well as the<br />
conference proceedings, will be made available <strong>for</strong> the participants.<br />
The lectures will be available <strong>for</strong> download on 25 June <strong>2021</strong> on the<br />
<strong>VGB</strong> website. The in<strong>for</strong>mation will be printed in the conference programme.<br />
Foto: © TGM Kanis Turbinen GmbH<br />
ONLINE REGISTRATION & INFORMATION<br />
L www.vgb.org/inst<strong>and</strong>haltung_kraftwerken<strong>2021</strong>.html<br />
Kontakt/Contact: Diana Ringh<strong>of</strong>f | Tel.: +49 201 8128-232 | Fax: +49 201 8128-321| E-Mail: vgb-inst-kw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V. | Deilbachtal 173 | 45257 Essen | Germany | www.vgb.org
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes<br />
Quo vadis, grid stability?<br />
Challenges increase as generation<br />
portfolio changes<br />
Kai Kosowski <strong>and</strong> Frank Diercks<br />
Kurzfassung<br />
Quo vadis, Netzstabilität?<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen wachsen mit der<br />
Veränderung des Erzeugungsportfolios<br />
Das Stromerzeugungsportfolio im deutschen<br />
Hochspannungs-Übertragungs- und Verteilnetz<br />
verändert sich seit 2011 ständig. Nach mehreren<br />
Jahrzehnten mit einer relativ konstanten<br />
Segmentierung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast<br />
und einem entsprechend darauf ausgelegten<br />
Kraftwerkspark haben sich in den letzten 10<br />
Jahren deutliche Veränderungen ergeben. Als<br />
wichtiges Ergebnis der sogenannten Energiewende,<br />
die 2011 mit der Abschaltung der ersten<br />
deutschen Kernkraftwerke (KKW) nach dem<br />
Reaktorunfall in Fukushima begann, werden<br />
die letzten KKWs bis Ende 2022 endgültig vom<br />
Netz gehen.<br />
Das Kohleausstiegsgesetz vom 8. August 2020,<br />
eine weitreichende Änderung mit Bedeutung<br />
für die Energiewirtschaft in Deutschl<strong>and</strong>, verlangt<br />
die Abschaltung aller Kohlekraftwerke bis<br />
spätestens 2038.<br />
Spätestens ab diesem Zeitpunkt wird es im<br />
deutschen Kraftwerkspark keine großen, induktiven<br />
Kraftwerke zur Erzeugung von<br />
Grundlast mehr geben.<br />
l<br />
Authors<br />
Dr. Kai Kosowski<br />
Systems Engineering <strong>and</strong> Safety Analyses<br />
Frank Diercks<br />
Systems Engineering <strong>and</strong> Safety Analyses<br />
PreussenElektra GmbH<br />
Hannover, Germany<br />
Introduction<br />
The power generation portfolio in the German<br />
high voltage transmission <strong>and</strong> distribution<br />
system has been constantly changing<br />
since 2011. After several decades with<br />
relatively constant segmentation into base-<br />
, medium- <strong>and</strong> peak-load <strong>and</strong> a power plant<br />
park designed accordingly <strong>for</strong> these purposes,<br />
significant changes have occurred in<br />
the last 10 years. As an important result <strong>of</strong><br />
the so-called Energiewende 1 , starting in<br />
2011 with the shutdown <strong>of</strong> the first German<br />
nuclear power plants (NPP) after the reactor<br />
accident in Fukushima, the last NPPs<br />
will go eventually <strong>of</strong>fline by the end <strong>of</strong><br />
2022.<br />
The Coal Phase-Out Act <strong>of</strong> August 8th,<br />
2020, a far-reaching edit with significance<br />
<strong>for</strong> the energy industry in Germany, requires<br />
the shutdown <strong>of</strong> all coal-fired power<br />
plants by 2038 at the latest.<br />
From this point in time at the latest, there<br />
will be no large, inductive power plants <strong>for</strong><br />
generating base load in the German power<br />
plant park.<br />
Basic mechanism <strong>for</strong> a stable<br />
electrical power grid<br />
The electrical power grid is stable when<br />
generation <strong>and</strong> consumption are balanced<br />
within the overall system. Excess electrical<br />
energy cannot be stored directly, <strong>and</strong> the<br />
grid itself cannot store any energy. Generated<br />
electricity needs to be consumed instantaneously.<br />
Indirect storage in pumped<br />
hydroelectric energy storage, battery storage<br />
systems, or by other storage technology<br />
are possible in principle, but are only<br />
implemented to a limited extent in today’s<br />
electricity supply system [1].<br />
The biggest Battery Energy <strong>Storage</strong> System<br />
(BESS) in central Europe is in Jardelund/<br />
Germany close to the German <strong>of</strong>fshore<br />
wind farms in the North Sea. The BESS<br />
Jardelund has a power <strong>of</strong> 48 MW, fully<br />
charged, <strong>and</strong> provides 50 MWh <strong>of</strong> energy<br />
be<strong>for</strong>e needing to be recharged [2]. In<br />
comparison to the power class <strong>of</strong> a<br />
conventional 1,100 MW coal-fired power<br />
plant or even a 1,300 MW NPP, the capacity<br />
<strong>of</strong> BESS Jardelund would be exhausted after<br />
2 min 44 sec <strong>of</strong> the coal-fired power<br />
plant respectively after 2 min 18 sec <strong>of</strong> the<br />
NPP full load operating time.<br />
In principle, BESS could make a contribution<br />
to storing energy resulting from excess<br />
generation by renewables. A review <strong>of</strong> energy<br />
storage technologies in cooperation<br />
with wind farms is given by Rabiej [3].<br />
Many publications are produced around<br />
the globe which investigate the potential<br />
contribution <strong>of</strong> BESS. Those BESS<br />
should be used to enhance the stability<br />
<strong>of</strong> the power grid, ensuring system reliability,<br />
increased grid flexibility, <strong>and</strong> to<br />
make further expansion <strong>of</strong> renewable energy<br />
possible – all in regard to the changing<br />
electricity market’s growing influence<br />
<strong>of</strong> renewables [2, 4, 5, 6]. The application<br />
<strong>of</strong> BESS is promising, but still at a<br />
deployment level in terms <strong>of</strong> maturity,<br />
power spectrum <strong>and</strong> recharge/discharge<br />
capa city [7, 8].<br />
A brief assessment <strong>of</strong> the power spectrum<br />
illustrates the current situation <strong>of</strong> BESS:<br />
the annual total net generation in Germany<br />
in 2018 was 592.3 TWh [9], which means<br />
an average net generation <strong>of</strong> about 1.6 TWh<br />
on a daily basis is required, orders <strong>of</strong> magnitudes<br />
greater than the storage capacity <strong>of</strong><br />
the largest European BESS Jardelund. The<br />
prognoses <strong>of</strong> storage requirements in Germany<br />
vary widely from only 2 8 TWh up to<br />
61 TWh in [10], 16 TWh in [11] 3 , <strong>and</strong><br />
22 TWh in [12] or even 80 TWh in [13] depending<br />
on the deployment level <strong>of</strong> renewables.<br />
It is questionable if studies <strong>of</strong>fering<br />
lower capacity prognoses have considered<br />
that weather phenomena like the Dunkel-<br />
1<br />
German energy transition.<br />
2<br />
Even the smallest prognose 8 TWh storage capacity<br />
means unbelievable 160,000 times the<br />
BESS Jardelund.<br />
3<br />
Authors <strong>of</strong> [11] are assigned to the affirmatives<br />
<strong>of</strong> the energy transition. It is noteworthy<br />
that they deny explicitly the statements made<br />
in [12]. The smaller numbers were obtained<br />
since curtailment <strong>of</strong> renewables has also been<br />
considered but not in [12]. In that case, the<br />
comparison is hampered.<br />
37
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
National dem<strong>and</strong> in GW<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
Total dem<strong>and</strong><br />
Peaking<br />
Load cycling <strong>and</strong><br />
Baseload<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
Total dem<strong>and</strong><br />
Solar<br />
Wind<br />
Residual dem<strong>and</strong><br />
0<br />
0<br />
0 3 6 9 12 15 18 21 24 0 3 6 9 12 15 18 21 24<br />
Time <strong>of</strong> day in h<br />
Time <strong>of</strong> day in h<br />
Fig. 1. Covering daily dem<strong>and</strong> be<strong>for</strong>e appearance <strong>of</strong> renewables (left), coping with renewables with leftover dem<strong>and</strong> [19].<br />
flaute 4 will never occur with fully charged<br />
batteries, which would additionally increase<br />
required dem<strong>and</strong>.<br />
Cost estimates are given in [17] referenced<br />
in [16] <strong>and</strong> can be projected to 750 Euro<br />
per kWh capacity in 2020, to 300 Euro per<br />
kWh in 2030 <strong>and</strong> to 150 Euro per kWh in<br />
2050 due to economies <strong>of</strong> scale. With today’s<br />
prices, the commission <strong>of</strong> the smallest<br />
storage capacity (8 TWh) would cost 6<br />
trillion (10 12 ) Euro, operational costs<br />
excluded. These enormous costs must be<br />
additionally associated with the comparably<br />
short lifetime <strong>of</strong> BESS, approximately<br />
10 years (see i.e. [18]).<br />
Currently, the only mature, fully commercialized<br />
energy storage technology within<br />
a seriously considered power is pumped<br />
hydroelectric energy storage. Disadvantages<br />
in comparison to other generating<br />
units is, that they turn to consumers<br />
when it is necessary to recharge their upper<br />
located water reservoirs; in contrast,<br />
they have no fuel costs except the power<br />
needed <strong>for</strong> pumping mode. Thus, economical<br />
aspects come into play regarding<br />
variable costs.<br />
Particularly in Germany with its northsouth<br />
divide <strong>of</strong> coast <strong>and</strong> mountains,<br />
pumped hydroelectric energy storages appear<br />
in the south by reason <strong>of</strong> necessary<br />
geodetical height, whereas wind farms are<br />
in the flat northern countryside, or <strong>of</strong>fshore,<br />
along the coast, with enhanced upstream<br />
flow conditions due to the lack <strong>of</strong><br />
mountainous “obstacles.”<br />
In addition, there is another relevant<br />
north-south divide in Germany 5 in terms <strong>of</strong><br />
4<br />
Dunkelflaute is a compound German word<br />
combining “Dunkelheit” (darkness) <strong>and</strong><br />
“Windflaute” (little wind). It is used in the<br />
context <strong>of</strong> energy sector <strong>and</strong> describes periods<br />
when solar <strong>and</strong> wind power generation is very<br />
low. In Germany a Dunkelflaute may last about<br />
2 weeks, particularly in winter season. Reference<br />
is given i.e. to [14] <strong>and</strong> [15].<br />
5<br />
There are a lot <strong>of</strong> north-south divides in Germany<br />
but that is beside the topic.<br />
high industrialization in the south (<strong>and</strong><br />
west) <strong>and</strong> the northern regions, generally<br />
characterized as more rural <strong>and</strong> agricultural.<br />
Thus, in the south, pumped hydroelectric<br />
energy storage predominates near<br />
huge industrial consumers. In the north,<br />
wind farms (particularly those located <strong>of</strong>fshore)<br />
tend to be further from load centers.<br />
In today’s overall climate <strong>of</strong> expansion <strong>of</strong><br />
energy storage systems, the introductory<br />
statement remains valid: generated electricity<br />
needs to be consumed instantaneously.<br />
From a technical point <strong>of</strong> view, the power<br />
balance is maintained when the grid frequency<br />
is kept within a very narrow range<br />
around the setpoint <strong>of</strong> 50 Hz. If consumption<br />
exceeds generation, energy is withdrawn<br />
from the rotating generators <strong>of</strong> the<br />
power plants, <strong>and</strong> consequently grid<br />
frequency drops, with the obverse true if<br />
generation exceeds consumption. Control<br />
systems must have access to controllable<br />
power generating units or controllable<br />
consumption devices in order to be able to<br />
return the current imbalance in a targeted<br />
manner [1].<br />
The scale-pan <strong>of</strong> consumption is characterized<br />
by the day-to-day constant consumer<br />
load pr<strong>of</strong>ile <strong>for</strong> ordinary working or weekend<br />
days with seasonal <strong>and</strong> predictable<br />
long-term fluctuations over decades. At<br />
times, special events take place <strong>and</strong> characterize<br />
the consumer load pr<strong>of</strong>ile differently<br />
to the ordinary day (viz., the “roast goosepeak”<br />
or the “church attendance-sink” at<br />
Christmas or the finale <strong>of</strong> a soccer game<br />
with German participation). These events<br />
are singular, predictable, <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e<br />
easy to h<strong>and</strong>le <strong>for</strong> the control systems in<br />
charge <strong>of</strong> the operational readiness <strong>of</strong> additional<br />
generating units, if available in the<br />
system.<br />
The scale-pan <strong>of</strong> power generation tends to<br />
follow suit regarding the consumer energy<br />
dem<strong>and</strong> pr<strong>of</strong>ile illustrated in F i g u r e 1. In<br />
previous decades, prior to the growth <strong>of</strong><br />
renewable energy, (left-h<strong>and</strong> side <strong>of</strong> F i g -<br />
u r e 1 ), the power supply was divided into<br />
the three categories: 24 h night <strong>and</strong> day<br />
base load, load following during daytime,<br />
<strong>and</strong> peak load <strong>for</strong> a short daily period 6 .<br />
The electrical power generation system<br />
consists <strong>of</strong> a range <strong>of</strong> units utilizing varying<br />
fuel sources <strong>for</strong> electrical generation, up to<br />
<strong>and</strong> including auxiliary power <strong>for</strong> pumped<br />
hydroelectric energy storage used <strong>for</strong> recharging.<br />
In balancing generation <strong>and</strong> dem<strong>and</strong>,<br />
it is customary to operate the generating<br />
units in that sequence to minimize<br />
overall operating costs. There<strong>for</strong>e, the generating<br />
units with the lowest marginal production<br />
costs are operated at full load as<br />
long as possible to cover the baseload.<br />
Generating units with higher marginal production<br />
costs are operated with changing<br />
electrical output to match generation with<br />
residual dem<strong>and</strong> beyond baseload. The<br />
generating units with the highest marginal<br />
production costs are only operated during<br />
day peaks, with pumped hydroelectric energy<br />
storage having recharged upper water<br />
reservoirs during low price base load periods.<br />
This cost-optimal employment sequence<br />
<strong>of</strong> the generating units is known as<br />
merit order.<br />
All available generating units are sorted in<br />
ascending order according to calculated<br />
marginal costs, <strong>and</strong> plotted against the cumulative<br />
installed electrical power, see<br />
F i g u r e 2 . Current dem<strong>and</strong> indicates the<br />
generating unit which must be employed.<br />
It then becomes the marginal power plant<br />
with the highest current costs. The left<br />
panel in F i g u r e 2 shows sorted generating<br />
units covering dem<strong>and</strong> with the market-clearing<br />
price <strong>of</strong> the marginal power<br />
plant. The units indicated to the right <strong>of</strong><br />
the current dem<strong>and</strong> are not requested,<br />
since dem<strong>and</strong> is already covered, <strong>and</strong> they<br />
cannot provide power <strong>for</strong> price. Generating<br />
units with marginal production costs that<br />
are lower than the market-clearing price<br />
benefit from earning incremental reve-<br />
6<br />
For example, at the early evening homecoming<br />
from work but with still running <strong>and</strong> power<br />
consuming industry.<br />
38
Dem<strong>and</strong><br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes<br />
Marginal costs in €/MWh<br />
Market price<br />
Marginal costs in €/MWh<br />
Merit order effect <strong>of</strong> renewables<br />
New market price<br />
Renewables<br />
Dem<strong>and</strong><br />
Capacity <strong>for</strong>ced out<br />
Capacity in GW<br />
Capacity in GW<br />
Nuclear Lignite Hard coal Natural gas Oil<br />
Fig. 2. Principle <strong>of</strong> merit order in <strong>for</strong>mer times without renewables (left) <strong>and</strong> with must-run renewables (adapted from [21]).<br />
nues, which contribute to their fixed costs.<br />
The marginal power plant is only able to<br />
cover its variable operating <strong>and</strong> maintenance<br />
costs [20].<br />
With the deployment <strong>of</strong> renewable technologies,<br />
the merit order <strong>of</strong> generating<br />
units is no longer driven by economic aspects.<br />
The legal framework <strong>for</strong> the expansion<br />
<strong>of</strong> renewable energies in Germany is<br />
found in the Renew able Energy Sources<br />
Act [22]. On one h<strong>and</strong>, it regulates the priority<br />
supply <strong>of</strong> electricity from renewable<br />
sources into the power grid. On the other,<br />
the law determines a guaranteed feed-in<br />
remuneration <strong>for</strong> renewables which elevates<br />
them to a special status. Whenever<br />
wind is blowing or the sun is shining, the<br />
operators can feed into the power grid,<br />
without caring whether it is needed. The<br />
status <strong>of</strong> renewables can be described as<br />
“must-run” 7 in the merit order.<br />
The “must-run” renewables with marginal<br />
costs near zero are sorted at the beginning<br />
<strong>of</strong> the ascending order <strong>and</strong> shift the whole<br />
conventional fleet <strong>of</strong> generating units to<br />
the right side <strong>of</strong> the diagram (right panel in<br />
F i g u r e 2 ). Due to the reduced residual<br />
dem<strong>and</strong> covered by the conventional fleet<br />
(F i g u r e 1 , right-h<strong>and</strong> side), the threshold<br />
<strong>for</strong> the last generating unit to be requested<br />
will be a cheaper one than in the<br />
previous example. The previous marginal<br />
power plant, suffering from low capacity, is<br />
<strong>for</strong>ced out <strong>of</strong> the market, with the units<br />
represented on the right coming into play<br />
with increasing rarity. With fewer operational<br />
hours <strong>of</strong> the units <strong>for</strong>ced out, fuel<br />
costs per MWh rise, which make requests<br />
<strong>for</strong> reemergence into the market even more<br />
difficult.<br />
Ultimately, it is always a matter <strong>of</strong> costs,<br />
<strong>and</strong>, finally, if one may ruminate with a<br />
7<br />
The term “must-run” is not yet correct. The<br />
privilege has been abridged by an amendment<br />
<strong>of</strong> the Renewable Energy Sources Act. More<br />
in<strong>for</strong>mation will be provided in a further chapter<br />
about misalignments.<br />
soupçon <strong>of</strong> bemusement, a matter <strong>of</strong> soothing<br />
the green conscience. At first glance,<br />
nature seems to provide that much-vaunted<br />
win-win situation: the sun is shining, the<br />
wind whips round the blades <strong>of</strong> windmills,<br />
<strong>and</strong> costs are nil. Current dem<strong>and</strong> should<br />
thus dictate that expensive gas-fired power<br />
generation be <strong>for</strong>ced out by renewables,<br />
which then engenders a reduction <strong>of</strong><br />
wholesale power prices, which in turn has a<br />
negative impact on the pr<strong>of</strong>itability <strong>of</strong> conventional<br />
power plants [23]. Thus, the<br />
cheaper generating units on the left-h<strong>and</strong><br />
side must content themselves with lower<br />
incremental revenues. This is known as the<br />
merit order effect <strong>of</strong> renewables. The matter<br />
<strong>of</strong> minimizing costs would seemingly<br />
appear to be settled. Furthermore, as fossilfired<br />
generating units are <strong>for</strong>ced out <strong>of</strong> the<br />
market, societal awareness <strong>of</strong> the environment,<br />
specifically <strong>of</strong> sustainable concepts<br />
fomented to combat climate change, <strong>and</strong><br />
governmental strategies designed to reduce<br />
carbon emissions, are on the ascent. The<br />
matter <strong>of</strong> the soothing <strong>of</strong> the green conscience<br />
might also seem to be covered, but<br />
in truth this mollification is easier pontificated<br />
than achieved.<br />
The main issue that counteracts the winwin-consideration<br />
is that renewables have<br />
largely intermittent output with limited<br />
predictability, a result not correlated with<br />
variations in electricity dem<strong>and</strong> [19], if so,<br />
it is pure coincidence. To posit these realities<br />
within the cant <strong>of</strong> pragmatic resignation,<br />
consider this idiom: “When wind is<br />
there, it’s there:” [24]. Rather than steadying<br />
supply, renewables disturb ef<strong>for</strong>ts to<br />
maintain grid frequency stability due to<br />
their unreliability – <strong>for</strong>ecast deviations preclude<br />
the energy from being dispatched.<br />
The supply curve increases <strong>and</strong> decreases<br />
depending upon climatological conditions.<br />
The greater the penetration <strong>of</strong> renewables,<br />
the larger the shift in the supply curve, coupled<br />
with a rise in price volatility [20].<br />
One <strong>of</strong> the core tasks <strong>of</strong> Transmission System<br />
Operators (TSO) is to ensure system<br />
stability. TSOs fulfill this task through ancillary<br />
services, including, amongst others,<br />
the maintenance <strong>of</strong> power balance <strong>and</strong> frequency<br />
through the provision <strong>and</strong> application<br />
<strong>of</strong> three different kinds <strong>of</strong> balancing<br />
reserve in the continental European transmission<br />
network [9].<br />
The primary control reserve 8 immediately<br />
stabilizes the frequency after a disturbance<br />
within 30 seconds at a steady-state value<br />
by joint action within the entire continental<br />
European synchronous area. It is completely<br />
automated <strong>and</strong> delegated to the largescale<br />
power plants [25]. The subsequent<br />
secondary control reserve 9 is triggered by<br />
the disturbed load frequency area <strong>and</strong> returns<br />
the frequency towards its set point<br />
within 5 minutes. The primary control reserve<br />
remains activated until it is fully replaced<br />
by the secondary reserve in a rampwise<br />
characteristic so that the work capability<br />
<strong>of</strong> the primary reserve control is<br />
restored again <strong>for</strong> the next possible disturbance.<br />
Additionally, the secondary reserve<br />
is replaced <strong>and</strong>/or supported by the tertiary<br />
control reserve (or minute reserve) 10<br />
within fifteen minutes in a ramp <strong>for</strong>m [26].<br />
The dynamic hierarchy <strong>of</strong> the balancing reserve<br />
is illustrated in F i g u r e 3 . In recent<br />
years, with growing deployment <strong>and</strong> penetration<br />
<strong>of</strong> must-run renewables linked<br />
with reduced inertia, grid maintenance<br />
complexity has increased enormously.<br />
Role <strong>of</strong> the nuclear power in grid<br />
stability<br />
NPPs belong to generating units with the<br />
lowest marginal production costs. Thus,<br />
following the rules <strong>of</strong> merit order, they are<br />
8<br />
Also called Frequency Containment Process<br />
(FCR).<br />
9<br />
Also called Frequency Restoration Process<br />
(FRR).<br />
10<br />
Also called Reserve Replacement Process<br />
(RR).<br />
39
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
f<br />
Starting point – e.g. power station trip<br />
5 s 30 s 15 min 1 h<br />
Primary<br />
Transmission system operator<br />
Secondary<br />
Minute reserve<br />
5 s 30 s 15 min 1 h<br />
Fig. 3. Dynamic hierarchy <strong>of</strong> load-frequency control processes [26, 27].<br />
Frequency<br />
Hour<br />
reserve<br />
Balanceresponsible<br />
party<br />
through 1985 [31]. Regarding the ascending<br />
order <strong>of</strong> generating units in the merit<br />
order diagram, it would have led to a very<br />
broad interpretation <strong>of</strong> the NPP category.<br />
In the <strong>for</strong>ward-looking 1985 scenario,<br />
NPPs would have undertaken duties beyond<br />
baseload operation, including load<br />
following operations. The design <strong>of</strong> NPPs<br />
already had to be adapted <strong>for</strong> that purpose<br />
in their planning phases to have the flexibility<br />
to meet the requirements <strong>of</strong> the designated<br />
scenarios with large shares <strong>of</strong><br />
nuclear power. In the end, the commission<br />
<strong>of</strong> 50 GW installed capacity was not realized,<br />
but constructed NPPs have been given<br />
the cap ability <strong>of</strong> flexible operation by<br />
design (<strong>and</strong> not by retr<strong>of</strong>it).<br />
The load change rate over time is shown in<br />
F i g u r e 4 <strong>for</strong> various thermal generating<br />
units. The NPPs have the largest load<br />
change rate, paired with the biggest power<br />
generation per single unit. Load following<br />
Power <strong>Generation</strong> in MW<br />
1600<br />
1400<br />
1200<br />
1000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
New CCGT plant<br />
Maximum power 880 MW<br />
Minimum power 260 MW<br />
Load change rate ±36 MW/min<br />
Nuclear power plant (50-100% Pn)<br />
Maximum power 1400 MW<br />
Minimum power 700 MW<br />
Load change rate ±70 MW/min<br />
200<br />
New GT plant<br />
New hard coal-fired power plant<br />
Maximum power 340 MW<br />
Maximum power 1000 MW<br />
Minimum power 85 MW<br />
Minimum power 250 MW<br />
0<br />
Load change rate ±36 MW/min Load change rate ±40 MW/min<br />
0 5 10 15 20 25 30 35<br />
Time in min<br />
operated at full load when possible. The<br />
public perception <strong>of</strong> NPPs suggests that<br />
they are only made <strong>for</strong> baseload operations<br />
<strong>and</strong> are too inflexible <strong>for</strong> any kind <strong>of</strong> load<br />
change. Such pronouncements were aired<br />
not just by anti-nuclear organizations but<br />
also by the German Federal Environment<br />
Ministry, which ascertained that NPPs are<br />
the most inflexible facilities within the traditional<br />
power plant fleet due to their inflexibility<br />
<strong>and</strong> frequent starts <strong>and</strong> shutdowns,<br />
<strong>and</strong>, if possible, should be avoided<br />
<strong>for</strong> safety reasons [28] (in [29]). During<br />
discussions in the late 2000s regarding lifetime<br />
extensions <strong>of</strong> NPPs, sloganeers suggested<br />
that the plants might clog the power<br />
grid <strong>and</strong> jeopardize the development <strong>of</strong><br />
renewable energies.<br />
Among the curious myths surrounding nuclear<br />
energy that have been met with dismay<br />
<strong>and</strong> incomprehension by experts, allegations<br />
<strong>of</strong> inflexibility earn a special,<br />
Stygian ranking, due to the simple fact that<br />
the exact opposite is true [30].<br />
Of course, due to low marginal production<br />
costs, NPPs have reliably contributed to<br />
base load dem<strong>and</strong> over the decades since<br />
their introduction. Due to market<br />
mechanisms, there was never an economic<br />
need to throttle the power <strong>of</strong> the NPPs if<br />
more expensive generating units remained<br />
in operation. A persistent canard suggests<br />
that due to their supposed inability to manage<br />
load changes – not because <strong>of</strong> their<br />
low-cost operational status – NPPs ran only<br />
in base load. This supposition proved apparently<br />
sturdy, however, <strong>and</strong> the perception<br />
that NPPs always operated at full power<br />
– or were only able to do so – became<br />
entrenched. Even published power chart<br />
illustrations mirrored the conjecture, that<br />
NPP “always” or rather “only can” operate<br />
at full power.<br />
In fact, German NPPs are the most flexible<br />
generating units in the portfolio, <strong>and</strong> were<br />
particularly able to demonstrate that capability<br />
in practice. In the case <strong>of</strong> renewables’<br />
high feed-in, it more frequently occurs that<br />
a huge part <strong>of</strong> current dem<strong>and</strong> is covered<br />
by renewable sources, with one <strong>of</strong> the NPPs<br />
then becoming the marginal power plant,<br />
<strong>and</strong> all fossil-fired plants located on the<br />
right-h<strong>and</strong> side <strong>of</strong> the NPPs in the merit order<br />
diagram (F i g u r e 1 right-h<strong>and</strong> side)<br />
not being employed at that moment –<br />
always a snapshot – <strong>and</strong> are thus <strong>for</strong>ced out<br />
<strong>of</strong> the market. In that case, even the NPPs<br />
must throttle power generation. Due to the<br />
geographical imbalance, NPPs in the north<br />
are particularly affected to conduct load<br />
following operations.<br />
Their high flexibility remains an open question.<br />
Due to the oil crisis <strong>and</strong> its tremendous<br />
dependency on <strong>for</strong>eign energy resources,<br />
Chancellor Willy Br<strong>and</strong>t’s government<br />
launched the first German energy<br />
program in 1973. Among other issues, the<br />
intention <strong>of</strong> the initiative was to increase<br />
the capacity <strong>of</strong> NPPs up to at least<br />
40 GW, <strong>and</strong> preferably up to 50 GW,<br />
Nuclear power plant (80-100% Pn)<br />
Maximum power 1400 MW<br />
Minimum power 1120 MW<br />
Load change rate ±140 MW/min<br />
Nuclear power plant (20-100% Pn)<br />
Maximum power 1400 MW<br />
Minimum power 280 MW<br />
Load change rate ±42 MW/min<br />
Old lignite-fired power plant<br />
Maximum power 900 MW<br />
Minimum power 540 MW<br />
Load change rate ±9 MW/min<br />
Fig. 4. Comparison <strong>of</strong> load change rates <strong>of</strong> conventional generating units (adapted from [33] with<br />
data from [32] <strong>and</strong> [34]).<br />
down to 50 % can be conducted in NPPs<br />
with a gradient <strong>of</strong> 5 % <strong>of</strong> nominal power<br />
per minute, down to 80 % (but not below)<br />
even with a gradient <strong>of</strong> 10 % per minute;<br />
thus, with an enormous 140 MW/min.<br />
The operating manuals 11 <strong>of</strong> the KWU-type<br />
PWR, which contain all operational<br />
<strong>and</strong> safety-related instructions, indicate<br />
even higher per<strong>for</strong>mance ranges. Load<br />
changes <strong>of</strong> up to 80 % <strong>of</strong> nominal power –<br />
thus, down to 20 % – are permitted (published<br />
e.g. in [32]). This strong load reduction<br />
comes at the expense <strong>of</strong> the<br />
load change rate. It decreases to a gradient<br />
<strong>of</strong> 3 % <strong>of</strong> nominal power per minute<br />
(42 MW/min), which is, however, still<br />
competitive with the fossil-fired power<br />
plants.<br />
The fastest non-nuclear units are a small<br />
number <strong>of</strong> new fossil-fired power plants,<br />
which were designed in consideration <strong>of</strong><br />
11<br />
Not publicly accessible.<br />
40
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes<br />
the increased dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> flexibility. With<br />
changing markets <strong>and</strong> the prioritized, fluctuating<br />
feed-in <strong>of</strong> renewables, ef<strong>for</strong>ts were<br />
made to enhance the design <strong>of</strong> coal-fired<br />
plants to more suitably meet load following<br />
requirements. Enhancements were implemented<br />
to further lower minimum permissible<br />
power, but not expressly to increase<br />
the load change rate [35]. Factors limiting<br />
an increase <strong>of</strong> load change rate in coal-fired<br />
power plants include combustion per<strong>for</strong>mance,<br />
the mass flow <strong>of</strong> fossil fuel through<br />
the coal mill, <strong>and</strong> particularly the thermal<br />
stress <strong>of</strong> thick-walled components. Fluctuations<br />
<strong>of</strong> pressure <strong>and</strong> vapor temperature<br />
due to declining control accuracy also play<br />
roles as limiting factors [36]. The best per<strong>for</strong>ming<br />
units reach a gradient <strong>of</strong> around<br />
40 MW/min 12 .<br />
The load change in NPPs is not limited to a<br />
mass flow <strong>of</strong> fuel. Due to the high energy<br />
density <strong>of</strong> a nuclear core, a smooth insertion<br />
or withdrawal <strong>of</strong> control rods leads to<br />
a strong load change. The thermal stress <strong>of</strong><br />
components as limiting factors <strong>for</strong> the load<br />
change rate is not that significant in NPPs<br />
as well. Regarding secondary circuit, water-moderated<br />
NPPs do not superheat<br />
steam to obtain high efficiency, as do fossilfired<br />
plants 13 . The steam generation in<br />
water-moderated NPPs is limited to the<br />
saturated vapor line. Temperature differences<br />
are not as high as in power plants<br />
with superheating capabilities.<br />
One <strong>of</strong> the hallmarks <strong>of</strong> KWU-type pressurized<br />
water reactors (PWR) is the constant<br />
average coolant temperature over a wide<br />
range <strong>of</strong> their partial load reactor power<br />
levels, resulting in minimal changes <strong>of</strong><br />
pressurizer level. F i g u r e 5 schematically<br />
depicts the partial load diagram <strong>of</strong> a KWUtype<br />
PWR. It shows the temperature <strong>of</strong> the<br />
primary coolant at inlet/outlet <strong>of</strong> the reactor<br />
pressure vessel, as well as the average<br />
cooling temperature, depending on the reactor’s<br />
power [37, 38]. Particularly in the<br />
upper power range, under special focus <strong>for</strong><br />
load following operation, the average coolant<br />
temperature remains constant more<br />
than half <strong>of</strong> the entire power range.<br />
This enables quick, subtle load changes<br />
with precise control behavior <strong>and</strong> minimal<br />
thermal stress <strong>and</strong> fatigue on the primary<br />
circuit components [29, 30]. In regard to<br />
safety, all physical reactor parameters such<br />
as neutron flux, power density <strong>and</strong> power<br />
distribution are kept under constant double<br />
surveillance by the reactor limitation<br />
systems <strong>and</strong> the reactor protection system.<br />
With the capability <strong>of</strong> fast <strong>and</strong> nimble load<br />
changes, NPPs fulfill the technical requirements<br />
to provide varying levels <strong>of</strong> balancing<br />
energy as requested by the TSO [29,<br />
12<br />
One must keep in mind that the coal-fired<br />
plants are <strong>of</strong>ten build as multi units at one<br />
site.<br />
13<br />
Some <strong>of</strong> the coal-fired plants even operate<br />
with supercritical water.<br />
Coolant temperature in °C<br />
325<br />
320<br />
315<br />
310<br />
305<br />
300<br />
295<br />
290<br />
285<br />
0 20 40 60 80 100<br />
Reactor power in %<br />
Fig. 5. Partial load diagram <strong>of</strong> a German PWR (simplified) [38].<br />
39] illustrated in F i g u r e 3 . The NPP can<br />
be operated automatically by controlling<br />
the power set point <strong>of</strong> the generator. The<br />
primary side follows suit with the dem<strong>and</strong><br />
<strong>of</strong> the secondary side <strong>and</strong> regulates the average<br />
coolant temperature. F i g u r e 6<br />
shows the power control in practice due to<br />
fluctuations <strong>of</strong> solar <strong>and</strong> wind power.<br />
PWRs have the ability to automatically<br />
counteract changes in coolant temperature<br />
resulting, <strong>for</strong> example, from a requested<br />
power ramp on the generator side, by<br />
changing the reactor power accordingly,<br />
see F i g u r e 7. This feedback behavior is<br />
adjusted by means <strong>of</strong> coolant temperature<br />
control, based on the neutron-kinetic effect<br />
<strong>of</strong> the negative coolant temperature coefficient<br />
<strong>of</strong> reactivity GK.<br />
A requested reduction <strong>of</strong> generator power<br />
leads to a throttling <strong>of</strong> turbine admission<br />
valves <strong>and</strong> an increase <strong>of</strong> upstream main<br />
steam pressure. Due to thermal coupling <strong>of</strong><br />
the steam generators, particularly with the<br />
primary’s cold legs, an increase <strong>of</strong> coolant<br />
temperature results. In short, as the turbine<br />
dem<strong>and</strong>s less power than is generated<br />
by the reactor, the primary circuit becomes<br />
Power <strong>Generation</strong> in MW<br />
1500<br />
1400<br />
1300<br />
1200<br />
1100<br />
1000<br />
900<br />
800<br />
700<br />
01.10.18<br />
00:00<br />
Brokdorf<br />
Emsl<strong>and</strong><br />
Grohnde<br />
Gundremmingen C<br />
Isar 2<br />
01.10.18<br />
12:00<br />
02.10.18<br />
00:00<br />
RPV-outlet<br />
average cooling temperature<br />
RPV-inlet<br />
temporarily warmer. With the rising temperature<br />
<strong>of</strong> the coolant, density decreases,<br />
<strong>and</strong> reactivity is consumed. Via neutronkinetics,<br />
the neutron flux j decreases <strong>and</strong><br />
hence reactor power as well. A decrease <strong>of</strong><br />
reactor power releases positive reactivity<br />
via Doppler effect by a reduction <strong>of</strong> the average<br />
fuel temperature, <strong>and</strong> by an increase<br />
<strong>of</strong> fuel density owing to reduced average<br />
fuel temperature. Both effects are<br />
subsumed in the power coefficient <strong>of</strong> reactivity<br />
GP, which always automatically<br />
counteracts any change <strong>of</strong> reactor power<br />
∆P. It is part <strong>of</strong> the inherent safety concept<br />
<strong>of</strong> nuclear reactor design. In this case, the<br />
gain in reactivity related to a decreased dem<strong>and</strong><br />
in power balances the reactivity<br />
consumed by the rising average coolant<br />
temperature.<br />
Decreasing reactor power has a feedback<br />
on heat transfer, which counteracts the indirect<br />
increase <strong>of</strong> coolant temperature (returning<br />
orange arrow) caused by the<br />
throttling <strong>of</strong> turbine valves.<br />
For a requested increase <strong>of</strong> generator power,<br />
the antipodal result occurs. An excess <strong>of</strong><br />
power prevails on the turbine side; more<br />
02.10.18<br />
12:00<br />
03.10.18<br />
00:00<br />
German public holiday<br />
03.10.18<br />
12:00<br />
04.10.18<br />
00:00<br />
Fig. 6. Real example <strong>of</strong> power control in practice on first week <strong>of</strong> October 2018 (adapted from<br />
[27]).<br />
41
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Reduction <strong>of</strong><br />
generator<br />
output<br />
Thermodynamics<br />
/<br />
heat transfer<br />
Coolant<br />
temperature<br />
Coolant<br />
density<br />
Coolant<br />
temperature<br />
controller<br />
Drive<br />
comm<strong>and</strong><br />
"Insertion"<br />
power is extracted from the steam<br />
generator towards the secondary side, <strong>and</strong><br />
the primary circuit becomes temporarily<br />
sub-cooled. With lower coolant temperature,<br />
reactivity is gained, <strong>and</strong> reactor power<br />
increases again. The heat transfer increases<br />
<strong>and</strong> balances the drop <strong>of</strong> coolant temperature.<br />
Part <strong>of</strong> the gained reactivity is<br />
compensated in this case by the negative<br />
contribution <strong>of</strong> power reactivity feedback.<br />
An increase <strong>of</strong> power consumes reactivity<br />
(Doppler effect <strong>and</strong> fuel density).<br />
The requested change <strong>of</strong> the generator<br />
power set point is initially buffered by the<br />
reactivity feedback <strong>of</strong> changing coolant<br />
temperature. If the coolant temperature<br />
deviates from its dead b<strong>and</strong> (in both directions),<br />
it is then transferred to the control<br />
rod position controller.<br />
KWU-type PWRs have control rods that are<br />
functionally divided into two control rod<br />
banks – the L <strong>and</strong> D banks. The majority <strong>of</strong><br />
control rods are assigned to the L bank,<br />
which remains at a high position during<br />
power operation <strong>and</strong> preserves the shutdown<br />
margin, an important parameter <strong>for</strong><br />
safety [38]. The four D banks, each<br />
comprising four control rods, are used <strong>for</strong><br />
regulating integral reactor power. They are<br />
weaker in comparison to those comprising<br />
the L bank <strong>and</strong> do not markedly disturb<br />
power distribution [40]. Depending on the<br />
control rod maneuvering concept, one or<br />
more <strong>of</strong> the D banks are partially inserted<br />
or withdrawn, which accordingly elicit<br />
prompt feedback on reactor power so that<br />
Reactor power<br />
D-bank<br />
position<br />
D-bank<br />
controller<br />
Positive<br />
Negative<br />
Comm<strong>and</strong><br />
Only long term<br />
Boron<br />
concentration<br />
Boron<br />
Deionate<br />
Fig. 7. Feedback <strong>of</strong> reactor power on requested load reduction (<strong>for</strong> a requested increase invert<br />
all signs).<br />
14<br />
In difference to the illustration in figure 7, the<br />
reactivity contribution based on control rod<br />
movement is +Δ ρCR because <strong>of</strong> their removal<br />
-Δs.<br />
15<br />
The reactivity contribution <strong>of</strong> the control rods<br />
Δ ρCR is replaced by the reactivity contribution<br />
based on boron concentration Δ ρC .<br />
coolant temperature returns smoothly to<br />
its set point. Thus, during partial load operation,<br />
the automatic movements <strong>of</strong><br />
control rod banks provide the method <strong>of</strong><br />
choice to ensure a balance <strong>of</strong> reactivity despite<br />
load ramps.<br />
For a considerably lengthier partial load<br />
operation – <strong>and</strong> only in that case – the control<br />
rod banks tend to be withdrawn again<br />
to avoid both a stronger peaking <strong>of</strong> the axial<br />
power distribution <strong>and</strong> a burn-up imbalance<br />
between bottom <strong>and</strong> top core regions.<br />
For that purpose, the control rod bank controller<br />
regulates the reactivity balance by<br />
feeding boron into the coolant while the<br />
bank is slowly withdrawn. The gained reactivity<br />
from the removal <strong>of</strong> control rods 14 is<br />
compensated by an increase <strong>of</strong> the concentration<br />
<strong>of</strong> the neutron absorber. The reactor<br />
core will be operated in partial load<br />
Cost <strong>of</strong> electricity production<br />
Substantial<br />
increase <strong>of</strong><br />
fixed costs<br />
Operating hours<br />
Operating hours<br />
with fully withdrawn control rods, but<br />
with increased boron concentration 15 . In<br />
case <strong>of</strong> a positive load change, deionized<br />
water will be fed into the coolant to decrease<br />
the boron concentration, while control<br />
rod banks are partially inserted. The<br />
increase or dilution <strong>of</strong> boron concentration<br />
is quite slow, <strong>and</strong> this operation mode significantly<br />
slows the possible load change<br />
rate <strong>of</strong> the NPPs. Aspects <strong>of</strong> Xenon build-up<br />
also come into play. Changes <strong>of</strong> boron concentration<br />
are not usually carried out if the<br />
NPP is requested by the TSO <strong>for</strong> short-term<br />
load following operation.<br />
Development <strong>and</strong> progression <strong>of</strong><br />
the energy transition <strong>and</strong> its<br />
misalignments<br />
The German Energy Transition with public<br />
incentives <strong>for</strong> more investments is leading<br />
to a steadily growing share <strong>of</strong> renewable<br />
energy in the German electricity mix. But,<br />
particularly regarding the installed capacity<br />
from wind turbines on l<strong>and</strong> <strong>and</strong> sea, it<br />
can be observed that there is still a clear<br />
geographical imbalance between the locations<br />
<strong>of</strong> the prevalent, lower power plants<br />
in northern Germany <strong>and</strong> the consumption<br />
centers in the south. In addition to the expansion<br />
<strong>of</strong> renewable energies, the nuclear<br />
phase-out in Germany is also progressing,<br />
thus, huge conven tional generating units<br />
with high capabilities <strong>of</strong> load following operation<br />
will exit the market by end <strong>of</strong> 2022.<br />
In the case <strong>of</strong> other conventional generation<br />
technologies, a steady decline in the<br />
capacities connected to the grid can also be<br />
observed, due to market <strong>for</strong>ces under the<br />
rules <strong>of</strong> merit order making operation too<br />
expensive. Should this occur, the costs <strong>of</strong><br />
power generation might not be able to be<br />
covered, leading to a vicious economic circle<br />
prior to a new request. Since the marginal<br />
costs <strong>of</strong> pro duction per MWh will rise<br />
5000<br />
4000<br />
3000<br />
2000<br />
1000<br />
0<br />
4758 4702<br />
CCGT<br />
Irsching<br />
Unit 5<br />
2035<br />
2010 2011 2012 2013<br />
Year<br />
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000<br />
Maintenance Staff Capital costs Fuel<br />
Fig. 8. Marginal costs <strong>of</strong> specific power generation versus operating hours [21]. Operating hours<br />
CCGT Irsching Unit 5 (commissioned 2010) [42]<br />
678<br />
42
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes<br />
16<br />
A pumped hydroelectric energy storage in a<br />
currently restoring operation modus can also<br />
be assigned to stop electricity consumption to<br />
not wring out the power sink furthermore.<br />
with reduced time <strong>of</strong> operation, see F i g -<br />
u r e 8 , the affected power plant will be<br />
ranked farther on right side in the ascending<br />
merit order, see F i g u r e 2 . In the case<br />
<strong>of</strong> the highly efficient but expensive combined<br />
cycle gas turbine (CCGT) Irsching<br />
Unit 5, which was commissioned in 2010,<br />
its operating hours have fallen tremendously<br />
to a level <strong>of</strong> economic inefficiency<br />
which prompted the utility to apply <strong>for</strong><br />
shutdown. Conversely, decline in capacity<br />
can be observed due to stipulations in the<br />
recently enacted German regulations <strong>for</strong><br />
the phase-out from the coal-fired power<br />
generation by the end <strong>of</strong> 2038 [41].<br />
The import <strong>of</strong> electrical energy from neighboring<br />
countries in the north <strong>and</strong> Sc<strong>and</strong>inavia<br />
with the simul taneous export <strong>of</strong> electrical<br />
energy to neighboring countries in<br />
the south creates a burden <strong>for</strong> the transmission<br />
network. This north-south divide<br />
<strong>of</strong> international elec tricity transport is superimposed<br />
on the requirement to transmit<br />
nationally generated electricity from wind<br />
farms in northern Germany to the load<br />
centers in southern Germany [43].<br />
To avoid an overload <strong>of</strong> the transmission<br />
grid, two main measures are adopted by<br />
the TSOs: redispatch <strong>and</strong> feed-in management<br />
measures. Both belong to the ancillary<br />
services as well <strong>and</strong> have received increasing<br />
importance in recent years.<br />
Redispatch means the local reduction or<br />
increase in the feed-in capacity <strong>of</strong> power<br />
plants due to bottlenecks in the transmission<br />
network in order to relieve <strong>and</strong> stabilize<br />
the grid. Negative redispatch is applied<br />
to reduce feed-in capacity <strong>of</strong> conventional<br />
power plants in northern Germany in cases<br />
<strong>of</strong> excess power generation <strong>of</strong> must-run renewables<br />
in geographic proximity. In<br />
strong wind phases, however, even wind<br />
farms are assigned by the TSOs to reduce<br />
power input <strong>and</strong> become part <strong>of</strong> the<br />
negative redispatch measure. With the employment<br />
<strong>of</strong> ever-greater numbers <strong>of</strong> wind<br />
farms, renewable energies are <strong>of</strong>ten obligated<br />
to throttle their power feed-in as<br />
well. As regulated in the Renewable Energy<br />
Sources Act [22], the operator <strong>of</strong> curtailed<br />
renewable generating units is entitled to<br />
compensation <strong>for</strong> the lost power feed-in<br />
with guaranteed remuneration.<br />
Positive redispatch is per<strong>for</strong>med on the<br />
other side <strong>of</strong> the transmission grid – the<br />
power sink – by running-up capacities in<br />
the case <strong>of</strong> excessive transmission rates to<br />
southern neighbors or in the case <strong>of</strong> the un<strong>for</strong>eseen<br />
trip <strong>of</strong> a power plant 16 .<br />
Energy provided or lost via redispatch is<br />
counted in GWh. F i g u r e 9 illustrates the<br />
cumulative generated redispatch energy in<br />
2018 <strong>and</strong> the most affected generating<br />
units. The top ranking <strong>of</strong> power plants clearly<br />
shows that the “award-winning” units <strong>for</strong><br />
negative redispatch ( Ta b l e 1 ) are located<br />
in northern Germany, <strong>and</strong> the “award-winning”<br />
units <strong>for</strong> positive redispatch (Ta b l e<br />
2 ) in southern Germany. For example, the<br />
hard coal-fired power plant Wilhelmshaven<br />
(operated by Engie) was not allowed to<br />
feed-in 866 GWh (data taken from [44]) <strong>of</strong><br />
energy in 2018 due to redispatch measures.<br />
In relation to power capacity, the unit has<br />
lost 1,185 h (nearly 50 days) <strong>of</strong> power generation<br />
(full load hour equivalent in Ta b l e<br />
1 ). Con sidering its hours <strong>of</strong> operation <strong>and</strong><br />
sensitivity to the costs distribution in F i g -<br />
u r e 8 , it seems to be only a matter <strong>of</strong> time<br />
be<strong>for</strong>e the unit is shut down <strong>for</strong> operational<br />
reasons. The affected power plant receives<br />
renumeration <strong>for</strong> energy not generated <strong>and</strong><br />
<strong>for</strong> its participation in the redispatch service<br />
regulated in [45].<br />
Ta b l e 2 <strong>for</strong> positive redispatch is headed<br />
by the south German hard coal-fired power<br />
plant Staudinger Unit 5, which usually can<br />
be found more on the right-h<strong>and</strong> side <strong>of</strong><br />
the ascending merit order diagram. It was<br />
requested <strong>for</strong> 517 GWh <strong>of</strong> additional ener-<br />
2018<br />
Positive Redispatch 5467 GWh<br />
Negative Redispatch 3817 GWh<br />
Fig. 9. Redispatch measures in 2018. Negative redispatch via reduction <strong>of</strong> power generation<br />
(blue), positive redispatch via raise <strong>of</strong> power generation (both cumulated) (own illustration<br />
with data from [44]).<br />
gy. However, in the course <strong>of</strong> the German<br />
act on the phase-out from the coal-fired<br />
power generation, the utility has already<br />
announced it will close Unit 5 in 2025 [46]<br />
because <strong>of</strong> suffering from low capacity in<br />
the regular market.<br />
The top ten contains also Staudinger Unit 4,<br />
a gas-fired plant, which has already been<br />
taken from market <strong>and</strong> contracted by the<br />
German Bundesnetzagentur 17 (BNA) as a<br />
network reserve power plant. Other affected<br />
sites in the top 5 list contain units which<br />
were designated by the utility to close, but<br />
are obligated to remain in operation by<br />
the BNA, which classified the majority <strong>of</strong><br />
units south <strong>of</strong> NPP Grafenrheinfeld 18 as sys-<br />
17<br />
German Federal Network Agency <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong>,<br />
Gas, Telecommunications, Post <strong>and</strong> Railway.<br />
18<br />
The so called Mainlinie from the river Main<br />
originates from historical <strong>and</strong> political boundary<br />
<strong>of</strong> the two major powers Austria <strong>and</strong> Prussia<br />
in the 19th century. Today it is used<br />
amongst others by the BNA to divide the affiliation<br />
<strong>of</strong> power generating units to northern<br />
or southern part <strong>of</strong> Germany.<br />
43
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 1. Top ranking units 2018 <strong>for</strong> negative redispatch measures.<br />
Reduction <strong>of</strong> power generation<br />
Top ranking in 2018<br />
temically relevant <strong>for</strong> grid stability. For further<br />
in<strong>for</strong>mation, references are made in<br />
Table 2.<br />
Recently, power plants Moorburg (ranked<br />
as #8 in Ta b l e 1 ) <strong>and</strong> Mannheim (ranked<br />
as #9 in Ta b l e 2 ) were highlighted in the<br />
national media <strong>and</strong> entered public discourse<br />
[N1, N2, N3, N4]. Power plant Moorburg is<br />
in Hamburg <strong>and</strong> belongs to the youngest<br />
<strong>and</strong> there<strong>for</strong>e most efficient hard coal-fired<br />
units. Un<strong>for</strong>tunately, it was constructed on<br />
the “wrong side” <strong>of</strong> Germany. Although it<br />
Negative redispatch<br />
energy<br />
Full load hour/<br />
day equivalent<br />
1. Wilhelmshaven (Engie) 866 GWh 1185 h / 49.4 d<br />
2. Jänschwalde 658 GWh 219 h / 9.1 d<br />
3. Schwarze Pumpe 635 GWh 397 h / 16.5 d<br />
4. Boxberg 606 GWh 236 h / 9.8 d<br />
5. Wilhelmshaven (Uniper) 377 GWh 498 h / 20.8 d<br />
.. .. .. ..<br />
8 Moorburg 166 GWh 166 h / 6.9 d<br />
Tab. 2. Top ranking units 2018 <strong>for</strong> positive redispatch measures.<br />
Raise <strong>of</strong> power generation<br />
Top ranking in 2018<br />
Positive redispatch<br />
energy<br />
Classified as<br />
systemically relevant<br />
1. Staudinger Unit 5 517 GWh Not, shutdown in 2025 [46]<br />
2. Karlsruhe (RDK Unit 8) 448 GWh Not, but Unit 4S [47, 48]<br />
3. Heilbronn (Unit 7) 413 GWh Unit 5, 6 (2018,2020) [49, 50]<br />
4. Vorarlberger Illwerke (Austria)<br />
(Hydro power)<br />
365 GWh -<br />
5. Karlsruhe (RDK Unit 7) 347 GWh No, but Unit 4S [47, 48]<br />
.. .. .. ..<br />
7 Staudinger Unit 4 173 GWh 2018 [51]<br />
.. .. .. ..<br />
9 Mannheim (GKM) 157 GWh Unit 7 (2020)[52]<br />
was <strong>for</strong>eseen in [41] to run until the end <strong>of</strong><br />
2038 – the legally stipulated last year <strong>of</strong><br />
coal-fired power plants – Moorburg came to<br />
the decision [N1] to apply <strong>for</strong> the first tender<br />
<strong>of</strong> the BNA in 2020 to quit coal-fired<br />
power generation against financial compensation.<br />
Just recently, both units <strong>of</strong> Moorburg<br />
had been awarded the contract to quit electricity<br />
generation from hard coal as early as<br />
<strong>2021</strong> [53, 54]. Conversely, power plant<br />
Mannheim is in the south <strong>and</strong> Unit 7 has applied<br />
to the operator to be closed. It will not<br />
be allowed to do, however, since it has recently<br />
been classified by the BNA as systemically<br />
relevant [52] until at least 2025. The<br />
in<strong>for</strong>mation was made available to a broader<br />
audience by [N3] <strong>and</strong> [N4].<br />
If hedged <strong>and</strong> market-based power plant capacities<br />
are not available in sufficient quantities<br />
to carry out redispatch measures, the<br />
TSO will procure the required capacities<br />
from existing, inactive power plants to ensure<br />
the safety <strong>and</strong> reliability <strong>of</strong> the electricity<br />
supply system (e.g., Staudinger Unit 4).<br />
Network reserve power plants are not required<br />
because <strong>of</strong> insufficient generation<br />
capacities, but because <strong>of</strong> excessive electricity<br />
transmission <strong>and</strong> the resultant<br />
overload <strong>of</strong> the transmission network. Generally,<br />
these network reserve power plants<br />
are only used outside <strong>of</strong> the energy market<br />
to ensure grid stability, <strong>and</strong> thus are used<br />
exclusively <strong>for</strong> redispatch [43].<br />
The BNA regularly releases reports <strong>for</strong> future<br />
reserve power plant requirements <strong>for</strong><br />
the upcoming winter, in additional to those<br />
<strong>for</strong> the next few years (e.g. [43]). The<br />
numbers <strong>of</strong> recent reports up to winter<br />
2024/25 have been picked up <strong>and</strong> graphically<br />
illustrated by [55] as can be seen in<br />
F i g u r e 10 . Certain discrete dates are introduced<br />
within, including disturbance<br />
values <strong>for</strong> the capacity planner. Based on<br />
these reports, new build projects can also<br />
be invited to tender. In the case <strong>of</strong> Irsching<br />
[N5], the energy transition reaches absurd<br />
extremes. It was even described as “insane”<br />
by [N6]. Following a tender from the German<br />
TSOs <strong>for</strong> a new network stability reserve,<br />
a new gas-fired power plant has been<br />
awarded at the Irsching site – it will be<br />
known as Unit 6 [56]. Curiously, the utility<br />
applied <strong>for</strong> the shutdown <strong>of</strong> Unit 4 <strong>and</strong> the<br />
highly efficient Unit 5 on several occasions,<br />
Capacity in MW<br />
12,000<br />
10,000<br />
8,000<br />
6,000<br />
4,000<br />
2,000<br />
Domestic <strong>International</strong> Sum<br />
2,945 3,024<br />
2,559<br />
1,472<br />
7,660<br />
8,383<br />
11,430<br />
6,598 6,598 6,596<br />
10,647<br />
8,042<br />
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<br />
Winters/Years<br />
Start <strong>of</strong> analysis <strong>of</strong><br />
Reserve Power Plant<br />
Requirements following<br />
accelerated Phase-out<br />
<strong>of</strong> Nuclear Power<br />
1. Application <strong>for</strong><br />
Shutdown <strong>of</strong> CCGT<br />
Irsching 4 <strong>and</strong> 5<br />
(withdrawn)<br />
2. Application <strong>for</strong><br />
Shutdown <strong>of</strong> CCGT<br />
Irsching 4 <strong>and</strong> 5<br />
(rejected* by BNA)<br />
* rejected because <strong>of</strong> systemically relevant<br />
Shutdown <strong>of</strong> NPP<br />
Grafenrheinfeld,<br />
27.06.2015<br />
3. Application <strong>for</strong><br />
Shutdown <strong>of</strong> CCGT<br />
Irsching 4 <strong>and</strong> 5<br />
(rejected* by BNA)<br />
Shutdown <strong>of</strong><br />
NPP Gundremmingen<br />
B,<br />
31.12.2017<br />
Abolition <strong>of</strong><br />
the common<br />
bidding zone<br />
Germany-<br />
Austria<br />
Application <strong>for</strong> Shutdown<br />
<strong>of</strong> CFPP Moorburg, 31.12.<strong>2021</strong><br />
(confirmed by BNA, shutdown<br />
preponed to January <strong>2021</strong>,<br />
moved into grid reserve status)<br />
Shutdown<br />
<strong>of</strong> NPP<br />
Philippsburg 2,<br />
31.12.2019<br />
Scheduled Shutdown<br />
<strong>of</strong> NPPs Brokdorf, Grohnde,<br />
Gundremmingen C,<br />
31.12.<strong>2021</strong> <strong>and</strong> Emsl<strong>and</strong>,<br />
Isar 2, Neckarwestheim 2,<br />
31.12.2022<br />
Application <strong>for</strong> Shutdown<br />
<strong>of</strong> CFPP Mannheim Unit 7,<br />
31.12.2020 (rejected* by BNA:<br />
must-run at least till 2025+)<br />
Scheduled Shutdown<br />
<strong>of</strong> CFPP Staudinger<br />
Unit 5 by Utility<br />
(#1 redispatch 2018),<br />
31.12.2025<br />
Fig. 10. Totalized capacity <strong>of</strong> domestic <strong>and</strong> international grid reserve power plants <strong>and</strong> identified requirements <strong>for</strong> the winters/years (in MW)<br />
(adapted from [55]).<br />
44
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes<br />
2010 2014<br />
47<br />
2018<br />
288<br />
51<br />
1,881 Mio €<br />
300<br />
273<br />
35<br />
187<br />
76%<br />
<strong>for</strong> Grid<br />
1,080 Mio €^<br />
1,212 Mio €<br />
stability<br />
36%<br />
measures<br />
4%<br />
183<br />
123<br />
697<br />
48<br />
437 66<br />
416<br />
Balancing Energy<br />
Redispatch + Countertrading<br />
Transmission Losses<br />
Feed-in Curtailment<br />
Others<br />
Grid Reserve<br />
Fig. 11. Cost allocation <strong>of</strong> ancillary services in Million Euro with increasing share <strong>of</strong> grid stabilizing<br />
measures in % (sum <strong>of</strong> orange colored segments) (data taken from [9], [58], [62]).<br />
388<br />
635<br />
see F i g u r e 10 . Even during the regulatory<br />
approval <strong>of</strong> emissions <strong>for</strong> Unit 6, the<br />
application <strong>for</strong> mothballing Units 4 <strong>and</strong> 5<br />
was incidentally alluded to [57]. Irsching<br />
Unit 4 <strong>and</strong> 5 are also taken from market<br />
<strong>and</strong> contracted by the BNA as network reserve<br />
power plants.<br />
Eventually, the provision <strong>and</strong> application<br />
<strong>of</strong> network reserve power plant capacities<br />
as well as the shedding <strong>of</strong> loads is assigned<br />
to the range <strong>of</strong> tasks <strong>of</strong> the TSOs [9]. For<br />
further in<strong>for</strong>mation, refer to the annual reports<br />
<strong>of</strong> the BNA [58, 59, 60, 61]. The redispatch<br />
<strong>of</strong> power plants <strong>and</strong> network reserve<br />
power plants, as well as the feed-in<br />
management measures regarding curtailment<br />
<strong>of</strong> renew ables, not only play roles <strong>of</strong><br />
increasing importance <strong>for</strong> grid stability,<br />
but have also claimed an increasing share<br />
in the price <strong>of</strong> electricity over the last few<br />
years, see F i g u r e 11 . This increasing service<br />
is paid <strong>for</strong> by a levy on electrical consumption<br />
by the end user – the Renewable<br />
Energies Act levy.<br />
Due to the merit order effect <strong>of</strong> renewables,<br />
wholesale electricity prices have fallen<br />
below the marginal costs <strong>of</strong> even highly<br />
efficient (but expensive) CCGT. Although a<br />
cheaper portfolio <strong>of</strong> generating units covers<br />
the market as originally intended by the<br />
Renewable Energy Sources Act, renewable<br />
technologies are <strong>of</strong>ten not the cheapest in<br />
terms <strong>of</strong> total cost (but not <strong>of</strong> marginal<br />
cost). In markets with high penetration <strong>of</strong><br />
renewable energy, this leads to a divergence<br />
between the true cost <strong>of</strong> the system <strong>and</strong> the<br />
evolution <strong>of</strong> the price <strong>of</strong> electricity in<br />
wholesale markets. In the longer term, investors<br />
will be hesitant to reinvest or recapitalize<br />
electricity markets without sufficient<br />
guarantees on returns [20]. In Germany,<br />
incentives <strong>for</strong> investors are provided<br />
by a public feed-in tariff subsidy program<br />
with a guaranteed remuneration to boost<br />
the deployment <strong>of</strong> renewables. These costs<br />
are also borne as a further part <strong>of</strong> the Renewable<br />
Energies Act levy. Despite low<br />
wholesale prices, the cost <strong>of</strong> the renewables<br />
levy causes the end consumer to pay<br />
the most expensive retail prices across Europe.<br />
Due to the skyrocketing expense <strong>of</strong><br />
the levy in recent years, the German government<br />
decided to limit the levy <strong>for</strong> consumers<br />
in <strong>2021</strong> <strong>and</strong> 2022 by sub sidizing its<br />
residual costs with state aid from tax revenues<br />
[63]. Without this subsidy, the levy<br />
would increase by approximately 40 % in<br />
<strong>2021</strong> [N7].<br />
The deployment <strong>of</strong> renewables will be<br />
borne by consumers <strong>and</strong> taxpayers. But to<br />
what extent? A 100 % penetration <strong>of</strong> renewables<br />
cannot be achieved on st<strong>and</strong>alone<br />
basis without any subsidy program,<br />
because investors <strong>of</strong> renewable generation<br />
would be unable to earn a return on risk.<br />
<strong>Electricity</strong> prices would be at the renewables’<br />
marginal costs, equal to zero, <strong>and</strong><br />
renewables could fall victim to their own<br />
success, as stated by [20].<br />
Conventional power generating units are<br />
still required to provide security <strong>of</strong> power<br />
supply, but suffer from low capacity or<br />
have applied <strong>for</strong> shutdown. Investors<br />
would be discouraged from continuing operation<br />
<strong>of</strong> these units or even entering the<br />
market following tenders <strong>for</strong> new reserve<br />
power plant capacity. Thus, investments in<br />
conventional generation capacities deemed<br />
to be necessary in the long run have been<br />
cancelled. In the end, potential investors<br />
might even call <strong>for</strong> public support to build<br />
conventional generation capacities. But<br />
subsidizing renewables <strong>and</strong> conventional<br />
capacities would contradict the idea <strong>of</strong> a<br />
liberal market according to [23].<br />
Another phenomenon has appeared in the<br />
public arena in regard to the energy transition:<br />
negative electricity pricing [N8, N9].<br />
Colloquially known in Germany as “Ökostromschwemme”<br />
(green power glut) or<br />
“Ökostrom paradox” (green power paradox),<br />
the term implies that renewables are<br />
responsible. In F i g u r e 4 it can be seen<br />
that conventional generating units have a<br />
minimum permitted limit <strong>of</strong> partial load<br />
operation. In those situations where the<br />
limit is greater than the residual dem<strong>and</strong><br />
– this can be <strong>for</strong> a few hours – exceptions to<br />
the marked rules may be needed to avoid<br />
shutdowns <strong>of</strong> generating units that may<br />
not be available when dem<strong>and</strong> increases<br />
shortly thereafter [19]. The power oversupply,<br />
with its simultaneous necessary<br />
consumption, leads to negative prices in<br />
the wholesale market. The concept <strong>of</strong> guaranteed<br />
feed-in remuneration <strong>for</strong> renewable<br />
sources seems to be out <strong>of</strong> place during this<br />
undesired situation <strong>of</strong> oversupply <strong>and</strong> negative<br />
electricity pricing. In an amendment<br />
<strong>of</strong> the Renewable Energy Sources Act, the<br />
6-hours-rule has been complemented in<br />
2017. It notes the guaranteed feed-in<br />
remuneration <strong>for</strong> renewables (with certain<br />
power class determined in the law) will be<br />
suspended, if the exchange electricity price<br />
in day-ahead trading is negative <strong>for</strong> six<br />
hours or more. If this happens, the renewable<br />
generating units do not receive any<br />
remuneration retroactively from the first<br />
hour with negative electricity prices. Incentives<br />
to continue operation <strong>of</strong> renewable<br />
generating units are not only removed,<br />
but operators, to ease the situation at the<br />
electricity exchange, also throttle feed-in<br />
<strong>of</strong> renewables. In this manner, the legislator<br />
adjusts one <strong>of</strong> the mis alignments <strong>of</strong> the<br />
energy transition.<br />
Conclusion<br />
Differing from the usual introductory survey,<br />
the paper opens with the question <strong>of</strong><br />
what will become <strong>of</strong> grid stability. For a<br />
better underst<strong>and</strong>ing <strong>of</strong> why the question<br />
arises, the scope <strong>of</strong> the inquiry has been<br />
extended by explaining basic mechanisms<br />
regarding a stable electrical power grid.<br />
Differences have been elucidated <strong>for</strong> an<br />
electricity sector operating within the “undisturbed”<br />
conditions <strong>of</strong> a competitive market<br />
economy. The entrance <strong>and</strong> massive<br />
deployment <strong>of</strong> electricity generation from<br />
renewable sources, whose success is primarily<br />
based on a public subsidy program,<br />
undermines market economy principles.<br />
Guaranteed feed-in remuneration elevates<br />
renewables to a specific prioritized position,<br />
<strong>for</strong>cing conventional generating units<br />
out <strong>of</strong> the market.<br />
Further deployment <strong>of</strong> highly volatile renewable<br />
sources, along with more conventional<br />
generating units being <strong>for</strong>ced out <strong>of</strong><br />
the market, makes the power grid<br />
increasingly sensitive to weather-related<br />
fluctuations. Unusual weather phenomena<br />
like the Dunkelflaute constitute major challenges<br />
facing the power grid’s supply security<br />
<strong>and</strong> stability. The largely intermittent<br />
output <strong>of</strong> solar <strong>and</strong> wind farms is not correlated<br />
with variations in electricity dem<strong>and</strong>.<br />
The oversupply <strong>of</strong> renewables may<br />
be buffered at low-power dem<strong>and</strong> periods,<br />
<strong>and</strong> the stored capacity may be fed-in again<br />
to the grid at high-power dem<strong>and</strong> periods<br />
when fewer renewable sources are<br />
available. However, large scale battery energy<br />
storage systems, already promisingly<br />
announced, are still not in sight, due to<br />
their low levels <strong>of</strong> capacity <strong>and</strong> maturity,<br />
<strong>and</strong> because <strong>of</strong> their exorbitantly high costs<br />
<strong>for</strong> deployment.<br />
As long as economical energy storage systems<br />
are not established, even proponents<br />
<strong>of</strong> the current alignment <strong>of</strong> the German<br />
energy transition must admit that reliable<br />
45
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
conventional power plants will still be<br />
needed <strong>for</strong> a long time.<br />
However, new boundary conditions in the<br />
electricity market are challenging <strong>for</strong> the<br />
entire fleet in the conventional generation<br />
portfolio. The merit order effect <strong>of</strong> renewables<br />
allows them to suffer from low capacities,<br />
<strong>and</strong> incentives <strong>for</strong> a continuation<br />
<strong>of</strong> operation, or even <strong>for</strong> investments in<br />
new generating units, are lagging. All this<br />
at a time when new capacity is particularly<br />
required <strong>for</strong> grid stability.<br />
The importance <strong>of</strong> nuclear power plants <strong>for</strong><br />
supply security in base load operations, as<br />
well as their capability <strong>for</strong> highly flexible<br />
concurrent grid operation with renewables,<br />
has been demonstrated. The NPPs<br />
seem to be made <strong>for</strong> the energy transition<br />
towards carbon free power generation.<br />
However, the Atomic Energy Act provides<br />
an imminent end <strong>of</strong> nuclear power generation<br />
by end <strong>of</strong> 2022.<br />
The carbon emission intensive coal-fired<br />
power plants, which are ranked between<br />
the NPPs <strong>and</strong> the expensive gas-fired power<br />
plants in the merit order chart, are also<br />
doomed by the end <strong>of</strong> 2038 at the latest. As<br />
envisaged by legislators, at least, if not by<br />
being ab<strong>and</strong>oned much earlier by utilities<br />
due to operational or economic issues.<br />
In a nutshell, unresolved questions remain<br />
after the phase-out <strong>of</strong> the last NPP <strong>and</strong> the<br />
imagined phase-out <strong>of</strong> coal-fired power<br />
generation. Which units will be redispatched<br />
to release the grid if there are no<br />
units left? Which unit is capable <strong>of</strong> conducting<br />
large load following operations? What<br />
kind <strong>of</strong> incentives can be made to continue<br />
the operation (or even <strong>for</strong> the new builds)<br />
<strong>of</strong> unpopular but still required conventional<br />
power plants? Who will pay <strong>for</strong> it?<br />
In the perception <strong>of</strong> the public, the German<br />
energy transition is also quite unpopular,<br />
since the savings from the merit order effect<br />
<strong>of</strong> renewables (in which most<br />
expensive units are <strong>for</strong>ced out <strong>of</strong> the market,<br />
leading to lower wholesale prices) do<br />
not benefit end consumers. It is overcompensated<br />
by the expenditures <strong>for</strong> ancillary<br />
services <strong>of</strong> transmission system operators,<br />
essentially the grid-stabilizing measures.<br />
The misalignment <strong>of</strong> the energy transition<br />
raises these questions, ones dem<strong>and</strong>ing adequate<br />
<strong>and</strong> urgent address. Otherwise, the<br />
initial question remains alarmingly open:<br />
Quo vadis, grid stability?<br />
Abbreviations<br />
BESS Battery Energy <strong>Storage</strong> System<br />
BNA Bundesnetzagentur, German Federal<br />
Network Agency <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong>,<br />
Gas, Telecommunications, Post <strong>and</strong><br />
Railway<br />
CCGT Combined cycle gas turbine power<br />
plant<br />
CFPP Coal-fired power plant<br />
GKM Power plant Großkraftwerk<br />
Mannheim<br />
GT Gas turbine power plant<br />
KWU Kraftwerk Union AG (company)<br />
NPP Nuclear Power Plant<br />
PWR Pressurized water reactor<br />
RDK Power plant Rheinhafen Dampfkraftwerk<br />
Karlsruhe<br />
TSO Transmission system operator<br />
Nomenclature<br />
c Boron concentration<br />
CT Coolant temperature<br />
Δ Delta, difference<br />
j Neutron flux<br />
GC Boron coefficient <strong>of</strong> reactivity<br />
GCR Control rod coefficient <strong>of</strong> reactivity<br />
GK Coolant temperature coefficient <strong>of</strong><br />
reactivity<br />
GP Power coefficient <strong>of</strong> reactivity<br />
P Power<br />
Q <strong>Heat</strong> flow<br />
rC Reactivity contribution based on<br />
boron concentration<br />
rCR Reactivity contribution based on<br />
control rod position<br />
rK Reactivity contribution based on<br />
coolant temperature<br />
rP Reactivity contribution due to load<br />
change<br />
s Displacement (<strong>of</strong> control rods)<br />
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https://www.wbu.de/media/seiten/<br />
verein/ausschuesse/20181002_Wirtschaftsbeirat_Peters_Praesentation.pdf.<br />
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46
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Bern Switzerl<strong>and</strong>.<br />
[30] Timpf, W., Fuchs, M.: Lastwechselfähigkeiten<br />
von Kernkraftwerken – Erfahrungen<br />
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Schriften, <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Service GmbH, Essen, Germany (Publication<br />
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[31] Deutscher Bundestag: Die Energiepolitik<br />
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Drucksache 7/1057, Unter richtung durch<br />
die Bundesregierung, Bonner Universitätsdruckerei,<br />
Verlag Dr. Hans Heger,<br />
3. Oktober 1973<br />
[32] Hundt, M., Barth, R., Sun, N., Wissel, S.,<br />
Voß, A.: Verträglichkeit von erneuerbaren<br />
Energien und Kernenergie im Erzeugungsportfolio<br />
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2009.<br />
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[35] Lüdge, S. (2012): Möglichkeiten und Grenzen<br />
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23./24.10.2012: 44. Kraftwerkstechnisches<br />
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Volume 55, Issue 8/9, August/September,<br />
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de/.<br />
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[45] Bundesnetzagentur, Feststellung einer<br />
wirksamen Verfahrens regulierung der Kosten<br />
und Erlösen bzw. Erträgen aus der<br />
Beschaffung und Vergütung von Redispatch-<br />
Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG.<br />
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pdf.<br />
[47] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 13b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
des Kraftwerkblocks RDK 4S des Rheinhafen-<br />
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Bonn, 06.11.2018 https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unter<br />
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06_11_2018.pdf.<br />
[48] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 13b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
des Kraftwerkblocks RDK 4S am St<strong>and</strong>ort<br />
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www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/<br />
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23_04_2020.pdf<br />
[49] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 12b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
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sicherheit/ Erzeugungskapazitaeten/<br />
systemrelevante_KW/Transnet_Heilbronn_06_11_2018.pdf.<br />
[50] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 12b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
der Kraftwerksblöcke Heilbronn 5 und Heilbronn<br />
6. Bonn, 23.4.2020 https://www.<br />
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Unternehmen_Institutionen/Versorgungs<br />
sicherheit/ Erzeugungskapazitaeten/<br />
systemrelevante_KW/Transnet_Heilbronn_23_04_2020.pdf.<br />
[51] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 13b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
des Kraftwerkblocks Staudinger 4. Bonn,<br />
14.09.2018 https://www.bundesnetza-<br />
47
Grid stability: Challenges increase as generation portfolio changes <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
gentur.de/ SharedDocs/Downloads/DE/<br />
Sachgebiete/Energie/ Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/<br />
Erzeu<br />
gungskapazitaeten/systemrelevante_KW/<br />
Tennet_Staudinger4_14_09_2018.pdf.<br />
[52] Bundesnetzagentur, Genehmigungsbescheid<br />
der Bundes netzagentur gemäß § 13b<br />
Abs. 5 EnWG zur Systemrelevanz ausweisung<br />
des Kraftwerkblocks 7 des Großkraftwerks<br />
Mannheim. Bonn, 03.08.2020 https://<br />
www.bundesnetzagentur.de/Shared-<br />
Docs/Downloads/DE/Sachgebiete/<br />
Energie/Unternehmen_Institutionen/<br />
Versorgungssicherheit/Erzeugungskapa<br />
zitaeten/ systemrelevante_KW/Transnet_<br />
Mannheim03_08_2020.pdf.<br />
[53] Wulff, F. : Results <strong>of</strong> first tendering process<br />
to reduce the production <strong>of</strong> electricity from<br />
coal. Bundesnetzagentur. Press Release,<br />
December 1, 2020. https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/EN/BNetzA/PressSection/PressReleases/2020/20201201_Kohle.pdf.<br />
[54] Fischer, M.: Vattenfall to be compensated<br />
in German coal auction <strong>for</strong> Moorburg power<br />
plant. Vattenfall. Press Release, December<br />
1, 2020. https://group.vattenfall.<br />
com/press-<strong>and</strong>-media/pressreleases/<br />
2020/vattenfall-to-be-compensated-ingerman-coal-auction-<strong>for</strong>-moorburgpower-plant.<br />
[55] Wendler, N.: Did you know…? Report pf<br />
Bundesnetzagentur (BNetzA) on Reserve<br />
Power Plant Requirements Winter<br />
2020/21 <strong>and</strong> Years 2024/25. KernD column<br />
in: atw. <strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong><br />
Nuclear Power, Volume 65, Issue 6/7,<br />
June/July, INFORUM Verlags- und Verwaltungsgesellschaft<br />
mbH. Berlin, 2020.<br />
[56] Erichsen, L., Uniper to build new gas power<br />
plant in Irsching. Uniper. Press Release,<br />
January 9, 2019. https://www.uniper.en-<br />
ergy/news/download/631725/20190109-<br />
uniper-pr- kraftwerkirsching-en-725622.<br />
pdf.<br />
[57] Oberbayerisches Amtsblatt, Amtliche Bekanntmachung<br />
der Regierung von Oberbayern,<br />
des Bezirks Oberbayern, der Regionalen<br />
Planungsverbände und der Zweckverbände<br />
in Oberbayern. Nr. 5. Aktenzeichen ROB-<br />
55.1-8711.IM_1-9-6. 6. März 2020. https://www.regierung.<br />
oberbayern.bayern.<br />
de/mam/dokumente/service/obabl/<br />
2020/05_060320.pdf.<br />
[58] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht<br />
2015, https://www.bundesnetzagentur.<br />
de/.<br />
[59] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht<br />
2016, https://www.bundesnetzagentur.<br />
de/.<br />
[60] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht<br />
2017, https://www.bundesnetzagentur.<br />
de/.<br />
[61] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht<br />
2018, https://www.bundesnetzagentur.<br />
de/.<br />
[62] Bundesnetzagentur, Monitoringbericht<br />
2011, https://www.bundesnetzagentur.<br />
de/.<br />
[63] Bundesregierung: Corona-Folgen bekämpfen,<br />
Wohlst<strong>and</strong> sichern, Zukunftsfähigkeit<br />
stärken. Ergebnisse Koalitions aus schuss<br />
3. Juni 2020. https://www.bundesfinanzministerium.de/<br />
Content/DE/St<strong>and</strong>ardartikel/Themen/Schlaglichter/<br />
Konjunkturpaket/2020-06-03-eckpunktepapier.pdf.<br />
Referenced Newspaper Articles<br />
[N1] Lauterbach, J., Preuß, O.: Wie soll das gehen<br />
ohne das Kraftwerk Moorburg? Welt<br />
am Sonntag. Weekly Newspaper. Article.<br />
Axel Springer publishing group. Number<br />
36. 06.09.2020. https://www.welt.de/regionales/hamburg/<br />
article215118872/<br />
Energieversorgung-Wie-soll-das-gehenohne-das-Kraftwerk-Moorburg.html.<br />
[N2] Zimmermann, O.: Kraftwerk Moorburg soll<br />
stillgelegt werden. Elbe Wochenblatt.<br />
Weekly Newspaper. Elbe Wochenblatt Verlagsgesellschaft<br />
mbH & Co.KG.<br />
08.09.2020. https://www.elbe-wochenblatt.de/2020/09/08/kraftwerkmoorburg-soll-stillgelegt-werden/.<br />
[N3] Stuttgarter Zeitung. Red/lsw/dpa:<br />
Großkraftwerk Mannheim. Systemrelevant<br />
– Kohlekraftwerk darf Block 7 noch nicht<br />
vom Netz nehmen. Daily Newspaper. Stuttgarter<br />
Zeitung Verlagsgesellschaft mbH.<br />
07.09.2020. https://www.stuttgarterzeitung.de/inhalt.grosskraftwerk-mann<br />
heim-systemrelevant- kohlekraftwerk-darf-<br />
block-7-noch-nicht-vom-netz-nehmen.<br />
e02dcb17-f186-4c43-a560-88fc7f62c13b.<br />
html.<br />
[N4] Geiger, M.: Block 7 des Mannheimer<br />
Großkraftwerks bleibt vorerst am Netz.<br />
Mannheimer Morgen. Daily Newspaper.<br />
Mediengruppe Dr. Haas GmbH.<br />
07.09.2020. https://www.morgenweb.<br />
de/mannheimer-morgen_artikel,-gkmblock-<br />
7-des-mannheimer-grosskraft<br />
werks-bleibt-vorerst-am-netz-_arid,<br />
1684152.html.<br />
[N5] BR24: Bald wieder Strom aus Irsching: Neubau<br />
am Gaskraftwerk genehmigt. Bayerischer<br />
Rundfunk, Anstalt des öffent lichen<br />
Rechts, 07.09.2020. https://www.br.de/<br />
nachrichten/wirtschaft/bald-wiederstrom-aus-irsching-neubau-am-gaskraftwerk-genehmigt,S9tlIBo.<br />
[N6] Bayerische Staatszeitung: Der Irrsinn von<br />
Irsching. Daily Newspaper. Article.<br />
29.03.2019 https://www.bayerischestaatszeitung.de/staatszeitung/wirtschaft/detailansicht-<br />
wirtschaft/artikel/<br />
der-irrsinn-von-irsching.html.<br />
[N7] Zeit Online: Förderung von Ökostrom. Ökostrom-Umlage<br />
kostet den Bund Milliarden.<br />
Weekly Newspaper. Zeitverlag Gerd<br />
Bucerius GmbH & Co. KG.Article.<br />
15.10.2020. https://www.zeit.de/wirt<br />
schaft/2020-10/foerderung-oekostromdeckelung-eeg-umlage-kosten-bund-milliarden-zuschuss.<br />
[N8] Sommerfeldt, N., Zschäpitz, H.: Ökostromschwemme.<br />
Der Preis für Strom ist negativ –<br />
und Verbraucher zahlen Rekord rechnungen.<br />
Welt. Daily Newspaper. Article. Axel<br />
Springer publishing group. 07.07.2020.<br />
https://www.welt.de/wirtschaft/plus<br />
211134619/Negative-Strompreise-Die-<br />
Verbraucher-zahlen-trotzdem-so-viel-wienie.html.<br />
[N9] Poppe, M.: Negative Strompreise.<br />
Deutschl<strong>and</strong> verschenkt Strom-Millionen an<br />
Frankreich – auf Kosten der Verbraucher.<br />
Focus Online. Hubert Burda Media.<br />
24.04.2019. https://www.focus.de/immobilien/energiesparen/regenerative_<br />
energie/negative-strompreise-deutsch<br />
l<strong>and</strong>-verschenkt-tausende-euro-ans-aus<br />
l<strong>and</strong>-die-rechnung-zahlt-der- verbraucher<br />
_id_8309486.html.<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren<br />
(vormals <strong>VGB</strong>-R 167)<br />
Ausgabe <strong>2021</strong> – <strong>VGB</strong>-S-167-00-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
DIN A4, Print/eBook, 70 S., Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 130.–, Nicht mit glie der € 195,–, + Ver s<strong>and</strong> und USt.<br />
Veränderungen in der Betriebsweise der Kraftwerksblöcke und in den Inst<strong>and</strong>haltungsstrategien der<br />
Unternehmen, verbunden mit den Anwendungserfahrungen der <strong>VGB</strong>-Richtlinie „Revisionsempfehlungen<br />
für Turbogeneratoren“ (<strong>VGB</strong>-R 167) aus dem Jahr 2010 bedingten deren Überprüfung.<br />
Bei der Anwendung der vormaligen <strong>VGB</strong>-Richtlinie zeigte sich, dass eine direkte Beziehung der Revisionsintervalle<br />
zur Leistungsgröße der Generatoren nicht immer zielführend ist. Die Berücksichtigung<br />
eines Korrekturfaktors „Kühlungsart“ wurde geprüft und dieser eingeführt.<br />
Auch eine Neubewertung der Lastwechsel wurde er<strong>for</strong>derlich. Eine Ausarbeitung der LEAG „Berechnung<br />
des Beitrages zyklischer Lastwechsel zur äquivalenten<br />
Betriebszeit von Turbogeneratoren mit dem Rainflow-Zählverfahren“ lieferte einen Ansatz für eine detaillierte<br />
Analyse, jedoch blieb ebenso ein pragmatischer Ansatz über Vergleichstabellen Gegenst<strong>and</strong><br />
der Überarbeitung.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Revisionsempfehlungen<br />
für Turbogeneratoren<br />
(vormals <strong>VGB</strong>-R 167)<br />
<strong>VGB</strong>-S-167-00-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
Grundsätzliche Überlegungen zur Verbesserung der Anwendbarkeit und zur Ergänzung einer vereinfachten Ermittlung der äquivalenten<br />
Betriebsstunden wurden einbezogen und eine generelle Überprüfung der Bewertungsfaktoren, insbesondere für Start/Stopp<br />
(T3), erfolgte.<br />
Eine Beschreibung der Notwendigkeit zur Inspektion und Erstrevision (Garantierevision) für Neuanlagen wurde integriert.<br />
48
Residual <strong>Heat</strong> Removal Line (Redundancy)<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors<br />
Development <strong>of</strong> safety-related residual<br />
heat removal chains from german<br />
technology pressure water reactors<br />
(light <strong>and</strong> heavy water)<br />
Franz Stuhlmüller <strong>and</strong> Rafael Macián-Juan<br />
Kurzfassung<br />
Entwicklung von sicherheitstechnischen<br />
Nachwärmeabfuhrpfaden für<br />
Druckwasserreaktoren deutscher<br />
Technologie (Leicht- und Schwerwasser)<br />
Die auf Entwicklungen in Deutschl<strong>and</strong> basierenden<br />
Druckwasserreaktor-KKW für angereicherten<br />
Brennst<strong>of</strong>f (PLWR) einerseits und für<br />
Natururan (PHWR) <strong>and</strong>ererseits sind in ihrer<br />
Basiskonzeption weitgehend identisch. Ein<br />
markanter Unterschied besteht jedoch im Umfang<br />
der Reaktorhauptsysteme. Während diese<br />
beim PLWR nur aus dem Reaktorkühl- und dessen<br />
Druckhalte- und Abblasesystem bestehen,<br />
kommt beim PHWR noch das Moderatorsystem<br />
hinzu, das im Leistungsbetrieb der Anlage den<br />
Moderator (Schwerwasser) permanent zu kühlen<br />
hat. Dieses verfahrenstechnische System<br />
wird in Zweitfunktion als innerstes Glied der<br />
sicherheitstechnisch wichtigen Nachkühlkette<br />
zur Wärmeabfuhr nach dem Abschalten des Reaktors<br />
verwendet. Während man beim PLWR –<br />
auch für die neuesten Anlagen – sowohl zum<br />
Abkühlen nach planmäßiger Abschaltung als<br />
auch zur Beherrschung der überwiegenden<br />
Zahl anzunehmender Störfalle in der ersten<br />
Zeit nach Schadenseintritt auf die weitere Bespeisung<br />
der Dampferzeuger angewiesen ist,<br />
wurde für den PHWR die Möglichkeit geschaffen,<br />
die Reaktorkühlung von Anfang an allein<br />
über die Nachkühlkette durchzuführen.<br />
Anh<strong>and</strong> der Statusprojekte beider Kraftwerkslinien<br />
dokumentieren sich nicht nur deren Einheitengrößen-Wachstum,<br />
sondern auch die<br />
Entwicklungs-Schritte ihrer Nachkühlketten-<br />
Technologie, die hier aufgezeigt wird. l<br />
Authors<br />
Franz Stuhlmüller<br />
External Scientific Associate at the Chair <strong>for</strong><br />
Nuclear Technology<br />
Technical University <strong>of</strong> Munich<br />
Pr<strong>of</strong>. Rafael Macián-Juan, PhD<br />
Head <strong>of</strong> the Chair <strong>of</strong> Nuclear Technology<br />
Technical University <strong>of</strong> Munich<br />
Munich, Germany<br />
Development <strong>of</strong> Safety-related Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal Chains from German Technology<br />
Pressure Water Reactors I Franz Stuhlmüller<br />
Introduction<br />
The Nuclear Power Plants (NPPs) with<br />
Pressure Water Reactor <strong>for</strong> enriched fuel<br />
(PLWR, Pressurized Light Water Reactor)<br />
<strong>and</strong> <strong>for</strong> natural uranium (PHWR, Pressurized<br />
Heavy Water Reactor), developed in<br />
Germany, are largely identical in their basic<br />
design. However, there is a striking difference<br />
in the scope <strong>of</strong> the main reactor<br />
systems. While in PLWR these only consist<br />
<strong>of</strong> Reactor <strong>and</strong> Reactor Coolant System including<br />
Pressurizer <strong>and</strong> Pressurizer Relief<br />
Tank, in PHWR the Moderator System is<br />
added. In power operation <strong>of</strong> a PLWR, the<br />
entire thermal reactor power is transferred<br />
to the water/steam cycle via the Steam<br />
Generators. In PHWR, on the other h<strong>and</strong>,<br />
part <strong>of</strong> the power (approx. 10 %) has to be<br />
removed – at a lower temperature level –<br />
from the moderator, which is spatially separated<br />
from the main reactor coolant within<br />
the Reactor Pressure Vessel, but is kept<br />
at the same pressure via function-related<br />
Reactor<br />
2 1 1 1 1<br />
2 2 2<br />
3 3 3 3<br />
4 4 4 4<br />
5 5 5 5<br />
<strong>Heat</strong> Sink<br />
compensating openings. This portion <strong>of</strong><br />
power is used to preheat the feed water be<strong>for</strong>e<br />
it enters the Steam Generators. The<br />
Moderator System installed <strong>for</strong> this purpose<br />
can also be used in a second function<br />
as the inner link in the Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
Chain (RHRC) <strong>for</strong> cooling the reactor<br />
after it has been switched <strong>of</strong>f. In PLWR<br />
the analog system is operated exclusively<br />
<strong>for</strong> the removal <strong>of</strong> residual heat from the<br />
reactor <strong>and</strong>, if necessary, the fuel pool. In<br />
the following, the development <strong>of</strong> the<br />
RHRC <strong>of</strong> both NPP lines is shown <strong>and</strong> the<br />
main differences between both NPP-types<br />
in this regard are explained by comparing<br />
the most recently erected plants, DWR<br />
1,300 MW (KONVOI) <strong>and</strong> Atucha 2.<br />
Residual heat removal chain,<br />
structure <strong>and</strong> terms<br />
F i g u r e 1 shows the basic structure <strong>of</strong> the<br />
three-part RHRC using the example <strong>of</strong> a<br />
plant with four cooling lines, as is the case<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal Chain<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal Pump/<br />
Moderator Pump<br />
Residual <strong>Heat</strong> Exchanger/<br />
Moderator Cooler<br />
Component CoolingPump/<br />
RHR Intermediate Cooling Pump<br />
Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger/<br />
RHR Intermediate Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
Secured Service Cooling<br />
Water Pump<br />
Fig. 1. Residual <strong>Heat</strong> Removal from the Reactor; Definition <strong>of</strong> “System” (or “RHR link”),<br />
“Sub-System”, “RHR Line” <strong>and</strong> “RHR Chain”.<br />
49
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
with DWR 1,300 MW <strong>and</strong> Atucha 2<br />
(CNA 2). The figure also illustrates the<br />
terms “system” (or “RHR link”), “subsystem”,<br />
“RHR line” (resp. “redundancy”) <strong>and</strong><br />
„RHR Chain”. While a “system” contains<br />
the entirety <strong>of</strong> all “subsystems” <strong>of</strong> an RHR<br />
link (horizontal unit), each “RHR line” is<br />
made up <strong>of</strong> three adjacent subsystems,<br />
from heat source to heat sink (vertical<br />
unit). All RHR lines together <strong>for</strong>m the<br />
“RHR Chain” (although in normal usage a<br />
chain is understood to mean what is referred<br />
to here as a line).<br />
The RHRC thus consists <strong>of</strong> three procedural<br />
systems, namely<br />
––<br />
a circulation system <strong>for</strong> reactor coolant<br />
or moderator, connected to the reactor<br />
cooling loops or directly to Reactor Pressure<br />
Vessel *,<br />
––<br />
an intermediate cooling system, which<br />
takes heat from it in heat exchangers, <strong>and</strong><br />
––<br />
transfers it in another heat exchangers<br />
via the so-called Secured Service Cooling<br />
Water System to the external heat<br />
sink. “Secured” expresses that the system<br />
– like the entire RHRC – has a failsafe<br />
design <strong>and</strong> that its electrical units<br />
can be operated via the NPPs Emergency<br />
Power Supply, if necessary.<br />
In power plants where the service cooling<br />
water cannot be taken directly from a body<br />
<strong>of</strong> water (river, lake, sea), but in turn must<br />
be re-cooled e.g. in a cooling tower, the<br />
RHRC is in fact exp<strong>and</strong>ed by a fourth link.<br />
However, this is not explicitly included in<br />
the thermodynamic RHRC calculation. As<br />
with open circuit water cooling, it is then<br />
assumed that there is a fixed service cooling<br />
water inlet temperature which the recooling<br />
system has to implement or fall<br />
below on the basis <strong>of</strong> assumed external climatic<br />
conditions.<br />
Temporal development<br />
<strong>of</strong> the RHRC<br />
The development steps up to the latest version<br />
<strong>of</strong> the RHRC <strong>for</strong> PLWR <strong>and</strong> PHWR go<br />
h<strong>and</strong> in h<strong>and</strong> with the chronological<br />
growth <strong>of</strong> the unit sizes <strong>of</strong> both NPP variants<br />
from the second half <strong>of</strong> the 1960s to<br />
the end <strong>of</strong> the 1980s (F i g u r e 2 ).<br />
Starting with MZFR (multi-purpose research<br />
reactor Karlsruhe) as a prototype<br />
NPP <strong>of</strong> a PHWR <strong>and</strong> KWO (Obrigheim nuclear<br />
power plant) as a PLWR demonstration<br />
plant, the unit power outputs increased<br />
with almost constant gradients,<br />
* In the case <strong>of</strong> sump operation after loss <strong>of</strong> coolant,<br />
the extraction does not take place rom the<br />
reactor system, but from the floor (sump) <strong>of</strong><br />
the reactor building interior. With the PLWR,<br />
this is achieved by switching to a separate suction<br />
line in the intake to the Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal Pump. The PHWR uses the Safety Injection<br />
Pump <strong>for</strong> this - possibly in parallel operation<br />
with the Moderator Pump - which thus<br />
becomes part <strong>of</strong> the RHRC. In the further explanations<br />
<strong>and</strong> figures these RHRC special<br />
variants are not considered.<br />
Net power output in MWel<br />
1,500<br />
1,000<br />
500<br />
0<br />
PLWR<br />
KW B-A<br />
(Biblis A)<br />
1,150 MWel<br />
KKS<br />
(Stade)<br />
630 MWel<br />
KWO<br />
(Obrigheim)<br />
283 MWel<br />
MZFR<br />
(Karlsruhe)<br />
50 MWel<br />
KKI 2, upgraded<br />
1,410 MWel<br />
A total <strong>of</strong> 12 NPPs<br />
in the 1,300 MW power class<br />
(including KONVOI)<br />
CNA 1<br />
(Atucha 1, ARG)<br />
319 MWel<br />
––<br />
at the PLWR version via KKS (Stade nuclear<br />
power plant) to the KWB-A plant<br />
(Biblis nuclear power plant, Unit A). This<br />
was followed by a consolidation phase<br />
with the construction <strong>of</strong> several (1,200<br />
to) 1,300 MWel class NPPs be<strong>for</strong>e the<br />
step towards an EPR size <strong>of</strong> ≥ 1,600 MWel<br />
was taken,<br />
––<br />
at the PHWR with a significantly flatter<br />
course via Atucha 1 (CNA 1) to CNA 2<br />
plant as the last NPP <strong>of</strong> this type to date.<br />
Hereinafter, the RHRC concepts <strong>of</strong> all <strong>of</strong> the<br />
above power plants (without EPR) are<br />
shown in their original version. Later retr<strong>of</strong>ittings,<br />
e.g. as adaptation measures to tightened<br />
safety regulations are not considered.<br />
SPO planned<br />
CNA 2<br />
(Atucha 2, ARG)<br />
692 MWel<br />
Start <strong>of</strong> Power Operation (SPO)<br />
SPO<br />
planned<br />
KONVOI<br />
KKI 2 (lsar 2)<br />
KKE (Emsl<strong>and</strong>)<br />
GKN 2 (Gem.-KW Neckar)<br />
1,287 MWel<br />
SPO real<br />
PHWR<br />
SPO real<br />
EPR<br />
(Taishan 1, CHN)<br />
1,660 MWel<br />
1966 1969 1972 1975<br />
1988 2013 2015 2018<br />
1970 1974 1980 1990 2010 2020<br />
Fig. 2. Temporal Development <strong>of</strong> unit net power <strong>of</strong> german-type PLWR <strong>and</strong> PHWR plants.<br />
SG<br />
RCP<br />
3 4<br />
5 6<br />
Reactor<br />
SG<br />
RCP<br />
Fig. 3. KWO, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
7<br />
1<br />
2<br />
8<br />
In the first plants – both PLWR <strong>and</strong> PHWR<br />
– the single-line concept or multi-line in<br />
meshed construction was common <strong>for</strong> the<br />
systems <strong>of</strong> the RHRC. Here e.g. cross-connections<br />
between individual subsystems <strong>of</strong><br />
an NKK element are established, via which,<br />
if necessary, a st<strong>and</strong>by pump can optionally<br />
be connected to several circuits. However,<br />
this design presupposes that failure <strong>of</strong> passive<br />
system parts, such as piping, does not<br />
have to be assumed. The extension <strong>of</strong> event<br />
scenarios to be controlled, initially concentrated<br />
on the double-ended rupture <strong>of</strong> a<br />
reactor coolant line, in particular the postulate<br />
that in the event <strong>of</strong> an accident, in<br />
addition to the maintenance or repair <strong>of</strong> a<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal System<br />
Component Cooling<br />
System<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
SG Steam Generator<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
7<br />
8<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal Pumps<br />
Residual <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
Component Cooling Pump(s)<br />
Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
Emergency Secured<br />
Service Cooling Water Pumps<br />
Further Component Cooling<br />
Water Consumers<br />
Further Secured Service<br />
Cooling Water Consumers<br />
50
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors<br />
component, a single failure also occurs on<br />
any system part, led to the transition to the<br />
completely line-separated concept with<br />
three or four RHR-lines <strong>for</strong> the RHRC, depending<br />
on the unit size. This change took<br />
place step by step <strong>for</strong> both types <strong>of</strong> NPP,<br />
with the line separation developing from<br />
the inner to the outer link <strong>of</strong> the cooling<br />
chain, i.e. starting with the Moderator System<br />
(PHWR) resp. the Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
System (PLWR) up to the Secured<br />
Service Cooling Water System.<br />
The following descriptions are exclusively<br />
in the present <strong>for</strong>m, also <strong>for</strong> the plants that<br />
have already been decommissioned.<br />
NPPs with Pressurized Light Water<br />
Reactors (PLWR)<br />
Immediately after switching <strong>of</strong>f a PLWR<br />
power plant, cooling <strong>of</strong> the reactor system<br />
basically takes place via the Steam Generators<br />
(exception: loss <strong>of</strong> coolant accidents<br />
above certain leak sizes). At the time, when<br />
cooling is taken over by the RHRC, the<br />
pressure <strong>and</strong> temperature <strong>of</strong> the reactor<br />
cooling circuit have already been reduced<br />
to such an extent, that the necessary design<br />
values <strong>for</strong> the Residual <strong>Heat</strong> Removal System<br />
are significantly lower than those <strong>of</strong><br />
the reactor system. The heat to be removed<br />
has sunk so far, that an intermediate cooling<br />
system, designed <strong>for</strong> low temperature<br />
<strong>and</strong> low pressure, as well as open to<br />
the surrounding room atmosphere, can<br />
be used on the secondary side <strong>of</strong> the Residual<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger. This intermediate<br />
cooling system (called “Component Cooling<br />
System”) supplies further safety-related<br />
<strong>and</strong> operational cooling points in parallel<br />
to the Residual <strong>Heat</strong> Exchanger. If<br />
the NKK has a multi-line structure at least<br />
up to <strong>and</strong> including the Component Cooling<br />
System, then two component cooling<br />
subsystems are designed so that – alternating<br />
– they can supply cooling water to<br />
all <strong>of</strong> the operational cooling consumers<br />
(e.g. <strong>of</strong> Reactor Coolant Pumps <strong>and</strong> nuclear<br />
auxiliary systems) in addition to their<br />
line-associated safety-related cooling<br />
points.<br />
NPP Obrigheim (KWO), 283 MW el<br />
The NKK is <strong>for</strong>med from one line, i.e. each<br />
NKK system from one circulation circuit.<br />
The Residual <strong>Heat</strong> Removal System here<br />
includes two Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
Pumps connected in parallel <strong>and</strong> two Residual<br />
<strong>Heat</strong> Exchangers, both <strong>of</strong> which are<br />
integrated on their secondary side in the<br />
single component cooling circuit [1].<br />
Special features <strong>of</strong> KWO are:<br />
––<br />
The additional use <strong>of</strong> the Residual <strong>Heat</strong><br />
Exchangers as low-pressure coolers<br />
within the Volume Control System (not<br />
shown in F i g u r e 3 ),<br />
––<br />
Two Emergency Secured Service Cooling<br />
Water Pumps (in addition to the regular<br />
SG<br />
RCP<br />
3<br />
5<br />
SG<br />
RCP<br />
Reactor<br />
RCP<br />
2 2<br />
two Secured Service Cooling Water<br />
Pumps).<br />
NPP Stade (KKS), 630 MW el<br />
The Residual <strong>Heat</strong> Removal System as the<br />
inner link <strong>of</strong> the RHRC is carried out in two<br />
subsystems, but is still mesh-designed with<br />
one Residual <strong>Heat</strong> Exchanger und two Residual<br />
<strong>Heat</strong> Removal Pumps each [2, 3, 4].<br />
The other two NKK links consist – like at<br />
KWO – <strong>of</strong> only one circulation system each,<br />
but with special features.<br />
1<br />
6<br />
4 4 4<br />
SG<br />
RCP<br />
Fig. 4. KKS, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
SG<br />
RCP<br />
SG<br />
RCP<br />
Reactor<br />
RCP<br />
SG<br />
SG<br />
SG Steam Generator<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal System<br />
Component Cooling<br />
System<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal Pumps<br />
Residual <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
Component Cooling Pump(s)<br />
Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
Further Component Cooling<br />
Water Consumers<br />
These are:<br />
––<br />
Three Component Cooling Pumps,<br />
––<br />
Three Component Cooling <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
connected in parallel (which<br />
were probably activated as required),<br />
––<br />
Two additional Emergency Component<br />
Cooling Pumps (not shown in F i g u r e 4 ),<br />
––<br />
Three Service Cooling Water Pumps.<br />
NPP Biblis Unit A (KWB-A), 1,150 MW el<br />
With KWB-A, already in 1975 the RHRC<br />
took the shape, which subsequently – with<br />
RCP<br />
Fig. 5. KWB-A, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
SG<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal System<br />
Component Cooling<br />
System (safety-related part)<br />
Component Cooling<br />
System (operational part)<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
SG Steam Generator<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
1 Residual <strong>Heat</strong> Removal Pumps<br />
2 Residual <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
3 Component Cooling Pump(s)<br />
4 Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
5 Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
6 Further Component Cooling<br />
Water Consumers<br />
7 Further Secured Service<br />
Cooling Water Consumers<br />
51
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
a few safety-relevant additions – became<br />
the st<strong>and</strong>ard <strong>and</strong> has since been used <strong>for</strong> all<br />
following PLWR plants [5, 6]. The number<br />
<strong>of</strong> RHR lines usually, but not necessarily,<br />
corresponds to the number <strong>of</strong> reactor cooling<br />
loops. For this size <strong>of</strong> units (<strong>and</strong> also <strong>for</strong><br />
the EPR concept (≥ 1,600 MWel) four<br />
Steam Generators <strong>and</strong> thus four reactor<br />
cooling loops are required <strong>for</strong> heat transfer<br />
to the water/steam cycle in power operation.<br />
Accordingly, the RHRC also consists <strong>of</strong><br />
four independent RHR lines with a heat<br />
transfer capacity <strong>of</strong> 50 % each, based on the<br />
design case. (Note: Even <strong>for</strong> plants with<br />
only three reactor cooling loops, this “one<br />
to one” assignment <strong>of</strong> loop <strong>and</strong> line number<br />
can be obtained without violating the safety<br />
philosophy (repair <strong>and</strong> simultaneously<br />
single-failure) when the heat transfer capacity<br />
<strong>of</strong> each line is increased to 100 %.) In<br />
F i g u r e 5 , the two inner Component Cooling<br />
Circuits are designed <strong>for</strong> the alternating<br />
supply <strong>of</strong> operational component points.<br />
For this purpose, in addition to the regular<br />
Component Cooling Pump, a second pump<br />
is connected in parallel, operated in case <strong>of</strong><br />
a very high cooling water dem<strong>and</strong>.<br />
NPPs <strong>of</strong> DWR 1300 MW class<br />
The increasing safety-related requirements,<br />
set down e.g. in the “RSK Guidelines<br />
<strong>for</strong> Pressurized Water Reactors” [7]<br />
<strong>and</strong> in “Safety Regulations <strong>of</strong> the KTA”<br />
[8, 9], in particular<br />
––<br />
elevated awareness <strong>of</strong> the fuel pool inventory<br />
as a source <strong>of</strong> activity, <strong>and</strong><br />
––<br />
the inclusion <strong>of</strong> “civilization-related external<br />
impacts” (aircraft crash, explosion<br />
pressure waves, third part influences) as<br />
cases to be managed,<br />
led to important extensions <strong>for</strong> the system<br />
technology <strong>of</strong> the steam generator feed as<br />
well as <strong>for</strong> the RHRC [10] (F i g u r e 6 ).<br />
With the Emergency Feed Water System, a<br />
possibility <strong>of</strong> short <strong>and</strong> medium-term heat<br />
removal from the Reactor Coolant System<br />
via the Steam Generators was created, independent<br />
<strong>of</strong> the Feed Water Tank <strong>and</strong> the<br />
regular Emergency Power Supply. For the<br />
subsequent long-term cooling via the socalled<br />
Emergency RHR Chain in this two <strong>of</strong><br />
the four RHR lines, whose residual heat<br />
removal circuits contain a Fuel Pool Cooling<br />
Pump,<br />
* With introduction <strong>of</strong> the new “Power Plant Labeling<br />
System (KKS)” in 1976 the Component<br />
Cooling System was, without any technical impact,<br />
split into “Safety Component Cooling<br />
System” <strong>and</strong> “Operation Component Cooling<br />
System”. The <strong>for</strong>mer includes the Component<br />
Cooling Pumps, the Component Cooling <strong>Heat</strong><br />
Exchangers as well as the supply <strong>of</strong> all cooling<br />
points that are relevant <strong>for</strong> operation <strong>of</strong> the<br />
RHRC. The latter only consists <strong>of</strong> the connected<br />
pipe network, which distributes <strong>and</strong> collects<br />
the cooling water flows to consumers <strong>of</strong> nuclear<br />
operating systems inside Reactor- <strong>and</strong><br />
Reactor Auxiliary Building.<br />
SG<br />
RCP<br />
SG<br />
1 Residual <strong>Heat</strong> Removal Pumps<br />
1a Fuel Pool Cooling Pumps<br />
2 Residual <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
3 Component Cooling Pumps<br />
3a Emergency Component<br />
Cooling Pumps<br />
RCP<br />
Reactor<br />
RCP<br />
4 Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchangers<br />
5 Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
5a Emergency Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
SG<br />
RCP<br />
SG<br />
6 Safety-related Cooling Points<br />
7 Secured Intermediate Coolers<br />
8 Emergency Feed Water Pumps<br />
9 Emergency Generators<br />
10 Emergency Diesel Engines<br />
Fig. 6. DWR 1,300 MW, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
SG<br />
From<br />
Condenser<br />
Cooling<br />
Tower<br />
RCP<br />
3<br />
5<br />
Reactor<br />
SG<br />
RCP<br />
Feedwater<br />
System<br />
Fig. 7. MZFR, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
4<br />
1<br />
2<br />
7<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Residual <strong>Heat</strong><br />
Removal System<br />
Safety Component<br />
Cooling System<br />
Operation Component<br />
Cooling System<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
SG Steam Generator<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
11 Demineralized<br />
Water Pool<br />
––<br />
an Emergency Component Cooling<br />
Pump within the Safety Component<br />
Cooling System*, <strong>and</strong><br />
––<br />
an Emergency Secured Service Cooling<br />
Water Pump in the Secured Service Cooling<br />
Water System.<br />
are installed in parallel to the existing<br />
pumps.<br />
The Fuel Pool Cooling Pumps themselves<br />
act as “Emergency Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
Pumps” as part <strong>of</strong> the Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
System in this case. If required, all<br />
this pumps are supplied with power via the<br />
Emergency Generators, which – after the<br />
Emergency Feed Water Pumps have been<br />
disconnected – are driven by the Emergency<br />
Diesel Engines.<br />
For the fuel pool cooling, in addition to the<br />
two RHR lines that include the Fuel Pool<br />
Cooling Pumps, there is also another fuel<br />
pool cooling circuit whose Fuel Pool Cooler<br />
is supplied by the Operation Component<br />
6<br />
SG<br />
RCP<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
7<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Moderator System<br />
Component Cooling<br />
System<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
Steam Generator<br />
Reactor Coolant Pump<br />
Moderator Pumps<br />
Moderator Coolers<br />
Component Cooling Pump(s)<br />
Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
Further Component Cooling<br />
Water Consumers<br />
Further Secured Service<br />
Cooling Water Consumers<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors<br />
Cooling System*. In this way, heat removal<br />
from the fuel pool is possible in principle<br />
via each <strong>of</strong> the four RHR lines.<br />
NPPs with Pressurized Heavy<br />
Water Reactors (PHWR)<br />
The function <strong>of</strong> the Moderator System in<br />
power operation <strong>of</strong> the plant requires identical<br />
pressure <strong>and</strong> temperature design values<br />
as <strong>for</strong> the Reactor Coolant System itself.<br />
However, this also opens up the possibility<br />
– by switching over valves inside the<br />
Moderator System <strong>and</strong> with an appropriate<br />
design <strong>of</strong> the RHR Intermediate Cooling<br />
System as the middle link <strong>of</strong> the RHRC – to<br />
take over the cooling <strong>of</strong> the reactor immediately<br />
after shut down, even without additional<br />
Steam Generator feed. This option<br />
has not yet been implemented <strong>for</strong> the<br />
MZFR as the first PHWR plant. Only CNA 1<br />
<strong>and</strong> CNA 2 are equipped with a high pressure/high<br />
temperature designed RHRC<br />
<strong>and</strong> are there<strong>for</strong>e independent <strong>of</strong> the function<br />
<strong>of</strong> the main heat sink (steam turbine<br />
condenser) <strong>for</strong> cooling down the plant after<br />
all shut-down occasions to be assumed.<br />
Multi-purpose research reactor Karlsruhe<br />
(MZFR), 50 MW el<br />
The shutdown concept <strong>of</strong> the MZFR basically<br />
corresponds to that <strong>of</strong> PLWR plants,<br />
with priority on the Steam Generators [11]<br />
(F i g u r e 7 ). Only when this – below a certain<br />
coolant temperature – is no longer<br />
thermodynamically possible, switch over<br />
to RHRC operation has to be per<strong>for</strong>med <strong>for</strong><br />
further cooling <strong>of</strong> the plant. Moderator<br />
temperature <strong>and</strong> heat to be removed at this<br />
time are already so low that the Moderator<br />
Cooler on its secondary side can be operated<br />
with inlet temperatures, which are accepted<br />
by the other cooling points without<br />
boiling at its outlet; even at the slight overpressure<br />
with which the Component cooling<br />
System is operated.<br />
A special feature <strong>of</strong> the MZFR-RHRC is that<br />
the operating pressure in the Secured Service<br />
Cooling Water is higher than in the<br />
Component Cooling System. In the event<br />
<strong>of</strong> a heat tube leak in the Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger, transition <strong>of</strong> possibly<br />
radioactive contaminated water to the environment<br />
is thereby avoided, but pollution<br />
<strong>of</strong> the deionized water in the component<br />
cooling circuit may happen instead. In<br />
subsequent plants, the pressure gradation<br />
was implemented consistently from the<br />
heat source (high) to the heat sink (low).<br />
RCP<br />
SG<br />
Reactor<br />
NPP Atucha 1 (CNA 1), 319 MW el<br />
In contrast to MZFR, with CNA 1 one can<br />
already speak <strong>of</strong> an important step towards<br />
a multiple-line design <strong>of</strong> the RHRC (F i g -<br />
u r e 8 ). The Moderator System consists <strong>of</strong><br />
two completely separate loops, each <strong>of</strong><br />
which adjacent to a circuit <strong>of</strong> the RHR Intermediate<br />
Cooling System [12, 13, 14].<br />
Deviating from MZFR, the task <strong>of</strong> this system<br />
is to be able to take over the reactor<br />
cooling already shortly after shut down <strong>of</strong><br />
the reactor. The associated temperature<br />
<strong>and</strong> pressure values in the system preclude<br />
the use <strong>of</strong> the Component Cooling System<br />
<strong>for</strong> heat removal; this is designed to only<br />
supply all other safety-related <strong>and</strong> the operational<br />
cooling points as a single circuit.<br />
It is fitted out with two Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchangers <strong>and</strong> Component Cooling<br />
Pumps <strong>of</strong> full capacity each. The RHR Intermediate<br />
Cooling System is equipped<br />
with a third RHR Intermediate Cooling<br />
Pump. In the event <strong>of</strong> failure <strong>of</strong> one <strong>of</strong> the<br />
two regular pumps this additional pump<br />
takes over the circulation in the affected<br />
SG<br />
2 1 1 2<br />
Feed Water<br />
System<br />
3 3 3<br />
4 4<br />
5<br />
RCP<br />
6<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
Moderator System<br />
RHR Intermediate<br />
Cooling System<br />
Component Cooling<br />
System<br />
Secured Service<br />
Cooling Water System<br />
8<br />
Fig. 8. CNA 1, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
7<br />
9<br />
SG Steam Generator<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
1 Moderator Pumps<br />
2 Moderator Coolers<br />
3 RHR Intermediate<br />
Cooling Pumps<br />
4 RHR Intermediate<br />
Cooling <strong>Heat</strong> Exchanger<br />
5 Secured Service<br />
Cooling Water Pumps<br />
6 Component<br />
Cooling Pumps<br />
7 Component Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger<br />
8 Component Cooling<br />
Water Consumers<br />
9 Fuel Pool Coolers<br />
circuit. The principle <strong>of</strong> line separation <strong>for</strong><br />
the RHR Intermediate Cooling System is<br />
not impaired by this. The return lines <strong>of</strong> the<br />
RHR Intermediate Cooling Circuits cannot<br />
be shut <strong>of</strong>f to the area around the Moderator<br />
Cooler flowed through by the feed water<br />
during power operation, so that the<br />
feed water pressure is impressed on them<br />
in their st<strong>and</strong>by state. After the feed water<br />
lines at the outlet <strong>of</strong> the Moderator Cooler<br />
have been shut <strong>of</strong>f <strong>and</strong> transition to the<br />
RHRC cycle operation is completed, the<br />
water balance in the RHR Intermediate<br />
Cooling Circuits (absorption <strong>of</strong> expansion<br />
water when heating up, recovery <strong>of</strong> contraction<br />
water when cooling down) can be<br />
SG Reactor SG<br />
RCP<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant<br />
System<br />
RCP Reactor Coolant Pump<br />
SG SteamGenerator<br />
1 Moderator Pumps<br />
2 Moderator Coolers<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
Moderator System Safety Component Cooling System Secured Service<br />
Cooling Water<br />
System<br />
RHR Intermediate<br />
Cooling System<br />
Operation Component<br />
Cooling System<br />
RHR Intermediate Cooling Pumps<br />
RHR Intermediate Cooling <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
Secured Service Cooling Water Pumps<br />
Component Cooling Pumps<br />
Fig. 9. CNA 2, Reactor Coolant System <strong>and</strong> RHR Chain.<br />
RCP<br />
7 Component Cooling <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
8 Component Cooling Water Consumers<br />
9 Fuel Pool Coolers<br />
10 Secured Intermediate Coolers<br />
53
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
carried out via expansion tanks as well as<br />
discharges to the feed water tank on the one<br />
h<strong>and</strong>, <strong>and</strong> feed from the feed water tank or<br />
the deionized water tank by means <strong>of</strong> system-associated<br />
pumps on the other h<strong>and</strong>.<br />
A line assignment has not yet been made <strong>for</strong><br />
the outer RHRC link, the Secured Service<br />
Cooling Water System. Three parallel Secured<br />
Service Cooling Water Pumps can feed<br />
a manifold, from which all intercoolers as<br />
well as the Fuel Pool Coolers are supplied.<br />
NPP Atucha 2 (CNA 2), 692 MW el<br />
A clear line separation concept has been<br />
implemented at CNA 2. Although the plant<br />
only has two reactor cooling circuits, the<br />
Moderator System <strong>and</strong> the entire RHRC are<br />
constructed with four lines, each <strong>of</strong> them<br />
having a capacity <strong>of</strong> 50 % <strong>of</strong> the total power<br />
to be removed in the design case. Thus the<br />
“repair + single-failure” criterion <strong>for</strong> accidents<br />
is fulfilled. Not only the RHR Intermediate<br />
Cooling System, but also the Safety<br />
Component Cooling System here consists<br />
<strong>of</strong> four circuits, which supply the<br />
respective associated consumers – i.e.<br />
pumps <strong>and</strong> their motors – with cooling water.<br />
The circuits <strong>of</strong> the two outer redundancies<br />
in F i g u r e 9 can also be optionally<br />
switched on to cooling points <strong>of</strong> the fuel<br />
assembly transport devices (not shown in<br />
F i g u r e 9 ). One circuit <strong>of</strong> the two inner<br />
redundancies serves not only its safety-relevant<br />
consumers, but also the Operation<br />
Component Cooling System, the other one<br />
st<strong>and</strong>s by <strong>for</strong> that. The design <strong>of</strong> the RHR<br />
Intermediate Cooling System enables – if<br />
necessary – a takeover <strong>of</strong> heat transfer<br />
from the reactor cooling system after shutdown<br />
<strong>of</strong> the plant without the aid <strong>of</strong> steam<br />
generator feed. To achieve the maximum<br />
possible heat removal capacity, the bypasses<br />
inside the RHR Intermediate Cooling<br />
Circuit around Moderator Cooler <strong>and</strong> RHR<br />
Intermediate Cooling <strong>Heat</strong> Exchanger<br />
must be closed. If it is necessary <strong>for</strong> the<br />
RHRC to keep the reactor cooling system in<br />
a desired temperature state or to cool it<br />
down according to a specified shutdown<br />
gradient, this is done by opening/closing<br />
the bypass around the Moderator Cooler<br />
(without intermediate positions) <strong>and</strong> by<br />
controlling the flow rate through the primary<br />
side <strong>of</strong> the RHR Intermediate Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger on the one h<strong>and</strong> <strong>and</strong> the<br />
bypass around the cooler on the other<br />
(Shutdown control).<br />
An important further development compared<br />
to CNA 1 is the h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> the water<br />
balance in the RHR Intermediate Cooling<br />
Circuits. Facilities <strong>for</strong> absorbing expansion<br />
water <strong>and</strong> re-feeding it when the circuit<br />
cools down as well as replacing operational<br />
medium losses in the first period after an<br />
accident occurs (in the event <strong>of</strong> failure <strong>of</strong><br />
operational demineralized water supply)<br />
are set up <strong>for</strong> each circuit self-sufficient<br />
<strong>and</strong> spatially separated from each other in<br />
the Reactor Building Annulus.<br />
Each <strong>of</strong> the four subsystems <strong>of</strong> the Secured<br />
Service Cooling Water System with one Secured<br />
Service Cooling Water Pump each,<br />
supplies all <strong>of</strong> the assigned heat exchangers<br />
in parallel, that are:<br />
––<br />
One RHR Intermediate Cooling <strong>Heat</strong> Exchanger,<br />
––<br />
One Component Cooling <strong>Heat</strong> Exchanger,<br />
––<br />
One Secured Intermediate Cooler,<br />
––<br />
This heat exchanger removes the heat<br />
loss from the line-assigned Emergency<br />
Diesel Engine <strong>and</strong> the Secured Chilled<br />
Water System, which is absorbed in the<br />
so-called Secured Closed Cooling Water<br />
System.<br />
––<br />
One Fuel Pool Cooler (Really only a total<br />
<strong>of</strong> two coolers, each <strong>of</strong> which con-<br />
SG<br />
SG<br />
RCP<br />
RHR Intermediate<br />
Cooling System<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
RCP<br />
Main Steam System<br />
Reactor Coolant System<br />
SG<br />
RCP<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal System<br />
Safety Component Cooling System<br />
Moderator System<br />
RHR Intermediate<br />
Cooling System<br />
Reactor<br />
nected to two Secured Service Cooling-<br />
Water Pumps <strong>for</strong> alternating supply)<br />
Comparison DWR 1,300 MW –<br />
Atucha 2<br />
By comparing the RHRC configurations <strong>of</strong><br />
the latest PLWR- <strong>and</strong> PHWR plants in F i g -<br />
u r e 10 it is intended to show at a glance<br />
their differences in the type <strong>and</strong> scope <strong>of</strong><br />
process engineering equipment <strong>for</strong> the removal<br />
<strong>of</strong> residual heat from the reactor<br />
cooling system. Furthermore, it is made<br />
clear which or how many subsystems/lines<br />
must be active during power operation <strong>of</strong><br />
the plant.<br />
SG<br />
RCP<br />
Safety Component Cooling System<br />
Operation Component<br />
Cooling System<br />
DWR 1,300 MW<br />
RCP<br />
Operation Component Cooling System<br />
Secured Service Cooling Water System<br />
SG<br />
SG<br />
CNA 2<br />
Secured Service<br />
Cooling Water<br />
System<br />
Fig. 10. DWR 1,300 MW – CNA 2, Comparison <strong>of</strong> RHR Chains regarding their necessary use<br />
during power operation <strong>of</strong> the plant; Explanation <strong>of</strong> Numbers: see Figures 6 <strong>and</strong> 9.<br />
RCP<br />
54
Inner Link<br />
Middle Link<br />
Outer Link<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors<br />
DWR 1,300 MW<br />
Reactor<br />
CNA 2<br />
Reactor<br />
SG<br />
RCP<br />
SG<br />
RCP<br />
1 2<br />
6<br />
HPT<br />
FWT<br />
HPT<br />
FWT<br />
RH<br />
In order to complete the comparison, the<br />
water/steam cycle must also be included.<br />
3<br />
3<br />
M<br />
S<br />
4 5<br />
4<br />
M<br />
S<br />
5<br />
LPT<br />
LPT<br />
G<br />
G<br />
Steam Systems<br />
Reactor Coolant System<br />
Moderator System<br />
Feedwater System<br />
Main Condensate System<br />
Main CoolingWater System<br />
G<br />
SG<br />
RCP<br />
RH<br />
FWT<br />
HPT<br />
LPT<br />
MS<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
5<br />
6<br />
Generator<br />
Steam Generator<br />
Reactor Coolant Pump<br />
Reheater<br />
Fee Water Tank<br />
High Pressure Turbine<br />
Low Pressure Turbine<br />
Moisture Separator<br />
Moderator Pump<br />
Moderator Cooler<br />
Main Feedwater Pump<br />
Low-Pressure<br />
Feedwater <strong>Heat</strong>er<br />
Main Condensate Pump<br />
High-Pressure<br />
Feedwater <strong>Heat</strong>e<br />
Fig. 11. DWR 1,300 MW- CNA 2, Comparison <strong>of</strong> Water/Steam Cycles (simplified).<br />
By using the Moderator Cooler <strong>for</strong> preheating<br />
the feed water, the PHWR is considerably<br />
simplified in comparison to the PLWR<br />
(F i g u r e 11 ). In addition to the High Pressure<br />
Preheaters themselves, the steam extraction<br />
points on the high-pressure section<br />
<strong>of</strong> the steam turbine <strong>and</strong> the connecting<br />
steam pipes are eliminated <strong>for</strong> the PHWR.<br />
The second above item determines the<br />
number <strong>of</strong> pumps that are to be operated<br />
continuously, <strong>and</strong> thus also the electrical<br />
auxiliary power dem<strong>and</strong> as well as the net<br />
efficiency. This in turn influences the economic<br />
attractiveness <strong>of</strong> the plant.<br />
Explanations to F i g u r e 10 :<br />
––<br />
Thick drawn subsystems <strong>and</strong> components:<br />
Used in power operation<br />
––<br />
Thin drawn subsystems <strong>and</strong> components:<br />
Ready <strong>for</strong> operation readiness<br />
––<br />
Thin drawn heat exchanger edging, but<br />
with thick drawn flow symbol: Flow<br />
through its secondary side, but without<br />
heat input<br />
For DWR 1,300 MW, the upper part <strong>of</strong><br />
F i g u r e 10 shows the minimum amount<br />
<strong>of</strong> subsystems to be operated.<br />
It is assumed that<br />
––<br />
The fuel pool cooling circuit connected<br />
to the Operating Component Cooling<br />
System is sufficient to maintain the fuel<br />
Tab. 1. DWR 1,300 MW – CNA 2, Comparison <strong>of</strong> RHR Chain functions.<br />
RHR-<br />
C<br />
System (Design)<br />
Functions<br />
– Power Operation<br />
– Shut down<br />
operation<br />
– Plant Accidents<br />
– Civilization-related<br />
External Impacts<br />
RHR Control<br />
System (Design)<br />
Functions<br />
– Power Operation<br />
– Shut down<br />
operation<br />
– Plant Accidents<br />
– Civilization-related<br />
External Impacts<br />
RHR Control<br />
System (Design)<br />
Functions<br />
– Power Operation<br />
– Shut down<br />
operation<br />
– Plant Accidents<br />
– Civilization-related<br />
External Impacts<br />
RHR Control<br />
DWR 1,300 MW CNA 2<br />
Residual <strong>Heat</strong> Removal System (MP/MT)<br />
Fuel Pool Cooling (FPC*)<br />
Reactor Cooling via RHR Chain,<br />
FPC*<br />
Reactor Cooling via Emergency RHR Chain,<br />
FPC*<br />
at Primary Side <strong>of</strong> Residual <strong>Heat</strong> Exchangers<br />
Nuclear Component Cooling System (LP/LT)<br />
Safety Component Cooling System (SCCS)+ Operation Component Cooling System<br />
(OCCS)<br />
Supply <strong>of</strong> OCCS, <strong>and</strong> possibly <strong>of</strong> 1 RHE <strong>for</strong> FBC* in<br />
case <strong>of</strong> <strong>and</strong> very high cooling water temperatures<br />
<strong>Heat</strong> Transfer via RHR Chain,<br />
Supply <strong>of</strong> OCCS (if possible)<br />
<strong>Heat</strong> Transfer via Emergency RHR Chain<br />
---<br />
<strong>Heat</strong> dissipation from SCCS (sources: OCCS <strong>and</strong><br />
possibly FPC*), <strong>and</strong> from SCCWS to the heat sink<br />
<strong>Heat</strong> dissipation via RHR Chain <strong>and</strong> from SCCWS<br />
to the heat sink<br />
<strong>Heat</strong> dissipation via Emergency RHR Chain,<br />
to the heat sink<br />
---<br />
Secured Service Cooling Water System (LP/LT)<br />
Moderator System (HP/HT)<br />
Feed Water Preheating through Moderator Cooling<br />
Reactor Cooling via RHR Chain<br />
---<br />
Supply <strong>of</strong> OCCS,<br />
Supply <strong>of</strong> SCCS consumers in all <strong>of</strong> ist<br />
subsystems<br />
Supply <strong>of</strong> OCCS (if possible),<br />
Supply <strong>of</strong> SCCS consumers in all <strong>of</strong> ist<br />
subsystems<br />
---<br />
RHR Intermediate<br />
Cooling System (HP/HT)<br />
<strong>Heat</strong> Dissipation via all subsystems from SCCS (incl. OCCS), SCCWS<br />
<strong>and</strong> FPC to the heat sink<br />
<strong>Heat</strong> dissipation via RHR Chain <strong>and</strong> from SCCS (possibly incl. OCCS),<br />
SCCWS <strong>and</strong> FPC to the heat sink<br />
---<br />
Only Feed Water pass-through<br />
at Moderator Cooler<br />
<strong>Heat</strong> Transfer via RHR Chain<br />
at Primary Side <strong>of</strong> the RHR Intermediate<br />
Cooling <strong>Heat</strong> Exchanger<br />
MP/MT: Medium Pressure/MediumTemperature HP/HT: High Pressure/HighTemperature LP/LT: Low Pressure/LowTemperature FPC: Fuel Pool Cooling<br />
*: Assumption, that Fuel Elements are stored RHE: Residual <strong>Heat</strong> Exchanger RHR: Control <strong>of</strong> <strong>Heat</strong> to be dissipated via RHR Chain/RHR Line<br />
SCCWS: Secured Closed Cooling Water System (Cooling <strong>of</strong> Diesel Engines <strong>and</strong> Secured Chilled Water System)<br />
55
Safety-related residual heat removal chains <strong>for</strong> pressure water reactors <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
pool water under the desired temperature.<br />
Otherwise, one <strong>of</strong> the outer lines<br />
would have to be operated with a Fuel<br />
Pool Cooling Pump, additionally or exclusively.<br />
––<br />
Operation <strong>of</strong> one <strong>of</strong> the four Secured<br />
Chilled Water Systems (which are redundantly<br />
supplied by the so-called Secured<br />
Closed Cooling Water Systems) is sufficient<br />
<strong>and</strong> there<strong>for</strong>e only one <strong>of</strong> the Secured<br />
Intermediate Coolers (No. 7 in<br />
F i g u r e 6 <strong>and</strong> F i g u r e 10 above) has<br />
to be flowed through. If this is not the<br />
case, then additional subsystems <strong>of</strong> the<br />
Secured Service Cooling Water System<br />
(<strong>and</strong> with that Secured Service Cooling<br />
Water Pumps too) must be activated.<br />
With CNA 2, the constantly running Moderator<br />
Pumps mean that their cooling<br />
points – line-separated – always have to be<br />
supplied with cooling water via the Safety<br />
Component Cooling System. There<strong>for</strong>e, all<br />
its subsystems as well as the entire Secured<br />
Service Cooling Water System must always<br />
be operated. With regard to the heat removal<br />
capacity, actually only the line which<br />
is connected to the Operation Component<br />
Cooling System with its permanent heat<br />
input is utilized, fully or only partially.<br />
The part <strong>of</strong> the RHR Intermediate Cooling<br />
System not flowed by feed water is separated<br />
<strong>and</strong> in st<strong>and</strong>-by condition.<br />
In contrast to the DWR 1,300 MW, the fuel<br />
pool cooling in CNA 2 is completely independent<br />
from the heat removal via the<br />
RHRC. Here, the fuel pool cooling circuits<br />
transfer the heat to be removed directly to<br />
the Secured Service Cooling Water via their<br />
own Fuel Pool Coolers (No. 9 in F i g u r e 9<br />
<strong>and</strong> F i g u r e 10 , below). Each one <strong>of</strong> the<br />
coolers can alternatively be supplied by two<br />
subsystems <strong>of</strong> the Secured Service Cooling<br />
Water System; this is why in F i g u r e 9 <strong>and</strong><br />
F i g u r e 10 below – only to illustrate the<br />
availability – four pool coolers are drawn.<br />
Ta b l e 1 summarizes the most important<br />
in<strong>for</strong>mation from the RHRC systems <strong>of</strong><br />
DWR 1,300 MW <strong>and</strong> CNA 2. In addition to<br />
their design (high/medium/low pressure<br />
resp. temperature), their functions in normal<br />
operation <strong>and</strong> assumed accident cases<br />
<strong>of</strong> the plant are listed.<br />
It is also indicated at which points <strong>of</strong> the<br />
RHRC the heat to be removed can be controlled.<br />
This is done by dividing the total flow <strong>of</strong><br />
the pumps (Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
Pumps/Fuel Pool Cooling Pumps resp.<br />
RHR Intermediate Cooling Pumps) between<br />
heat exchangers (Residual <strong>Heat</strong> Exchanger<br />
resp. RHR Intermediate Cooling<br />
<strong>Heat</strong> Exchanger) on the one h<strong>and</strong> <strong>and</strong> the<br />
bypasses around the coolers on the other.<br />
Summary<br />
Development <strong>of</strong> the Residual <strong>Heat</strong> Removal<br />
Chain (RHRC) in NPPs with pressurized<br />
water reactors <strong>of</strong> German design, from the<br />
prototype plant MZFR (heavy water) <strong>and</strong><br />
the demonstration power plant KWO (light<br />
water) to the last plants erected, was carried<br />
out on three mutually independent<br />
areas:<br />
––<br />
Pressurized Light- <strong>and</strong> Heavy-Water<br />
DWR (PLWR <strong>and</strong> PHWR):<br />
Increasing requirements concerning<br />
plant-internal damage assumptions<br />
The assumption <strong>of</strong> failing <strong>of</strong> passive components<br />
<strong>and</strong> system parts as well as the<br />
postulate <strong>of</strong> simultaneity <strong>of</strong> “repair case<br />
<strong>and</strong> single failure” led to the (step-bystep)<br />
––<br />
transition from the single-line to the<br />
multi-line RHRC-design with several<br />
functionally independent redundancies<br />
<strong>of</strong> the same heat transfer capacity.<br />
In plants with four RHR lines – as is the<br />
case with the DWR 1,300 MW class as<br />
well as with Atucha 2 – each <strong>of</strong> the<br />
lines has to be equipped with a heat<br />
removal capacity <strong>of</strong> 50 %, based on the<br />
thermodynamic design case <strong>of</strong> the entire<br />
RHRC.<br />
––<br />
This goes h<strong>and</strong> in h<strong>and</strong> with ab<strong>and</strong>oning<br />
meshing technology in which, <strong>for</strong><br />
example, if a pump fails, a reserve unit<br />
can be switched to various subsystems<br />
<strong>of</strong> an NKK element.<br />
––<br />
Pressurized Light Water Reactors<br />
(PLWR <strong>of</strong> new design):<br />
Introduction <strong>of</strong> emergencies „civilization-related<br />
external impacts“<br />
For the first time after the occurrence <strong>of</strong><br />
accidents, in which it is no longer possible<br />
to feed the Steam Generators from<br />
the Feedwater Tank, the Emergency<br />
Feed Water System was created to remove<br />
the residual heat via Steam Generators,<br />
<strong>for</strong> the long-term range via the<br />
Emergency RHR Chain, both <strong>of</strong> them<br />
operated by self-sufficient diesel engines/generators.<br />
Since the simultaneous<br />
repair <strong>of</strong> a system part is not to be<br />
assumed <strong>for</strong> such emergencies, two<br />
Emergency Cooling Lines <strong>of</strong> a thermal<br />
capacity <strong>of</strong> 100 % each, with respect to<br />
the max. power to be removed, are sufficient.<br />
For this ECC, subsystems <strong>of</strong> the<br />
middle link (Safety Component Cooling<br />
System) <strong>and</strong> the outer link (Secured Service<br />
Cooling Water System) <strong>of</strong> the existing<br />
RHRC are equipped with additional,<br />
less powerful pumps – parallel to the<br />
main pumps. By using this two lines as<br />
ECC which contain a Fuel Pool Cooling<br />
Pump in their inner link, this aggregates<br />
are also deployed as „emergency residual<br />
heat removal pumps“. Both the reactor<br />
<strong>and</strong> the fuel pool can thus be cooled via<br />
these lines.<br />
––<br />
Pressurized Heavy Water Reactor<br />
(PHWR after MZFR):<br />
Transition to a high-pressure / hightemperature<br />
RHRC<br />
The residual heat removal concept <strong>of</strong> the<br />
MZFR as the first plant <strong>of</strong> this type <strong>of</strong><br />
NPPs is largely identical with that from<br />
PLWR. In the first time after reactor shutdown<br />
cooling is per<strong>for</strong>med exclusively<br />
via the secondary side (Steam Generator)<br />
be<strong>for</strong>e the RHRC takes over with the<br />
Moderator System as the inner link. Only<br />
in the subsequent plants Atucha 1 <strong>and</strong><br />
Atucha 2 the fact has been utilized, that<br />
with the Moderator System a “Residual<br />
<strong>Heat</strong> Removal System” is available,<br />
which is similar to the Reactor Cooling<br />
System regarding its pressure/temperature<br />
design values. By also designing the<br />
middle RHR link, the<br />
RHR Intermediate Cooling System, as a<br />
high-pressure/high-temperature circuit<br />
it was possible to create a divers residual<br />
heat removal option <strong>for</strong> the Steam Generators,<br />
with which reactor cooling is<br />
possible from the beginning – without<br />
further Steam Generator feeding.<br />
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Version 2015-11.<br />
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Leichtwasserreaktoren, Version 2015-11.<br />
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Karlsruhe, Atomwirtschaft, July/August<br />
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Atucha. Changed reprint from<br />
ATOM und STROM, 15th Year, issue 4,<br />
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Atucha. Elektrotechnische Zeitschrift,<br />
Ausgabe A (ETZ-A), B<strong>and</strong> 90, (1969), P.<br />
509-513.<br />
l<br />
56
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Nuclear power in China: Opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> nuclear power<br />
technology in China: opportunities <strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
Hong Xu, Tao Tang <strong>and</strong> Baorui Zhang<br />
Kurzfassung<br />
Analyse zum Bedarf von Technologie<br />
für die Kernenergienutzung in China:<br />
Chancen für ausländische<br />
Nuklearunternehmen<br />
Weltweit hat China die größte Anzahl von Kernkraftwerksblöcken<br />
(KKW) in Bau oder Planung.<br />
Dies verspricht vielfältige Geschäftsmöglichkeiten<br />
für den Nuklearmarkt. Gleichzeitig<br />
verfügt China über eine umfassende Nuklearindustrie<br />
mit hunderten von zusammenarbeitenden<br />
Unternehmen bzw. Organisationen. Der<br />
riesige Markt der Kernkraft ist aber attraktiv<br />
für ausländische Kernkraftunternehmen. China<br />
hat ein gutes Umfeld für internationale Kooperationen.<br />
Das Problem liegt in einer Klärung<br />
des möglichen Bedarfs in den traditionellen<br />
Teilbereichen der Kernenergietechnologie und<br />
der verschiedenen Tochtergesellschaften für<br />
eine Zusammenarbeit. Aufgrund der Heraus<strong>for</strong>derung<br />
für eine Bedarfsanalyse und der Ungewissheit<br />
der Bewertung, stellt dieser Artikel<br />
eine statistische Methode vor, die auf der Bewertung<br />
der Experten der China Nuclear Energy<br />
Association (CNEA) und Berichten zum Nuklearsektor<br />
basiert. Die Schlussfolgerung dieses<br />
Artikels kann als Referenz für die internationale<br />
Zusammenarbeit in der Kernenergienutzunverwendet<br />
werden.<br />
l<br />
China has the largest number <strong>of</strong> nuclear<br />
power plant (NPP) units under construction<br />
or planned in the world, which shows<br />
the promising potential business opportunities<br />
<strong>of</strong> its nuclear power market. Simultaneously,<br />
it has a complete nuclear industry<br />
chain with hundreds <strong>of</strong> related companies/<br />
organizations. The huge market <strong>of</strong> nuclear<br />
power is attractive to <strong>for</strong>eign nuclear power<br />
companies. China has a good environment<br />
<strong>for</strong> international cooperation. But the<br />
problem is how to clarify the possible dem<strong>and</strong><br />
in traditional sub-fields <strong>of</strong> nuclear<br />
power technology <strong>and</strong> different subsidiaries<br />
<strong>for</strong> cooperation. Due to the huge work<br />
<strong>of</strong> one-by-one dem<strong>and</strong> analysis <strong>and</strong> the uncertainty<br />
<strong>of</strong> the academic research level<br />
evaluation <strong>of</strong> the subsidiaries from different<br />
organizations, this article presents a<br />
statistical method based on the evaluation<br />
<strong>of</strong> the China Nuclear Energy Association<br />
(CNEA) experts <strong>and</strong> related reports. The<br />
conclusion <strong>of</strong> this article can be used as a<br />
reference <strong>for</strong> international cooperation in<br />
the nuclear power community.<br />
1 Introduction<br />
In 1985, China (hereafter represents the<br />
People’s Republic <strong>of</strong> China) began to build<br />
the first nuclear power plant (NPP) – Qinshan<br />
NPP [1] – in Zhejiang province, which<br />
used the own developed technology. But by<br />
introducing the French nuclear technology,<br />
the first commercial NPP in China was<br />
Daya Bay NPP on February 1, 1994 [2].<br />
This fact reflects the advantages <strong>of</strong> <strong>for</strong>eign<br />
technology in nuclear power technology.<br />
In this century, the Chinese government<br />
vigorously promotes the development <strong>of</strong><br />
nuclear power technology. F i g u r e 1<br />
shows the nuclear power generation in<br />
China during 2015 to 2019. The average<br />
annual increase rate exceeded 16 %, which<br />
was equivalent to adding 4 to 5 units<br />
(100 MWe-class) each year. Until the end <strong>of</strong><br />
2019, there were a total <strong>of</strong> 48 NPP units in<br />
commercial operation in China (total capacity<br />
45,518 MWe), which generated accounted<br />
<strong>for</strong> 4.7 % <strong>of</strong> total power generation<br />
[3]. The nuclear power generation target<br />
specified in 2007 [4] (i.e., total capacity at<br />
40,000 MWe <strong>and</strong> total power generation at<br />
2.8×1011 kWh be<strong>for</strong>e the end <strong>of</strong> 2020)<br />
was consequently completed ahead <strong>of</strong><br />
schedule. The national development program<br />
(<strong>2021</strong> to 2025) has confirmed the<br />
boost <strong>of</strong> green energy <strong>and</strong> decrease <strong>of</strong> CO 2<br />
release, which will lead to the development<br />
<strong>of</strong> nuclear energy definitely [5].<br />
4,000<br />
3,500<br />
Power generation in 10 8 kWh<br />
3,000<br />
Power generation in 10 8 kWh<br />
2,500<br />
2,000<br />
1,500<br />
1,000<br />
Authors<br />
Hong Xu<br />
Tao Tang<br />
Jinyuyun Energy Technology Co., Ltd.<br />
Chongqing, China<br />
500<br />
0<br />
2015 2016 2017 2018 2019<br />
Fig. 1. Nuclear power generation in China (2015 – 2019).<br />
57
Nuclear power in China: Opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Nuclear power is considered to be the most<br />
potential energy to satisfy the huge power<br />
dem<strong>and</strong> in the near future in China. The<br />
number <strong>of</strong> NPP units under construction or<br />
planned in China is the largest in the world<br />
[6]. As a result, China’s nuclear power market<br />
has great potential <strong>and</strong> attractiveness<br />
<strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies/organizations.<br />
Actually, owing to the participation<br />
<strong>of</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies,<br />
China has a versatile <strong>of</strong> NPP types from the<br />
world, <strong>for</strong> example, M310 (France), Water-<br />
Water energetic reactor (WWER, Russia),<br />
CANDU (Canada), AP1000 (USA), EPR<br />
(Europe). These bring huge economic benefits<br />
to related <strong>for</strong>eign companies <strong>and</strong> countries.<br />
Although the type <strong>of</strong> NPP in China is<br />
comprehensive <strong>and</strong> China has built Hualong<br />
One NPP (3 rd generation type) in Fuqing<br />
using its own nuclear power technology,<br />
owing to the late start <strong>of</strong> the nuclear<br />
industry, the technology is still relatively<br />
lagged comparing with the developed<br />
countries which have much longer development<br />
periods <strong>of</strong> nuclear power. Consequently,<br />
it can be predicted that in the following<br />
years, there will be another boost <strong>of</strong><br />
cooperation between Chinese <strong>and</strong> <strong>for</strong>eign<br />
nuclear companies/organizations.<br />
But the problem is how can the nuclear-related<br />
domestic <strong>and</strong> <strong>for</strong>eign companies find<br />
cooperation opportunities between them,<br />
<strong>and</strong> jointly explore the Chinese nuclear<br />
power market. Furthermore, since nuclear<br />
power is a very complex industrial system<br />
in China, with several companies, <strong>and</strong><br />
these companies normally have tens <strong>of</strong> or<br />
hundreds <strong>of</strong> subsidiaries, it makes cooperation<br />
<strong>of</strong> domestic <strong>and</strong> overseas companies<br />
more difficult. In order to help the <strong>for</strong>eign<br />
nuclear power companies to underst<strong>and</strong><br />
the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> the nuclear industry in<br />
China currently, this article will analyze<br />
the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> nuclear power technology<br />
in China <strong>and</strong> simultaneously recommend<br />
some opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear<br />
power companies.<br />
2 Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> nuclear<br />
power technology<br />
Although the development history <strong>of</strong> nuclear<br />
energy in China is relatively short,<br />
China has a complete nuclear industry<br />
chain with hundreds <strong>of</strong> related companies<br />
/organizations. It is difficult to analyze<br />
their dem<strong>and</strong>s one by one. Fortunately,<br />
China has a national nuclear energy nonpr<strong>of</strong>it<br />
organization – China Nuclear Energy<br />
Association (CNEA). It is a voluntary group<br />
composed <strong>of</strong> enterprises <strong>and</strong> institutions in<br />
the total fields <strong>of</strong> the nuclear industry. Including<br />
nuclear facility construction, operation,<br />
research <strong>and</strong> design, construction<br />
<strong>and</strong> installation, equipment manufacturing,<br />
nuclear fuel cycle, technical services,<br />
<strong>and</strong> personnel training, etc. CNEA has its<br />
own website. A large number <strong>of</strong> important<br />
news, in<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> technical progress<br />
<strong>International</strong><br />
advanced level<br />
<strong>International</strong> level<br />
Domestic advanced level<br />
<strong>and</strong> reports on nuclear energy are released<br />
on the website. Consequently, the idea <strong>of</strong><br />
this article is to analyze the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> nuclear<br />
power technology in China based on<br />
the evaluation reports <strong>of</strong> CNEA.<br />
The developed technology is top-level compared<br />
with other developed countries with advanced<br />
nuclear power technology<br />
The developed technology is comparable <strong>and</strong> in<br />
the middle level <strong>of</strong> developed countries with<br />
advanced nuclear power technology<br />
The developed technology is domestic top-level<br />
but there is a significant technology gap<br />
compared with international level<br />
Fig. 2. Three technical levels <strong>for</strong> the evaluation <strong>of</strong> nuclear technology in China by CNEA.<br />
2.1 Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> specific fields<br />
CNEA tracks the latest developments in the<br />
nuclear industry <strong>of</strong> China each year <strong>and</strong> organizes<br />
a special expert seminar to evaluate<br />
each development item separately. Each<br />
item is evaluated by tens <strong>of</strong> experts. These<br />
experts are outst<strong>and</strong>ing in related subfields.<br />
In order to keep the evaluation fair,<br />
the experts are chosen from different organizations.<br />
They assess the nuclear technologies<br />
in detail <strong>and</strong> judge the developments<br />
into three levels: international advanced<br />
level, international level <strong>and</strong><br />
domestic advanced level (see F i g u r e 2 <strong>for</strong><br />
the definition <strong>of</strong> each level). Apparently, the<br />
dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> the 3 rd level “domestic advanced<br />
level” technology is higher than the other<br />
two levels, which are also opportunities <strong>for</strong><br />
<strong>for</strong>eign nuclear power companies. Hence,<br />
the items in this level are also called “technologies<br />
in dem<strong>and</strong>” in this article.<br />
Ta b l e 1 has shown the summarized in<strong>for</strong>mation<br />
<strong>of</strong> nuclear technology development<br />
<strong>of</strong> different levels in China in the last<br />
three years. According to Ta b l e 1 , the<br />
proportions <strong>of</strong> international advanced level<br />
<strong>and</strong> international level each year were<br />
less than 8 % <strong>and</strong> 30 % respectively, which<br />
means more than 60 % <strong>of</strong> the developed<br />
nuclear technologies were domestic advanced<br />
level but with a significant technical<br />
gap compared with the international<br />
level. The <strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
can focus on nuclear technologies <strong>of</strong><br />
this level <strong>and</strong> take advantage <strong>of</strong> these opportunities<br />
to explore the nuclear power<br />
market <strong>of</strong> China. Consequently, the rest <strong>of</strong><br />
the paper will concentrate on the technology<br />
items at this level (dem<strong>and</strong> level).<br />
In order to clarify the specific technology in<br />
the 3rd level (technologies in dem<strong>and</strong>), the<br />
nuclear power technologies are divided into<br />
multiple sub-fields: (a) design & safety<br />
(D&S), (b) construction, installation &<br />
commissioning (C&I&C), (c) operation &<br />
evaluation (O&E), (d) equipment (E), (e)<br />
nuclear resources & fuel (R&F) <strong>and</strong> (f) others.<br />
F i g u r e 3 shows the proportions <strong>of</strong><br />
sub-fields in this level. In order to make the<br />
dem<strong>and</strong> clearer, F i g u r e 4 shows the numbers<br />
<strong>of</strong> different sub-fields in the 3 rd level.<br />
Design & safety (D&S) <strong>and</strong> equipment (E)<br />
have the largest dem<strong>and</strong>s (totally more<br />
than 50 %) compared with other sub-fields.<br />
This is consistent with the current situation<br />
<strong>of</strong> nuclear power technology in China –<br />
several NPP types <strong>for</strong> engineering design<br />
<strong>and</strong> built simultaneously, <strong>and</strong> relative lack<br />
<strong>of</strong> nuclear equipment manufacturing capacity.<br />
The other two important sub-fields<br />
are operation & evaluation (O&E) <strong>and</strong> nuclear<br />
resources & fuel (R&F). With the increase<br />
<strong>of</strong> NPPs in China, the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong><br />
these two aspects will obviously increase.<br />
Since the difference between the 2 nd <strong>and</strong><br />
3 rd generation NPPs are not so significant,<br />
the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> the sub-field <strong>of</strong> construction,<br />
installation & commissioning (C&I&C)<br />
is not so high.<br />
2.2 Dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> specific<br />
organizations<br />
Although section analyzed the dem<strong>and</strong><br />
<strong>for</strong> sub-fields, in order to find the corporations<br />
or organizations <strong>for</strong> potential coop-<br />
Tab. 1. Summary <strong>of</strong> nuclear technology development <strong>of</strong> different levels in 2018-2020.<br />
Year<br />
Level<br />
<strong>International</strong><br />
advanced level<br />
<strong>International</strong> level<br />
Domestic<br />
advanced level<br />
2018 5 21 55 81<br />
2019 5 22 48 75<br />
2020 6 20 51 77<br />
Sum 16 63 154 233<br />
Sum<br />
58
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Nuclear power in China: Opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
23 %<br />
27 %<br />
9 %<br />
7 %<br />
6 %<br />
2018 2019<br />
14 %<br />
9 %<br />
23 %<br />
2020<br />
14 %<br />
13 %<br />
28 %<br />
25 %<br />
eration, it should be clearer about which<br />
companies or organizations have the corresponding<br />
dem<strong>and</strong>. This section will introduce<br />
firstly the structure <strong>of</strong> nuclear<br />
power-related corporations/organizations<br />
in China <strong>and</strong> their main subsidiaries which<br />
have the technology dem<strong>and</strong>, followed by<br />
the analysis <strong>of</strong> their dem<strong>and</strong>. It should be<br />
emphasized that the universities are not<br />
within the scope <strong>of</strong> this study.<br />
There are three major nuclear power corporations<br />
in China, which engage in the research<br />
<strong>and</strong> application <strong>of</strong> nuclear power<br />
technology, are named China National Nuclear<br />
Corporation (CNNC), China General<br />
Nuclear Power Corporation (CGN) <strong>and</strong> State<br />
Power Investment Corporation (SPIC).<br />
––<br />
CNNC is the oldest nuclear power company<br />
in China. It has the most complete<br />
nuclear power industry chain, composed<br />
<strong>of</strong> more than 100 subsidiaries, institutions<br />
<strong>and</strong> scientific research institutes.<br />
––<br />
With the commercial operation <strong>of</strong> the<br />
Daya Bay NPP, CGN was established in<br />
1994 <strong>and</strong> currently consists <strong>of</strong> more than<br />
30 subsidiary companies.<br />
31 %<br />
12 % 11 %<br />
7 % 13 %<br />
27 %<br />
Design & safety<br />
Construction, installation & commissioning<br />
Operation & evaluation<br />
Equipment<br />
Nuclear resources & fuel<br />
Others<br />
Fig. 3. The proportions <strong>of</strong> sub-fields in the 3 rd level (technologies in dem<strong>and</strong>).<br />
Number<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Fig. 4. Numbers <strong>of</strong> different sub-fields in the 3 rd level.<br />
Design & safety<br />
Construction, installation & commissioning<br />
Operation & evaluation<br />
Equipment<br />
Nuclear resources & fuel<br />
2018 2019 2020<br />
––<br />
SPIC was <strong>for</strong>med in 2015 by the merger<br />
<strong>of</strong> two large corporations, one <strong>of</strong> which<br />
was called State Nuclear Power Technology<br />
Corporation (SNPTC), responsible<br />
<strong>for</strong> the technology transfer <strong>of</strong> advanced<br />
passive (AP) series NPP.<br />
Furthermore, as a governmental subdivision<br />
<strong>of</strong> the Ministry <strong>of</strong> Ecology <strong>and</strong> Environment<br />
<strong>of</strong> the PRC (MEE), Nuclear <strong>and</strong><br />
Radiation Safety Center (NSC) is mainly<br />
engaged in technical evaluation, verification,<br />
monitoring <strong>and</strong> scientific research<br />
related to the nuclear industry, providing<br />
technical support <strong>and</strong> guarantee <strong>for</strong> the<br />
nuclear safety supervision <strong>and</strong> management<br />
<strong>of</strong> NPPs in China.<br />
By the statistical analysis <strong>of</strong> CNEA reports,<br />
the main 11 subsidiaries <strong>of</strong> these corporations<br />
/ organizations, which have the technology<br />
dem<strong>and</strong>, are summarized in Ta -<br />
b l e 2 . Among them, CNNC has 6 subsidiaries,<br />
with the highest technology dem<strong>and</strong>;<br />
CGN <strong>and</strong> SPIC have 2 subsidiaries respectively.<br />
The last one is NSC. The abbreviations<br />
<strong>of</strong> these subsidiaries are given in the<br />
last column <strong>of</strong> Ta b l e 2 .<br />
F i g u r e 5 shows the number <strong>of</strong> technology<br />
dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> main subsidiaries in China.<br />
For more detailed in<strong>for</strong>mation, the dem<strong>and</strong><br />
<strong>for</strong> each organization is also divided into<br />
different sub-fields, as shown in F i g u r e 6 .<br />
The size <strong>of</strong> the dot in F i g u r e 6 indicates<br />
the number <strong>of</strong> related dem<strong>and</strong>s. Different<br />
colors in F i g u r e 5 <strong>and</strong> F i g u r e 6 represent<br />
different parent corporations.<br />
––<br />
China Nuclear Power Engineering Co.,<br />
Ltd. (CNPE) has the highest dem<strong>and</strong> <strong>for</strong><br />
nuclear technologies (24 items), nearly<br />
in all <strong>of</strong> the sub-fields. This is not surprised<br />
since CNPE is the largest comprehensive<br />
nuclear power R&D company,<br />
with the capability <strong>of</strong> nuclear engineering<br />
research <strong>and</strong> development, design,<br />
overall contracting, NPP operation support<br />
services <strong>and</strong> evaluation, engineering<br />
supervision, etc.<br />
––<br />
Nuclear Power Institute <strong>of</strong> China (NPIC)<br />
has 12 dem<strong>and</strong> items. It is a comprehensive<br />
nuclear research institute that inte-<br />
Tab. 2. Nuclear power organizations, <strong>and</strong> their main subsidiaries with technology dem<strong>and</strong>.<br />
Nuclear power<br />
organization<br />
China National<br />
Nuclear Corporation<br />
(CNNC)<br />
China General<br />
Nuclear Power<br />
Corporation (CGN)<br />
State Power<br />
Investment<br />
Corporation (SPIC)<br />
Ministry <strong>of</strong> Ecology<br />
<strong>and</strong> Environment <strong>of</strong><br />
the PRC (MEE)<br />
Subsidiary company with technology dem<strong>and</strong> City Subsidiary<br />
abbreviation<br />
China Nuclear Power Engineering Co., Ltd. Beijing CNPE<br />
Nuclear Power Institute <strong>of</strong> China Chengdu NPIC<br />
Research Institute <strong>of</strong> Nuclear Power Operation Wuhan RINPO<br />
Jiangsu Nuclear Power Corporation Lianyungang JNPC<br />
Nuclear Power Operations Management Co., Ltd. Jiaxing CNNO<br />
Beijing Research Institute <strong>of</strong> Chemical Engineering<br />
<strong>and</strong> Metallurgy<br />
Beijing<br />
BRICEM<br />
China Nuclear Power Engineering Co., Ltd. Shenzhen CGN-CNPE<br />
China Nuclear Power Operations Co., Ltd. Shenzhen CNPO<br />
Shanghai Nuclear Engineering Research &<br />
Design Institute Co., Ltd<br />
State Power Investment Corporation Research<br />
Institute Co., Ltd.<br />
Shanghai<br />
Beijing<br />
SNERDI<br />
SPICRI<br />
Nuclear <strong>and</strong> Radiation Safety Center Beijing NSC<br />
59
Nuclear power in China: Opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
CNPO<br />
BRICEM<br />
SPICRI<br />
CNNO<br />
SNERDI<br />
JNPC<br />
RINPO<br />
CGN-CNPE<br />
NSC<br />
NPIC<br />
CNPE<br />
belong to CNNC<br />
belong to CGN<br />
belong to SPIC<br />
belong to MEE<br />
0 5 10 15 20 25<br />
Fig. 5. The number <strong>of</strong> technology dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> main subsidiaries in China.<br />
CNPO<br />
BRICEM<br />
SPICRI<br />
CNNO<br />
SNERDI<br />
JNPC<br />
RINPO<br />
CGN-CNPE<br />
NSC<br />
NPIC<br />
CNPE<br />
D&S C&I&C O&E E R&F<br />
Fig. 6. Technology dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> main subsidiaries in different sub-fields.<br />
belong to CNNC<br />
belong to CGN<br />
belong to SPIC<br />
belong to MEE<br />
grates nuclear reactor engineering research,<br />
design, testing <strong>and</strong> operation,<br />
etc. According to F i g u r e 6 , the highest<br />
dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> NPIC is in the field <strong>of</strong> nuclear<br />
design & safety, which is its research focus.<br />
––<br />
Nuclear <strong>and</strong> Radiation Safety Center<br />
(NSC) has the same number <strong>of</strong> dem<strong>and</strong>s<br />
as NPIC. On behalf <strong>of</strong> the Chinese government,<br />
it conducts research on various<br />
aspects <strong>of</strong> nuclear energy from a regulatory<br />
perspective viewpoint.<br />
––<br />
CGN - China Nuclear Power Engineering<br />
Co., Ltd. (CGN-CNPE) focuses on the<br />
construction <strong>of</strong> NPP projects <strong>and</strong> has advanced<br />
overall contracting capabilities.<br />
It has rich experience in the construction<br />
<strong>of</strong> Daya Bay NPP <strong>and</strong> Ling Ao NPP (M310<br />
reactor). According to F i g u r e 6 , CGN-<br />
CNPE has the dem<strong>and</strong> in the fields <strong>of</strong> nuclear<br />
design & safety <strong>and</strong> operation &<br />
evaluation.<br />
––<br />
Research Institute <strong>of</strong> Nuclear Power Operation<br />
(RINPO), as its name suggests, is<br />
currently the only institute in China that<br />
focuses on NPP operation research <strong>and</strong><br />
technical services. Its main technologies<br />
include non-destructive testing, NPP<br />
simulation, nuclear steam generator<br />
(SG) related technology. Obviously, the<br />
dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> RINPO are in the field <strong>of</strong> operation<br />
& evaluation.<br />
––<br />
Jiangsu Nuclear Power Corporation<br />
(JNPC) focuses on WWER nuclear power<br />
technology. Its business scope includes<br />
nuclear power plant construction, operation<br />
management, equipment import<br />
<strong>and</strong> maintenance, etc. Hence, the dem<strong>and</strong><br />
<strong>for</strong> JNPC is in the fields <strong>of</strong> operation<br />
& evaluation <strong>and</strong> equipment.<br />
––<br />
Shanghai Nuclear Engineering Research<br />
& Design Institute Co., Ltd (SNERDI) has<br />
designed the first NPP in China – Qinshan<br />
NPP. Currently, it focuses on the<br />
technology import <strong>of</strong> AP series NPP. Its<br />
dem<strong>and</strong> is mainly in the fields <strong>of</strong> nuclear<br />
design & safety <strong>and</strong> equipment.<br />
––<br />
Nuclear Power Operations Management<br />
Co., Ltd. (CNNO) currently has the largest<br />
number <strong>of</strong> NPPs in operation in China,<br />
with different reactor types <strong>and</strong> the<br />
largest nuclear power capacity. It focuses<br />
on the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> operation & evaluation<br />
<strong>and</strong> equipment.<br />
––<br />
State Power Investment Corporation Research<br />
Institute Co., Ltd. (SPICRI) focuses<br />
on the test facilities design, operation<br />
<strong>and</strong> analysis <strong>for</strong> nuclear safety, <strong>and</strong> the<br />
s<strong>of</strong>tware development <strong>for</strong> nuclear design.<br />
It was responsible <strong>for</strong> the CAP1400<br />
safety facilities <strong>and</strong> tests, <strong>and</strong> the s<strong>of</strong>tware<br />
development. Hence, its dem<strong>and</strong> is<br />
in the field <strong>of</strong> nuclear design & safety.<br />
––<br />
Beijing Research Institute <strong>of</strong> Chemical<br />
Engineering <strong>and</strong> Metallurgy (BRICEM)<br />
focused on Uranium mining, beneficiation<br />
<strong>and</strong> smelting using chemical methods.<br />
––<br />
China Nuclear Power Operations Co.,<br />
Ltd. (CNPO) focuses on the NPP operation<br />
management (including in<strong>for</strong>matization)<br />
<strong>and</strong> technical services, equipment<br />
import, R&D, maintenance <strong>and</strong> repair,<br />
etc. Its dem<strong>and</strong> is in the fields <strong>of</strong><br />
operation & evaluation <strong>and</strong> equipment.<br />
In order to clarify the dem<strong>and</strong> in detail, as<br />
a summary, Ta b l e 3 shows the detailed<br />
in<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the technology topic <strong>of</strong> each<br />
subsidiary, which can be within the potential<br />
international cooperation in the near<br />
future.<br />
3 Concluding remarks <strong>and</strong><br />
recommendation<br />
China has the largest number <strong>of</strong> NPP units<br />
under construction or planned in the<br />
world, which shows the promising potential<br />
business opportunities <strong>of</strong> its nuclear<br />
power market. Simultaneously, it has a<br />
complete nuclear industry chain with hundreds<br />
<strong>of</strong> related companies / organizations.<br />
The problem is how to clarify the possible<br />
dem<strong>and</strong> in traditional sub-fields <strong>of</strong> nuclear<br />
power technology <strong>and</strong> different subsidiaries<br />
<strong>for</strong> cooperation. Due to the huge work <strong>of</strong><br />
one-by-one dem<strong>and</strong> analysis <strong>and</strong> the uncertainty<br />
<strong>of</strong> the academic research level evaluation<br />
<strong>of</strong> the subsidiaries from different or-<br />
60
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Nuclear power in China: Opportunities <strong>for</strong> <strong>for</strong>eign nuclear power companies<br />
Tab. 3. Technology dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> potential international cooperation.<br />
Organization Field Technology topic <strong>for</strong> potential international cooperation<br />
CNPE<br />
NPIC<br />
NSC<br />
CGN-CNPE<br />
RINPO<br />
JNPC<br />
SNERDI<br />
CNNO<br />
SPICRI<br />
D&S<br />
O&E<br />
E<br />
R&F<br />
D&S<br />
E<br />
D&S<br />
O&E<br />
E<br />
D&S<br />
O&E<br />
O&E<br />
E<br />
O&E<br />
E<br />
D&S<br />
E<br />
O&E<br />
E<br />
D&S<br />
ganizations, this article presents a statistical<br />
method based on the evaluation <strong>of</strong> the<br />
CNEA experts <strong>and</strong> related reports. The conclusion<br />
<strong>of</strong> this article can be used as a reference<br />
<strong>for</strong> international cooperation in the<br />
nuclear power community.<br />
3.1 Concluding remarks<br />
Based on the dem<strong>and</strong> analysis <strong>of</strong> nuclear<br />
power technology in China in this article,<br />
some concluding remarks may come to as<br />
follows:<br />
––<br />
Around 90 % <strong>of</strong> the dem<strong>and</strong>s are from<br />
the following sub-fields (a) design &<br />
safety (D&S), (b) construction, installation<br />
& commissioning (C&I&C), (c) operation<br />
& evaluation (O&E), (d) equipment<br />
(E), (e) nuclear resources & fuel<br />
(R&F). Especially, the design & safety<br />
(D&S) <strong>and</strong> equipment (E) have the largest<br />
dem<strong>and</strong>s (totally more than 50 %).<br />
• Finite element analysis (FEA) <strong>of</strong> structure, systems <strong>and</strong> component (SSC,<br />
especially, containment)<br />
• Accident analysis <strong>and</strong> mitigation procedures/guidelines [ ]<br />
• Probabilistic safety analysis (PSA)<br />
• Operation procedures<br />
• Measurement <strong>and</strong> evaluation<br />
• Equipment/device design<br />
• Radioactive waste disposal<br />
• Equipment <strong>and</strong> control <strong>of</strong> nuclear fuel post-processing<br />
• New types <strong>of</strong> reactor development (G3, G4, <strong>for</strong> example, Hualong one,<br />
small modular reactors (SMRs), <strong>and</strong> fusion reactor)<br />
• Reactor core design (nuclear physics <strong>and</strong> thermal-hydraulic analysis)<br />
• Accident analysis (design basis accident (DBA) <strong>and</strong> severe accident (SA))<br />
• Core equipment <strong>and</strong> controls<br />
• Development <strong>and</strong> evaluation (include methodology) <strong>of</strong> nuclear safety-related<br />
s<strong>of</strong>tware<br />
• Safety evaluation <strong>of</strong> operation conditions<br />
• Equipment safety evaluation (including imported equipment) <strong>and</strong><br />
methodology development<br />
• Structure analysis<br />
• Thermal hydraulic phenomena<br />
• Monitoring system <strong>and</strong> digital control system (DCS)<br />
• In-service inspection technology<br />
• Equipment aging<br />
• Management <strong>of</strong> multi-units<br />
• Equipment inspection <strong>and</strong> related devices<br />
• WWER related technology<br />
• WWER related equipment<br />
• Accident analysis (design basis accident (DBA) <strong>and</strong> severe accident (SA))<br />
<strong>of</strong> AP series<br />
• Related equipment <strong>of</strong> AP series<br />
• Control system<br />
• Corrosion monitoring <strong>and</strong> evaluation<br />
• Heavy water reactor (HWR) related technology<br />
• Equipment analysis<br />
• Equipment aging<br />
• Facilities <strong>and</strong> experiment <strong>for</strong> D&S<br />
• Code development <strong>for</strong> D&S<br />
BRICEM R&F • Chemical methods <strong>for</strong> nuclear resource<br />
CNPO<br />
O&E<br />
E<br />
• Monitoring <strong>and</strong> control system<br />
• Inspection<br />
• Equipment installation, operation <strong>and</strong> monitoring<br />
––<br />
Totally 11 organizations with significant<br />
dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> nuclear technology were<br />
analyzed. The top 3 subsidiaries with the<br />
highest dem<strong>and</strong> are China Nuclear Power<br />
Engineering Co., Ltd. (CNPE), Nuclear<br />
Power Institute <strong>of</strong> China (NPIC), Nuclear<br />
<strong>and</strong> Radiation Safety Center (NSC) since<br />
they are comprehensive nuclear power<br />
organizations. The others are normally<br />
good at one or two nuclear power subfields.<br />
The analysis results are consistent<br />
with their main focus.<br />
3.2 Cooperation recommendation<br />
Although the technology topics <strong>for</strong> potential<br />
international cooperation were shown<br />
in Ta b l e 3 , there are some recommendations<br />
<strong>for</strong> the cooperation.<br />
––<br />
Cooperation does not benefit unilaterally<br />
but should highlight the benefit <strong>of</strong><br />
both sides.<br />
––<br />
Pay attention to regulations <strong>of</strong> the Chinese<br />
government on international cooperation.<br />
In order to create an excellent<br />
environment <strong>for</strong> international cooperation,<br />
the Chinese government has special<br />
support regulations, which are very beneficial<br />
to <strong>for</strong>eign companies.<br />
––<br />
If necessary, establishing subsidiaries in<br />
China may benefit both sides.<br />
––<br />
Besides the cooperation in technology<br />
<strong>and</strong> equipment, the academic exchange<br />
is also an important way <strong>of</strong> international<br />
cooperation.<br />
It should be emphasized that although the<br />
dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> some sub-fields are not significant<br />
currently according to the analysis results<br />
in this article, this does not mean the<br />
dem<strong>and</strong>s are not high in the near future.<br />
For example, with the construction <strong>of</strong> new<br />
NPPs in China, the dem<strong>and</strong> <strong>for</strong> in<strong>for</strong>matization<br />
<strong>for</strong> nuclear power management will<br />
be definitely significant.<br />
References<br />
[1] Yu, Y., Zhao, B., Yu, X.L., 2017. An Integrated<br />
EDMG to Deal With Extensive Damage <strong>for</strong><br />
NPPs in China. Proceedings <strong>of</strong> the 2017 25th<br />
<strong>International</strong> Conference on Nuclear Engineering<br />
(ICONE25), Shanghai, China, July<br />
2-6.<br />
[2] Chung, W., Yeung, I.M.H., 2013. Attitudes <strong>of</strong><br />
Hong Kong residents toward the Daya Bay nuclear<br />
power plant. Energy Policy, 62, 1172-<br />
1186.<br />
[3] <strong>International</strong> Atomic Energy Agency (IAEA),<br />
2020. Energy, electricity <strong>and</strong> nuclear power<br />
estimates <strong>for</strong> the period up to 2050. <strong>International</strong><br />
Atomic Energy Agency, reference data<br />
series No. 1, IAEA-RDS-1/40, Vienna, Austria.<br />
[4] National Development <strong>and</strong> Re<strong>for</strong>m Commission,<br />
2007. Nuclear Power Medium- <strong>and</strong><br />
Long-term Development Program 2005 –<br />
2020. (in Chinese)<br />
[5] Xu, J., 2020. Review <strong>of</strong> the 13th Five-Year<br />
Plan <strong>for</strong> Power Investment <strong>and</strong> Construction<br />
<strong>and</strong> Ideas <strong>for</strong> the 14th Five-Year Plan. Energy,<br />
12, 61-65. (in Chinese)<br />
[6] <strong>International</strong> Atomic Energy Agency (IAEA),<br />
2019. World Nuclear Per<strong>for</strong>mance Report<br />
2019. Technical report, No. 2019/007. l<br />
61
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Error reduction in radioactivity<br />
calculation <strong>for</strong> retired nuclear power<br />
plant considering detailed<br />
plant-specific operation history<br />
Young Jae Maeng <strong>and</strong> Chan Hyeong Kim<br />
Kurzfassung<br />
Fehlerreduzierung bei der<br />
Radioaktivitätsberechnung für ein<br />
stillgelegtes Kernkraftwerk unter<br />
Berücksichtigung der detaillierten<br />
anlagenspezifischen Betriebsgeschichte<br />
Eine genaue Abschätzung des Radioaktivitätsinventars<br />
in einem stillgelegten Kernkraftwerk<br />
(KKW) ist wichtig, um eine vernünftige Rückbaustrategie<br />
festzulegen und die Kosten für die<br />
Entsorgung radioaktiver Abfälle bei der Stilllegung<br />
zu ermitteln. Die Berechnung des Aktivitätsinventars<br />
er<strong>for</strong>dert mehrere Eingabeparameter,<br />
einschließlich der Zielnuklide, der Bestrahlungsgeschichte<br />
und des Neutronenflusses.<br />
Häufig berücksichtigen bestehende Radioaktivitätsberechnungen<br />
für ein stillgelegtes KKW<br />
nicht die detaillierte anlagenspezifische Betriebsgeschichte,<br />
einschließlich der zyklusspezifischen<br />
Neutronenflussdaten, was zu erheblichen<br />
Fehlern führen kann. In dieser Studie wird<br />
der Effekt der Verwendung einer detaillierten<br />
Historie auf die Aktivitätsberechnung vorgestellt.<br />
Berechnet werden die Aktivitäten von<br />
Proben in sechs im KKW Kori 1 eingesetzten<br />
Targets, wobei zwei Ansätze verwendetet werden:<br />
(1) unter Berücksichtigung und (2) ohne<br />
Berücksichtigung der detaillierten Historie. Die<br />
mit diesen beiden Ansätzen berechneten Aktivitäten<br />
wurden mit gemessenen Werten verglichen,<br />
um die Verbesserung der Genauigkeit zu<br />
ermitteln. Die Ergebnisse zeigen, dass die Genauigkeit<br />
deutlich deutlichverbessert wird,<br />
wenn die detaillierte Bestrahlungshistorie berücksichtigt<br />
wird. Der durchschnittliche<br />
Fehler der berechneten Aktivitäten wurde<br />
von 12 %, 41 % und 30 % auf 5 %, 9 % bzw. 9 %<br />
für 63Cu(n,)60Co, 54Fe(n,p)54Mn und<br />
Authors<br />
Young Jae Maeng (Master degree)<br />
Korea Reactor Integrity Surveillance<br />
Technology<br />
324-8, Techno 2-ro, Yuseong-gu<br />
Daejeon 34036, Korea<br />
Chan Hyeong Kim (Pr<strong>of</strong>essor)<br />
Hanyang University<br />
222, Wangsimni-ro, Seongdong-gu<br />
Seoul 04763, Korea<br />
58Ni(n,p)58Co Reaktionen reduziert. Die Ergebnisse<br />
dieser Studie legen nahe, dass die Berücksichtigung<br />
der detaillierten anlagenspezifischen<br />
Betriebsgeschichte bei der Aktivitätsberechnung<br />
für ein stillgelegtes Kernkraftwerk<br />
notwendig ist.<br />
l<br />
Accurate estimation <strong>of</strong> radioactivity distribution<br />
at a retired nuclear power plant<br />
(NPP) is important <strong>for</strong> establishing a reasonable<br />
dismantling strategy <strong>and</strong> expecting radioactive<br />
waste disposal costs <strong>for</strong> decommissioning.<br />
The calculation <strong>of</strong> activity requires<br />
several input parameters, including target<br />
nuclides, products, irradiation history, <strong>and</strong><br />
the neutron flux. To our knowledge, in most<br />
cases, existing radioactivity calculations <strong>for</strong><br />
a retired NPP do not fully consider the detailed<br />
plant-specific operation history, including<br />
cycle-specific neutron flux data,<br />
which may lead to significant errors. In this<br />
study, we investigated the effect <strong>of</strong> using detailed<br />
history on activity calculation. We calculated<br />
the activities <strong>of</strong> samples in six surveillance<br />
capsules <strong>of</strong> the Kori 1 NPP, using two<br />
approaches: (1) considering <strong>and</strong> (2) not<br />
considering detailed history. Activities calculated<br />
using these two approaches were compared<br />
with measured values to determine the<br />
improvement in accuracy. The findings show<br />
that accuracy is significantly improved when<br />
the detailed history is considered. The average<br />
error <strong>of</strong> the calculated activities was reduced<br />
from 12 %, 41 %, <strong>and</strong> 30 % to 5 %,<br />
9 %, <strong>and</strong> 9 % <strong>for</strong> 63Cu(n,)60Co,<br />
54Fe(n,p)54Mn, <strong>and</strong> 58Ni(n,p)58Co reactions,<br />
respectively. The results <strong>of</strong> this study<br />
strongly suggest that considering the detailed<br />
plant-specific operation history is necessary<br />
in activity calculation <strong>for</strong> a retired NPP.<br />
1. Introduction<br />
Of the more than 560 commercial nuclear<br />
power plants that are or have been in operation,<br />
approximately 120 plants have<br />
been permanently shut down <strong>and</strong> are in<br />
the process <strong>of</strong> decommissioning[1, 2]. In<br />
Korea, decommissioning <strong>of</strong> a retired NPP<br />
will begin in 2023; some countries have already<br />
decommissioned nuclear power<br />
plants. The schedule, strategy, <strong>and</strong> cost <strong>for</strong><br />
reducing radioactive waste associated with<br />
decommissioning are closely related to the<br />
type <strong>and</strong> quantity <strong>of</strong> radioactive material<br />
present at the plant. Thus, evaluation <strong>of</strong><br />
the radioactivity distribution <strong>of</strong> each radioactive<br />
isotope is important in sorting <strong>and</strong><br />
disposal.<br />
Radioactivity <strong>of</strong> structures near the reactor<br />
core including reactor internals, vessel,<br />
<strong>and</strong> concrete shield is mainly due to neutron<br />
irradiation, known as the neutron activation<br />
phenomenon which can be calculated<br />
after radiological characterization<br />
[3]. The radioactivity level is dependent on<br />
the neutron flux irradiating the structure<br />
<strong>and</strong> the neutron absorption cross-section<br />
<strong>of</strong> the materials.<br />
The neutron flux level is generally dependent<br />
on the reactor power level <strong>and</strong> the cycle-specific<br />
fuel loading pattern. The power<br />
level varies during the plant lifetime<br />
through plant overhaul, emergency reactor<br />
trip, <strong>and</strong> low power operation such as heatup,<br />
cool-down, <strong>and</strong> transient processes.<br />
Varying power levels affect the saturated<br />
activity value. For zero power operation including<br />
overhaul <strong>and</strong> reactor trip, the activities<br />
exponentially decrease based on<br />
the decay constant <strong>of</strong> each radioactive isotope.<br />
However calculating activities is difficult<br />
<strong>for</strong> a retired nuclear power plant due<br />
to long operation life <strong>and</strong> variable flux level.<br />
Thus, the calculation <strong>of</strong> radioactivity<br />
has been traditionally per<strong>for</strong>med using average<br />
neutron flux <strong>and</strong> effective full power<br />
days [4, 5, 6, 7], which could result in significant<br />
error.<br />
In the present study, a method <strong>for</strong> calculating<br />
radioactivity using detailed plant-specific<br />
operation history is introduced. The<br />
method considers cycle-specific neutron<br />
flux level <strong>and</strong> monthly operation history<br />
from the inception <strong>of</strong> the plant. The results<br />
<strong>of</strong> the calculated activities are compared<br />
with results <strong>of</strong> the traditional method <strong>and</strong><br />
also compared with measurement data sets<br />
62
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant<br />
from five surveillance capsules from the<br />
plant.<br />
2. Materials <strong>and</strong> methods<br />
2.1 General activity calculation<br />
The neutron-induced activation phenomenon<br />
is well known. The activity <strong>of</strong> the product<br />
nuclide when it is produced at a constant<br />
rate R (atoms/s) due to neutron irradiation<br />
is written as [8]<br />
(1)<br />
Where A is activity (Bq), <strong>and</strong> λ is the decay<br />
constant (s -1 ) <strong>of</strong> the product nuclide. In Eq.<br />
(1), the constant production rate R can be<br />
written as<br />
Relative Thermal Power<br />
1.2<br />
1,0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
(2)<br />
where N 0 is the number <strong>of</strong> target nuclides<br />
irradiated by the neutron flux Φ(E) (neutrons/cm<br />
2 -s), <strong>and</strong> σ(E) (cm 2 ) is the microscopic<br />
cross-section <strong>for</strong> the activation reaction.<br />
To calculate the activity manually, the<br />
integral term in Eq. (2) must be approximated<br />
in summation <strong>for</strong>m as Σ σ Φ.<br />
If the target nuclide is irradiated by neutron<br />
irradiation <strong>for</strong> time i (s) <strong>and</strong> undergoes<br />
decay <strong>for</strong> time j (s), the activity becomes<br />
(3)<br />
where A 0 is the initial activity (Bq) indicating<br />
the production <strong>of</strong> activity according to<br />
Eq. (1) during time t (s). There<strong>for</strong>e, it is<br />
possible to calculate the activity including<br />
both irradiation period <strong>and</strong> decay period.<br />
Traditionally, this simple equation is used<br />
to estimate radioactivity distribution.<br />
2.2 Activity calculation considering<br />
operation history <strong>and</strong> flux level<br />
The method considering operation history<br />
<strong>and</strong> flux level is related to production rate<br />
R represented by Eq. (2). If the neutron<br />
flux Φ(E) in Eq. (2) is changed, production<br />
rate R also change. Assuming that the neutron<br />
flux is constant during a certain period,<br />
we can obtain R in period i as<br />
(4)<br />
where n represents the last number <strong>of</strong> the<br />
group-wise neutron spectrum; 47 neutron<br />
energy group is applied in this study. Φ i j is<br />
the j th group neutron spectrum during the<br />
period i. The discretization through Eq. (4)<br />
allows manual calculation <strong>of</strong> activity. In<br />
Eq. (4), the neutron spectrum Φ i j can be<br />
calculated as<br />
(5)<br />
Where P i is the relative thermal power level<br />
<strong>of</strong> the i th period <strong>and</strong> – is the j group neutron<br />
spectrum corresponding to the full power<br />
level. In this study, cycle-specific Φ full j values<br />
were calculated <strong>for</strong> each cycle using<br />
0.0<br />
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500<br />
the RAPTOR-M3G neutron transport code<br />
[9] with the BUGLE-96 cross-section library<br />
[10].<br />
By applying relative thermal power level P i ,<br />
we can consider two activation phenomena.<br />
First, the contribution ratios <strong>for</strong> low<br />
power operation periods can be considered<br />
comparing with full power operation.<br />
Thus, different saturated activity curves <strong>for</strong><br />
each period can be considered even if the<br />
neutron flux level is constant in a fuel cycle.<br />
Second, it is also possible to reflect the decay<br />
<strong>for</strong> the periods <strong>of</strong> zero power. In this<br />
study, P i was considered monthly; the relative<br />
thermal power distribution over the<br />
plant lifetime is shown in (F i g u r e 1 ).<br />
If the final activity considering operation<br />
history <strong>and</strong> flux level is represented by A i<br />
<strong>for</strong> the i th month, Eq. (3) is rewritten as<br />
<br />
(6)<br />
There<strong>for</strong>e, we can calculate the precise activity<br />
<strong>of</strong> reaction <strong>of</strong> interest by applying P i<br />
presented in Eq. (5).<br />
The characteristics <strong>of</strong> targets or products<br />
such as the reaction <strong>of</strong> interest, target<br />
atomic in<strong>for</strong>mation, <strong>and</strong> product half-life<br />
are also required as input. The main characteristics<br />
<strong>of</strong> the three reactions <strong>of</strong> interest<br />
are shown in (Ta b l e 1 ). The group-wise<br />
microscopic cross-sections used in this<br />
study are presented in (Ta b l e 2 ).<br />
Based on above, we can calculate the activity<br />
considering the plant-specific operation<br />
history.<br />
2.3 Neutron transport calculation<br />
To calculate Φ full j in Eq. (5), which is<br />
group-wise neutron spectrum corresponding<br />
to the full power level, the RAPTOR-<br />
Months from Start-up<br />
Fig. 1. Monthly normalized reactor thermal power level <strong>for</strong> the plant.<br />
Tab. 1. Radiological characteristics <strong>for</strong> the<br />
reactions <strong>of</strong> interest.<br />
– Reaction <strong>of</strong> Interest<br />
– 90 % Neutron Energy<br />
Response*<br />
– Target Atom Fraction<br />
– Target Atomic Mass<br />
– Product Half-Life<br />
– Reference<br />
– Reaction <strong>of</strong> Interest<br />
– 90 % Neutron Energy<br />
Response*<br />
– Target Atom Fraction<br />
– Target Atomic Mass<br />
– Product Half-Life<br />
– Reference<br />
– Reaction <strong>of</strong> Interest<br />
– 90 % Neutron Energy<br />
Response*<br />
– Target Atom Fraction<br />
– Target Atomic Mass<br />
– Product Half-Life<br />
– Reference<br />
Copper<br />
Iron<br />
Nickel<br />
: 63 Cu (n,a) 60 Co<br />
: 4.53–11.0 MeV<br />
: 0.6917<br />
: 63.546 g/mol<br />
: 1925.5 day<br />
: [11]<br />
: 54 Fe (n,p) 54 Mn<br />
: 2.27–7.54 MeV<br />
: 0.0585<br />
: 55.845 g/mol<br />
: 312.1 day<br />
: [12]<br />
: 58 Ni (n,p) 58 Co<br />
: 1.98–7.51 MeV<br />
: 0.6808<br />
: 58.933 g/mol<br />
: 70.8 day<br />
: [13]<br />
* Energies between which 90 % <strong>of</strong> activity is<br />
produced (235U fission spectrum). Ref. [14]<br />
M3G code was used. RAPTOR-M3G is a<br />
three dimensional parallel discrete ordinates<br />
radiation transport code developed<br />
by Westinghouse, verified by the<br />
US NRC (Nuclear Regulatory Committee)<br />
in Reference [15]. The methodology employed<br />
by RAPTOR-M3G is essentially<br />
the same as the methodology employed<br />
by the TORT code [16]. RAPTOR-M3G<br />
was designed from its inception as a<br />
parallel-processing code <strong>and</strong> adheres to<br />
modern best practices <strong>of</strong> s<strong>of</strong>tware development.<br />
The BUGLE‐96 cross-section library was<br />
used <strong>for</strong> the neutron transport calculations.<br />
The BUGLE-96 library provides a<br />
67 group coupled neutron-gamma ray<br />
63
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 2. 47 energy group <strong>and</strong> group-wise microscopic cross-sections <strong>for</strong> the reactions <strong>of</strong> interest.<br />
Energy<br />
Group<br />
Lower Group Energy<br />
(MeV)<br />
Cross-Section (barn)<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
1 1.42E+01 3.54E-02 2.62E-01 2.60E-01<br />
2 1.22E+01 4.34E-02 4.04E-01 4.70E-01<br />
3 1.00E+01 3.64E-02 4.70E-01 5.92E-01<br />
4 8.61E+00 2.68E-02 4.82E-01 6.23E-01<br />
5 7.41E+00 1.81E-02 4.82E-01 6.25E-01<br />
6 6.07E+00 9.87E-03 4.78E-01 6.05E-01<br />
7 4.97E+00 3.25E-03 4.34E-01 5.09E-01<br />
8 3.68E+00 5.75E-04 3.13E-01 3.81E-01<br />
9 3.01E+00 4.45E-05 1.93E-01 2.45E-01<br />
10 2.73E+00 8.14E-06 1.33E-01 1.71E-01<br />
11 2.47E+00 2.99E-06 7.87E-02 1.25E-01<br />
12 2.37E+00 9.39E-07 5.66E-02 9.66E-02<br />
13 2.35E+00 8.18E-07 5.12E-02 8.85E-02<br />
14 2.23E+00 6.74E-07 4.49E-02 7.91E-02<br />
15 1.92E+00 2.47E-07 2.93E-02 5.07E-02<br />
16 1.65E+00 1.37E-08 8.87E-03 2.78E-02<br />
17 1.35E+00 – 2.90E-03 1.46E-02<br />
18 1.00E+00 – 7.32E-04 5.61E-03<br />
19 8.21E-01 – 8.69E-05 1.29E-03<br />
20 7.43E-01 – 6.56E-06 8.93E-04<br />
21 6.08E-01 – 2.64E-07 5.21E-04<br />
22 4.98E-01 – – 1.77E-04<br />
23 3.69E-01 – – –<br />
24 2.98E-01 – – –<br />
25 1.83E-01 – – –<br />
26 1.11E-01 – – –<br />
27 6.74E-02 – – –<br />
28 4.09E-02 – – –<br />
29 3.18E-02 – – –<br />
30 2.61E-02 – – –<br />
31 2.42E-02 – – –<br />
32 2.18E-02 – – –<br />
33 1.50E-02 – – –<br />
34 7.10E-03 – – –<br />
35 3.36E-03 – – –<br />
36 1.59E-03 – – –<br />
37 4.54E-04 – – –<br />
38 2.14E-04 – – –<br />
39 1.01E-04 – – –<br />
40 3.73E-05 – – –<br />
41 1.07E-05 – – –<br />
42 5.04E-06 – – –<br />
43 1.86E-06 – – –<br />
44 8.76E-07 – – –<br />
45 4.14E-07 – – –<br />
46 1.00E-07 – – –<br />
47 1.00E-10 – – –<br />
cross section data set produced specifically<br />
<strong>for</strong> light water reactor application. In<br />
this study, anisotropic scattering was treated<br />
with a P3 Legendre expansion <strong>and</strong> angular<br />
discretization was modeled with an<br />
S10 order <strong>of</strong> angular quadrature.<br />
(F i g u r e 2 ) shows the three dimensional<br />
neutron transport calculation model used<br />
in this study. (F i g u r e 3 ) shows the plan<br />
view <strong>of</strong> reactor geometry at the core midplane.<br />
A single octant depicts the arrangement<br />
<strong>of</strong> thermal shield <strong>and</strong> surveillance<br />
capsule attachments. In addition to the<br />
core, reactor internals, pressure vessel <strong>and</strong><br />
primary biological shield, the models developed<br />
<strong>for</strong> these octant geometries also<br />
include explicit representations <strong>of</strong> the surveillance<br />
capsules, the pressure vessel cladding,<br />
the pressure vessel reflective insulation,<br />
<strong>and</strong> the reactor cavity liner plate.<br />
Fig. 2. R----Z geometry <strong>for</strong> neutron transport<br />
calculations.<br />
Fig. 3. Mid-plane octant geometry <strong>for</strong> neutron<br />
transport calculations.<br />
From a neutronic st<strong>and</strong>point, the inclusion<br />
<strong>of</strong> the surveillance capsules <strong>and</strong> associated<br />
support structure in the analytical model is<br />
significant. Because the presence <strong>of</strong> the<br />
capsules <strong>and</strong> structure has a marked impact<br />
on the magnitude <strong>of</strong> the neutron flux<br />
<strong>and</strong> on the relative neutron <strong>and</strong> gamma ray<br />
spectra at dosimetry locations within the<br />
capsules, a meaningful evaluation <strong>of</strong> the<br />
internal capsule radiation environment<br />
can be made only when these perturbation<br />
effects are properly accounted <strong>for</strong> in the<br />
analysis.<br />
In developing the R-θ-Z analytical models<br />
<strong>of</strong> the reactor geometry shown in (F i g -<br />
u r e 2 ), nominal design dimensions were<br />
64
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant<br />
employed <strong>for</strong> the different structural components.<br />
The stainless-steel <strong>for</strong>mer plates<br />
located between the core baffle <strong>and</strong> core<br />
barrel regions were also explicitly included<br />
in the model. The water temperatures <strong>and</strong><br />
coolant density in the reactor core <strong>and</strong><br />
downcomer regions <strong>of</strong> the reactor were<br />
considered to be representative <strong>of</strong> full power<br />
operating conditions (1,723.5 MWth).<br />
The reactor core was considered as a homogeneous<br />
mixture <strong>of</strong> fuel, cladding, water<br />
<strong>and</strong> miscellaneous core structures such<br />
as fuel assembly grids, <strong>and</strong> guide tubes.<br />
A section view <strong>of</strong> the axial geometry is<br />
shown in (F i g u r e 4 ). The model extends<br />
radially from the centerline <strong>of</strong> the reactor<br />
core to a location inside the primary biological<br />
shield. The model includes the axial<br />
geometry from four feet below to six feet<br />
above the active fuel region.<br />
Fig. 4. Axial geometry <strong>for</strong> neutron transport<br />
calculations.<br />
The SORCERY [17] computer code was<br />
used to prepare a fixed distributed source<br />
<strong>for</strong> the RAPTOR-M3G transport calculations.<br />
This code prepares a fixed distributed<br />
source in X-Y-Z or R-θ-Z discrete ordinates<br />
transport theory code space mesh.<br />
Given initial U-235 enrichments <strong>and</strong> assembly<br />
burnup data, SORCERY properly<br />
accounts <strong>for</strong> the fission <strong>of</strong> U-235, U-238,<br />
Pu-239, Pu-240, Pu-241, <strong>and</strong> Pu-242. The<br />
radial core burnup distributions, assembly<br />
specific initial enrichments, <strong>and</strong> relative<br />
axial power distributions were obtained<br />
from the corresponding cycle-specific Nuclear<br />
Design Reports.<br />
2.4 Neutron dosimeter measurements in<br />
surveillance capsules<br />
During the service life <strong>of</strong> the retired nuclear<br />
power plant, a reactor vessel surveillance<br />
program involving six surveillance<br />
capsules located between the reactor core<br />
<strong>and</strong> reactor pressure vessel was imple-<br />
Tab. 3. Locations <strong>and</strong> irradiation history <strong>of</strong> six surveillance capsules.<br />
Order<br />
Capsule<br />
ID<br />
Location (Octant) Irradiation History Remarks<br />
1 st V 257° (13°) Cycle 1 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
2 nd T 67° (23°) Cycles 1-5 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
3 rd S 57° (33°) Cycles 1-6 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
4 th R 77° (13°) Cycles 1-8 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
5 th P 247° (23°) Cycles 1-17 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
6 th N<br />
237° (33°) Cycles 1-21 Withdrawn <strong>for</strong> Store<br />
257° (13°) Cycles 28-30 Withdrawn <strong>for</strong> Test<br />
mented to monitor the integrity <strong>of</strong> the vessel<br />
according to Final Safety Analysis Report<br />
(FSAR) [18]. The irradiation history<br />
<strong>of</strong> six surveillance capsules is shown in<br />
(Table 3).<br />
The neutron dosimetry sensors were contained<br />
in the capsules; these sensors can<br />
provide measurement results at the surveillance<br />
capsule locations. The surveillance<br />
capsule was designed such that neutron<br />
dosimeter wires were positioned at<br />
five locations in the capsule, as in the original<br />
design. The dosimeter wires were supplied<br />
by Westinghouse <strong>and</strong> included iron,<br />
nickel, copper, <strong>and</strong> aluminum cobalt<br />
(0.15 % cobalt) shielded with cadmium<br />
tubing. The dosimeter wires were inserted<br />
into holes drilled in the spacers <strong>and</strong> were<br />
sealed in the spacers with press-fitting<br />
plugs in the holes. The five dosimeter monitor<br />
spacers containing the dosimeter wires<br />
were numbered sequentially from #1<br />
through #5; the contents <strong>of</strong> each spacer<br />
are shown in (F i g u r e 5 ). The neutron<br />
dosimetry sensors were made <strong>of</strong> pure material.<br />
Thus, there were no effects <strong>of</strong> sensor<br />
impurity when the activity was measured.<br />
Three reactions <strong>of</strong> interest (copper, iron,<br />
nickel) were selected to verify the calculation<br />
results.<br />
To measure the activity, a high purity germanium<br />
(HPGe) gamma-ray spectroscope<br />
(detector model GC2520) with a pulse<br />
height analyzer (DSA-1000) <strong>and</strong> data processor<br />
(GENIE-2000 version 3.4) was used<br />
because <strong>of</strong> the high resolution <strong>of</strong> the semiconductor<br />
detector. All measurements<br />
were per<strong>for</strong>med at -190 °C because a germanium<br />
(Ge) semi-conductor is activated<br />
at the temperature <strong>of</strong> liquid nitrogen. To<br />
prepare the sample <strong>for</strong> measurement, the<br />
sample was immersed in a nitric acid solution<br />
<strong>for</strong> several seconds to remove the oxide<br />
film, <strong>and</strong> was then rinsed with acetone;<br />
the weight <strong>and</strong> activity <strong>of</strong> the sample were<br />
accurately measured.<br />
The activity results measured by neutron<br />
dosimetry sensors in six surveillance capsules<br />
are provided in Reference [19]. These<br />
measured activities are used to verify the<br />
method in this study.<br />
3. Results<br />
Based on calculation considering operation<br />
history <strong>and</strong> neutron flux level, the activities<br />
were produced through RAPTOR-<br />
M3G transport code <strong>for</strong> Φ full j in Eq. (5) <strong>and</strong><br />
monthly relative reactor thermal power <strong>for</strong><br />
P i in (Figure 1).<br />
The difference in the traditional activity<br />
calculation <strong>and</strong> the activity calculation introduced<br />
in this study considering operation<br />
history was determined, as shown in<br />
(F i g u r e s 6 to 10 ). The relative error<br />
between the two methods ranged from 3 %<br />
(Capsule V – 63 Cu(n,a) 60 Co) to 30 % (Capsule<br />
R – 54 Fe(n,p) 54 Mn). The traditional<br />
Fig. 5. Surveillance capsule diagram showing the location <strong>of</strong> specimens <strong>and</strong> dosimeters.<br />
65
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Fig. 6. Specific activities considering operation<br />
history compared with traditional<br />
method <strong>for</strong> 1 st surveillance capsule V.<br />
Fig. 7. Specific activities considering operation<br />
history compared with traditional<br />
method <strong>for</strong> 2 nd surveillance capsule T.<br />
Fig. 8. Specific activities considering operation<br />
history compared with traditional<br />
method <strong>for</strong> 3 rd surveillance capsule S.<br />
Tab. 4. Specific activities comparison <strong>for</strong> product nuclides between measurement <strong>and</strong> calculation <strong>for</strong> dosimeters in surveillance capsules.<br />
Capsule V<br />
Capsule R<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation<br />
history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
5.369E+04<br />
(-11.1 %)<br />
5.557E+04<br />
(-8.0 %)<br />
2.852E+06<br />
(8.5 %)<br />
3.347E+06<br />
(27.3 %)<br />
5.532E+07<br />
(17.2 %)<br />
6.917E+07<br />
(46.5 %)<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation<br />
history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
2.013E+05<br />
(-6.8 %)<br />
2.366E+05<br />
(9.5 %)<br />
3.446E+06<br />
(14.9 %)<br />
4.923E+06<br />
(64.1 %)<br />
3.197E+07<br />
(-5.7 %)<br />
4.227E+07<br />
(24.7 %)<br />
measurement 6.040E+04 2.630E+06 4.720E+07<br />
measurement 2.160E+05 3.000E+06 3.390E+07<br />
Capsule T<br />
Capsule P<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation<br />
history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
1.245E+05<br />
(-5.7 %)<br />
1.381E+05<br />
(4.6 %)<br />
2.957E+06<br />
(9.5 %)<br />
3.854E+06<br />
(42.7 %)<br />
4.101E+07<br />
(9.4 %)<br />
4.946E+07<br />
(31.9 %)<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation<br />
history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
1.997E+05<br />
(0.6 %)<br />
2.452E+05<br />
(23.5 %)<br />
2.049E+06<br />
(5.6 %)<br />
2.470E+06<br />
(27.3 %)<br />
7.321E+06<br />
(2.5 %)<br />
8.038E+06<br />
(12.6 %)<br />
measurement 1.320E+05 2.700E+06 3.750E+07<br />
measurement 1.985E+05 1.940E+06 7.140E+06<br />
Capsule S<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation<br />
history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
1.121E+05<br />
(-0.8 %)<br />
1.266E+05<br />
(12.0 %)<br />
1.695E+06<br />
(5.9 %)<br />
2.288E+06<br />
(43.0 %)<br />
5.600E+06<br />
(12.0 %)<br />
6.722E+06<br />
(34.4 %)<br />
measurement 1.130E+05 1.600E+06 5.000E+06<br />
66
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant<br />
Fig. 9. Specific activities considering operation<br />
history compared with traditional<br />
method <strong>for</strong> 4 th surveillance capsule R.<br />
Fig. 10. Specific activities considering operation<br />
history compared with traditional<br />
method <strong>for</strong> 5 th surveillance capsule P.<br />
Fig. 11. Specific activities considering<br />
operation history <strong>for</strong> 6th surveillance<br />
capsule N.<br />
Activity<br />
(Bq/g)<br />
operation history<br />
(diff. vs meas.)<br />
traditional<br />
(diff. vs meas.)<br />
Capsule N<br />
63 Cu(n,α) 60 Co 54 Fe(n,p) 54 Mn 58 Ni(n,p) 58 Co<br />
1.510E+04<br />
(2.3 %)<br />
activity calculation results were higher in<br />
all cases. In the (F i g u r e 7, 8 , <strong>and</strong> 9 ),<br />
the decrease curves reflect the decay until<br />
measurement after irradiation.<br />
(Ta b l e 4 ) shows a comprehensive comparison<br />
between calculated activities <strong>and</strong><br />
measured activities. There is good agreement<br />
between the calculated activity results<br />
considering operation history <strong>and</strong><br />
measured activity results. The relative error<br />
between them is less than 17 %. The relative<br />
error between traditional method <strong>and</strong><br />
the measured activity results reaches 64 %.<br />
The 6 th surveillance capsule, N, which has<br />
a complicated irradiation history, was excluded<br />
from this comparison. Only the activity<br />
calculation results obtained using<br />
the proposed method are shown in (F i g -<br />
u r e 11 ) because it is unreasonable to assume<br />
a representative production rate or<br />
flux in case <strong>of</strong> a complicated irradiation<br />
history. However, it is observed in (Ta -<br />
b l e 5 ) that the calculated activity results<br />
considering detailed plant-specific history<br />
<strong>and</strong> the measured activity results <strong>for</strong> capsule<br />
N show good agreement.<br />
4. Discussion<br />
With the long <strong>and</strong> complicated operation<br />
history <strong>of</strong> a retired nuclear power plant,<br />
consideration <strong>of</strong> the operation history in<br />
Tab. 5. Specific activities comparison <strong>for</strong> product nuclides between measurement <strong>and</strong> calculation<br />
<strong>for</strong> dosimeters in surveillance capsule N.<br />
3.541E+06<br />
(-6.4 %)<br />
5.528E+07<br />
(2.0 %)<br />
- - -<br />
measurement 1.545E+05 3.328E+06 5.640E+07<br />
calculations is important in generating an<br />
accurate radioactivity distribution because<br />
the production rates are variable. In addition,<br />
various radionuclides must be identified<br />
be<strong>for</strong>e disposal <strong>and</strong> daughter nuclides<br />
with a short half-life are more sensitive to<br />
operation history. In this study, <strong>for</strong> radioactivity<br />
calculation, the detailed operation<br />
history is considered by using the thermal<br />
power ratio per month. The calculated<br />
activity results considering the detailed<br />
operation history show good agreements<br />
with measured activity results compared<br />
with traditional calculated activity<br />
results.<br />
In the 63 Cu(n,a) 60 Co reaction <strong>of</strong> capsules V<br />
<strong>and</strong> T in (Ta b l e 4 ), the traditional calculated<br />
activity results seem to fit better with<br />
measured activity results because the effect<br />
<strong>of</strong> measurement error may be larger<br />
than the effect <strong>of</strong> considering the operation<br />
history. Except <strong>for</strong> these two cases,<br />
the method considering the operation history<br />
has less error than the traditional<br />
method.<br />
The number <strong>of</strong> target nuclides represented<br />
by N 0 in Eq. (2) is also an important parameter<br />
in the radioactivity calculation to pre-<br />
67
Radioactivity calculation <strong>for</strong> retired nuclear power plant <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
dict <strong>and</strong> classify the amount <strong>of</strong> radioactive<br />
waste. The exact value <strong>of</strong> this parameter is<br />
unknown at this time <strong>for</strong> the retired nuclear<br />
power plant. However, in the future, this parameter<br />
would be possible to obtain by mass<br />
spectrometer through a sample; together<br />
with the operation history the radioactivity<br />
calculation would provide a reliable radioactivity<br />
distribution <strong>for</strong> decommissioning.<br />
5. Conclusion<br />
This paper proposed an activity calculation<br />
method considering a detailed plant-specific<br />
operation history; the relative power<br />
level <strong>for</strong> every month during the plant lifetime<br />
was used. To verify the method, the<br />
calculated activity results were compared<br />
with measured activity results from neutron<br />
dosimetry sensors in five surveillance<br />
capsules representing the actual irradiation<br />
environment. There is good agreement between<br />
the calculated activity <strong>and</strong> measured<br />
activity. This method can eliminate excessive<br />
conservation in calculation to prevent<br />
overestimation <strong>of</strong> worker exposure, <strong>and</strong><br />
help establish an appropriate <strong>and</strong> reasonable<br />
dismantling <strong>and</strong> disposal strategy.<br />
Reference<br />
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<strong>of</strong> Nuclear Facilities, IAEA-<br />
TECDOC-179,” IAEA, Vienna (1975).<br />
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DOC-179,” IAEA, Vienna (2004).<br />
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Characterization <strong>of</strong> Shut Down<br />
Nuclear Reactors <strong>for</strong> Decommissioning Purposes,”<br />
Technical Reports Series No. 389,<br />
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<strong>of</strong> induced activity in the V-230 reactor,”<br />
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radioactivity inventory in an BWR plant due<br />
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EPJ Web <strong>of</strong> Conferences, Vol. 153,<br />
EDP Sciences, 2017.<br />
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the dismantling <strong>and</strong> decommissioning <strong>of</strong><br />
a light water reactor using MCNPTM<br />
with ADVANTG <strong>and</strong> ORIGEN-S.” EPJ Web<br />
<strong>of</strong> Conferences, Vol. 153, EDP Sciences,<br />
2017.<br />
[7] Volmert, Ben, et al., Validation <strong>of</strong> MCNP<br />
NPP Activation Simulations <strong>for</strong> Decommissioning<br />
Studies by Analysis <strong>of</strong> NPP Neutron<br />
Activation Foil Measurement Campaigns,”<br />
EPJ Web <strong>of</strong> Conferences, Vol. 106, EDP Sciences,<br />
2016.<br />
[8] John R. Lamarsh, Introduction to Nuclear<br />
Engineering, 3rd ed. Pearson, 2001, Chapter<br />
2.<br />
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RAPTOR-M3G Version 2.0 User Manual”,<br />
November 3, 2011.<br />
[10] RSIC Data Library Collection DLC-185,<br />
BUGLE-96, Coupled 47 Neutron, 20<br />
Gamma-Ray Group Cross Section Library<br />
Derived from ENDF/B-VI <strong>for</strong> LWR Shielding<br />
<strong>and</strong> Pressure Vessel Dosimetry Applications,”<br />
March 1996.<br />
[11] ASTM E 523, St<strong>and</strong>ard Test Method <strong>for</strong><br />
Measuring Fast-Neutron Reaction Rates by<br />
Radiactivation <strong>of</strong> Copper”.<br />
[12] ASTM E 263, St<strong>and</strong>ard Test Method <strong>for</strong><br />
Measuring Fast-Neutron Reaction Rates by<br />
Radiactivation <strong>of</strong> Iron”.<br />
[13] ASTM E 264, St<strong>and</strong>ard Test Method <strong>for</strong><br />
Measuring Fast-Neutron Reaction Rates by<br />
Radiactivation <strong>of</strong> Nickel”.<br />
[14] ASTM E 844, St<strong>and</strong>ard Guide <strong>for</strong> Sensor Set<br />
Design <strong>and</strong> Irradiation <strong>for</strong> Reactor Surveillance,<br />
E706(IIC).<br />
[15] Westinghouse, WCAP-18124-NP-A, Revision<br />
0, Fluence Determination with RAP-<br />
TOR-M3G <strong>and</strong> FERRET,” July 2018.<br />
[16] RSICC Computer Code Collection CCC-<br />
650, DOORS 3.1, One-, Two, <strong>and</strong> Three-<br />
Dimensional Discrete Ordinates Neutron/<br />
Photon Transport Code System,” August<br />
1996.<br />
[17] Westinghouse Electric Company LLC,<br />
SORCERY User Manual,” December 2001.<br />
[18] Korea Hydro <strong>and</strong> Nuclear Power Co.,<br />
LTD, Kori Unit 1 Final Safety Analysis Report.<br />
[19] Korea Reactor Integrity Surveillance Technology,<br />
Final Report <strong>for</strong> the 6th Surveillance<br />
Test <strong>of</strong> the Reactor Pressure Vessel Material<br />
<strong>of</strong> Kori Nuclear Power Plant Unit 1, March<br />
2016. l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Water in Nuclear Power Plants with Light-Water Reactors<br />
Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water Reactors.<br />
(<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 401)<br />
Edition 2020 – <strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-05-EN (<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-05-DE, German edition)<br />
DIN A4, Print/eBook, 92 Pages, Price <strong>for</strong> <strong>VGB</strong>-Members € 180.–, <strong>for</strong> Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT<br />
Almost half a century after publication <strong>of</strong> the first edition <strong>of</strong> a <strong>VGB</strong>-Guideline <strong>for</strong> the Water in Nuclear<br />
Power Plants with Light-Water Reactors <strong>and</strong> approx. 13 years after the third edition in 2006, the task<br />
<strong>of</strong> a renewed adaptation <strong>of</strong> the Guideline <strong>for</strong> the Water in Light-Water Reactors as <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard arises.<br />
This <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard shall be the common basis <strong>for</strong> the operation <strong>of</strong> the plants. It provides the framework<br />
<strong>for</strong> operating manuals or chemical manuals, but is in no way intended to replace them.<br />
The task <strong>of</strong> these manuals is, among other things, to consider plant-specific features <strong>and</strong> to make<br />
specifications that go beyond this <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard.<br />
This <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard describes the water-chemical specification <strong>for</strong> the safe operation <strong>of</strong> light-water<br />
reactors based on the material concept <strong>of</strong> the Siemens/KWU <strong>and</strong> comparable plants.<br />
The revision takes into account, where appropriate, the knowledge <strong>and</strong> experience gained over the<br />
last decade in the national <strong>and</strong> international environment.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
<strong>for</strong> the Water in Nuclear<br />
Power Plants with<br />
Light-Water Reactors<br />
Part 1: PWR<br />
Part 2: BWR<br />
(Formerly <strong>VGB</strong>-R 401)<br />
<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-05-EN<br />
Notice: A background paper (<strong>VGB</strong>-S-401-91-2020-05-EN) with further notes <strong>and</strong> summarised experiences will be available in July <strong>2021</strong>.<br />
* Access <strong>for</strong> eBooks (PDF files) is included in the membership fees <strong>for</strong> Ordinary Members (operators, plant owners) <strong>of</strong> <strong>VGB</strong>. www.vgb.org/vgbvs4om<br />
68
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
„Forum Energie“:<br />
Europa auf dem Weg in die Katastrophe<br />
Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
Herbert Saurugg<br />
Abstract<br />
Europe on the road to a main disaster<br />
After the lockdown, a blackout?<br />
The European power supply system is undergoing<br />
a fundamental upheaval where, above all,<br />
“many cooks spoil the broth” applies. This is<br />
because there is no overall systemic coordination<br />
<strong>and</strong> approach. Each member country is<br />
making its own energy transition in different<br />
directions <strong>and</strong> there is hardly any coordinated<br />
approach recognizable. In addition, fundamental<br />
physical <strong>and</strong> technical conditions are being<br />
ignored <strong>and</strong> replaced by wishful thinking,<br />
which is bound to lead to disaster. This is because<br />
the power supply system obeys purely<br />
physical laws. We still have the opportunity to<br />
leave this fatal path.<br />
l<br />
Autor<br />
Herbert Saurugg, MSc<br />
Präsident der Österreichischen Gesellschaft<br />
für Krisenvorsorge<br />
Österreichische Gesellschaft für<br />
Krisenvorsorge<br />
Maish<strong>of</strong>en, Österreich<br />
Am 8. Januar <strong>2021</strong> kam es zur bisher zweitschwersten<br />
Großstörung im europäischen<br />
Stromversorgungssystem (ENTSO-E/RG CE<br />
– Regional Group Central Europe). Diese verlief<br />
im Vergleich zur ersten am 4. November<br />
2006 noch sehr glimpflich. Damals mussten<br />
binnen 19 Sekunden 10 Millionen Haushalte<br />
in Westeuropa vom Stromnetz getrennt<br />
werden, um einen europaweiten Kollaps<br />
zu verhindern. Diesmal waren „nur“ große<br />
Unternehmenskunden in Frankreich und<br />
Italien betr<strong>of</strong>fen, die sich für einen solchen<br />
Fall vertraglich dazu bereit erklärt haben.<br />
Durch die sich seit 2006 laufend verbessernden<br />
Vorsorge- und Kommunikationsmaßnahmen<br />
der 43 Übertragungsnetzbetreiber<br />
des europäischen Verbundsystems konnte die<br />
Störung nach rund einer Stunde behoben<br />
werden. Daher hat auch kaum jem<strong>and</strong> mit<br />
dieser erneuten Großstörung gerechnet und<br />
niem<strong>and</strong> weiß, ob die vorgesehenen Sicherheitsmechanismen<br />
auch beim nächsten<br />
Zwischenfall rechtzeitig greifen werden. Im<br />
schlimmsten Fall könnte es zu einem europaweiten<br />
Strom-, Infrastruktur- sowie Versorgungsausfall,<br />
einem sogenannten „Blackout“,<br />
kommen, wie dies das Österreichische<br />
Bundesheer oder der Autor binnen der<br />
nächsten fünf Jahre erwarten. Das Ereignis<br />
am 8. Januar <strong>2021</strong> sollte daher als sehr<br />
ernst zu nehmende Warnung verst<strong>and</strong>en<br />
werden.<br />
Seit Jahren steigen im europäischen Verbundsystem<br />
die Aufwände, um die Netzstabilität<br />
aufrechterhalten zu können. So<br />
sind etwa die österreichischen Engpassmanagementkosten,<br />
also jene Aufwände,<br />
um akut ein Blackout abzuwenden, von<br />
2 Millionen Euro im Jahr 2011 auf 346 Millionen<br />
Euro im Jahr 2018 explodiert.<br />
Statt 2 Eingriffe waren binnen weniger<br />
Jahre Eingriffe an 301 Tagen er<strong>for</strong>derlich.<br />
Die Aufwände sind zwar 2019 und<br />
2020 zurückgegangen, aber dennoch weiterhin<br />
auf sehr hohem Niveau. Die Ursachen<br />
liegen vor allem in der fehlenden Systemanpassung<br />
an die sich inzwischen stark<br />
geänderten Rahmenbedingungen, auch<br />
bedingt durch die notwendige Energiewende.<br />
Fehlenden Speicher und Puffer<br />
Wind und Sonne stehen nicht immer zur<br />
Verfügung und zum Teil kommt es zu erheblichen<br />
Abweichungen zwischen den<br />
Prognosen und der tatsächlichen Produktion.<br />
In einem System, wo während<br />
31.536.000 Sekunden pro Jahr die Balance<br />
zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgeglichen<br />
sein muss, ist das eine enorme<br />
Heraus<strong>for</strong>derung, da vor allem Systemdienliche<br />
Speichern und Puffer fehlen, was<br />
nur durch weitreichende Kraftwerksinterventionen<br />
behoben werden kann. Das<br />
kann keine Dauerlösung darstellen. Zudem<br />
steigt durch die permanente Stresssituation<br />
auch die Störanfälligkeit des Gesamtsystems.<br />
Während in Österreich theoretisch rund<br />
3.300 GWh an Pumpspeicherkapazität<br />
zur Verfügung stehen, sind es in ganz<br />
Deutschl<strong>and</strong> nur rund 40 GWh. Ohne nennenswerte<br />
Ausbaupläne. Bei einem aktuellen<br />
Stromverbrauch von 60 bis 80 GW<br />
könnte Deutschl<strong>and</strong> damit nicht einmal<br />
eine Stunde des eigenen Stromverbrauches<br />
decken. Ganz abgesehen davon, dass das<br />
technisch gar nicht möglich wäre, da nur<br />
11 GW an Engpassleistung zur Verfügung<br />
stehen. In ganz Europa stehen derzeit Speicher<br />
mit einer Turbinenkapazität von rund<br />
47 GW zur Verfügung, zwei Drittel davon<br />
mit Pumpmöglichkeit, um bei Stromüberschuss<br />
die Speicherbecken wieder füllen<br />
zu können. Damit kann nur ein Bruchteil<br />
des europäischen Verbrauches gedeckt<br />
bzw. zwischengespeichert werden.<br />
Das Speicher-Thema reicht zudem von inhärent<br />
bis saisonal, wozu unterschiedliche<br />
Technologien er<strong>for</strong>derlich sind. Bei der<br />
bisherigen Energiewende wurde nämlich<br />
außer Acht gelassen, dass konventionelle<br />
Kraftwerke den Speicher in der Primärenergie<br />
(Atombrennstäbe, Gas, Kohle, Öl)<br />
integriert haben, womit man die ständigen<br />
Verbrauchsänderungen ausgleichen kann.<br />
Aber nun gibt es einen steigenden und zunehmend<br />
schwieriger zu prognostizierenden<br />
Verbrauch und gleichzeitig eine volatile<br />
Stromerzeugung. Zwei Dinge, die ohne<br />
69
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout? <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
entsprechende Speicher und Puffer nicht<br />
in Einklang zu bringen sind.<br />
Power-to-X<br />
Für die saisonale Speicherung gilt Powerto-X<br />
als große H<strong>of</strong>fnung, insbesondere die<br />
Nutzung von Wasserst<strong>of</strong>f. Grundsätzlich<br />
klingt das sehr verlockend, da mit dem<br />
Gasnetz bereits eine bestehende Infrastruktur<br />
zur Verfügung stehen würde. Das<br />
dazu aber noch einige große Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
zu lösen sind, wird meist nicht erwähnt.<br />
Schon gar nicht, die Kosten.<br />
Durch die Ankündigung einer großen finanziellen<br />
Förderwelle wurde aber eine<br />
Goldgräberstimmung ausgelöst und viele<br />
Ankündigungen überschlagen sich. Es ist<br />
zu erwarten, dass das eine oder <strong>and</strong>ere<br />
Goldnugget auch gefunden wird. Aber das<br />
damit binnen der nächsten wenigen Jahre<br />
ein großer Durchbruch und eine breite<br />
Umsetzung möglich sein werden, sollte<br />
eher nicht erwartet werden. Wir brauchen<br />
aber rasch umsetzbare Lösungen, nicht erst<br />
in 10 oder 20 Jahren. Zum <strong>and</strong>eren wissen<br />
wir noch relativ wenig über die potenziellen<br />
Nebenwirkungen, beispielsweise des<br />
Wasserdampfs, der bei der Rückverstromung<br />
im großen Stil freigesetzt wird. Was<br />
noch mehr bei der geplanten Methanisierung<br />
zu berücksichtigen ist, da hier die<br />
Auswirkungen bereits bekannt sind: Methan<br />
ist deutlich klimaschädlicher als CO 2 .<br />
Widersprüchlichkeit<br />
Ganz generell gilt, dass es keine Energie<strong>for</strong>m<br />
gibt, die ohne Nebenwirkung wäre.<br />
Auch für Wind und PV-Anlagen werden<br />
enorme Ressourcen benötigt, was leider<br />
meist verzerrt wahrgenommen wird. Die<br />
Einzelanlage ist klein und überschaubar.<br />
Aber wenn die konkrete Leistungsfähigkeit<br />
und das auch noch über einen Zeitraum eines<br />
Jahres betrachtet werden, schaut die<br />
Welt gleich <strong>and</strong>ers aus. Durch eine falsche<br />
Betrachtungsweise werden meistens Äpfel<br />
mit Birnen verglichen, oder Durchschnittswerte<br />
herangezogen. Für den Betrieb ist<br />
aber nur relevant, welchen Beitrag die jeweilige<br />
Energieerzeugung für die permanent<br />
notwendige Balance gewährleisten<br />
kann. Also nicht statistisch übers Jahr gerechnet,<br />
sondern planbar, verlässlich und<br />
konstant. Würde das gemacht werden,<br />
wäre rasch klar, dass dazu weit mehr als<br />
nur eine Erzeugungsanlage er<strong>for</strong>derlich<br />
ist.<br />
Genau diese Betrachtungsweise ist aber er<strong>for</strong>derlich,<br />
um einen systemischen Umbau<br />
unserer wichtigsten Lebensader sicherstellen<br />
zu können. Wir werden hier mit unserem<br />
Entweder-oder-Denken nicht weiterkommen.<br />
Es braucht ein Sowohl-alsauch-Denken,<br />
um die vor uns stehenden<br />
Heraus<strong>for</strong>derungen zu meistern. Der CO 2 -<br />
Ausstoß kann mit Erneuerbaren Energien<br />
deutlich verringert werden, jedoch brauchen<br />
wir gleichzeitig auch <strong>and</strong>ere Systemelemente,<br />
um die bisher gewohnte sehr<br />
hohe Versorgungssicherheit gewährleisten<br />
zu können.<br />
Momentanreserve<br />
Ein <strong>and</strong>eres kaum beachtetes und sehr kritisches<br />
technisches Detail betrifft die Momentanreserve,<br />
also die rotierenden<br />
Massen konventioneller Kraftwerke. Denn<br />
mit der Stilllegung von Atom- und Kohlekraftwerken,<br />
werden auch diese im großen<br />
Stil vom Netz genommen. Die Schwungmassen<br />
der Synchrongeneratoren sind<br />
aber für die Frequenzerzeugung und -haltung<br />
von zentraler Bedeutung, da hier permanent<br />
ohne Steuerungseingriffe mechanische<br />
in elektrische Energie umgew<strong>and</strong>elt<br />
wird und umgekehrt. Ein rein physikalischer<br />
Vorgang. Das kann man sich auch als<br />
große Stoßdämpfer für Belastungsstöße<br />
vorstellen, die bisher dafür gesorgt haben,<br />
dass das europäische Verbundsystem so<br />
stabil funktioniert. Diese werden aber nun<br />
nach und nach reduziert und gleichzeitig<br />
kaum ersetzt, weil PV- und Windkraftanlagen<br />
diese Systemfunktion nicht mitbringen.<br />
Damit steigt die Störanfälligkeit des<br />
Systems.<br />
Die Momentanreserve ist ein inhärent vorh<strong>and</strong>ener<br />
Energiespeicher, der einen kurzfristig<br />
auftretenden Energieüberschuss<br />
zwischenpuffern kann. Die erzeugte Frequenz<br />
des Wechselstromes zeigt daher<br />
auch immer an, ob ein Leistungsmangel<br />
oder ein Leistungsüberschuss im Gesamtsystem<br />
vorh<strong>and</strong>en ist. Über die Frequenz<br />
können daher IT-unabhängig Regeleingriffe<br />
zielgerichtet erfolgen und das Gesamtsystem<br />
stabil gehalten werden.<br />
Umsetzungsgeschwindigkeit<br />
Es gibt bereits Ansätze mit großen Systemdienlichen<br />
Batteriespeichern und einer<br />
entsprechenden Leistungselektronik, wie<br />
sie etwa bereits in Südaustralien, Großbritannien<br />
oder nun auch in Texas zum Einsatz<br />
kommen, um die Momentanreserve<br />
nachzubilden und zu kompensieren. Das<br />
ist eine Ergänzung, welche jedoch niemals<br />
die komplette Momentanreserve ersetzen<br />
kann. Auch hier gilt wieder ein Sowohl-alsauch.<br />
Diese Systeme müssen aber im ENT-<br />
SO-E RG CE Netz erst im größeren Stil implementiert<br />
werden. Wie so <strong>of</strong>t scheitert es<br />
nicht am Wissen oder an der Technik, sondern<br />
an der Umsetzung. Und zwar in der<br />
gleichen Geschwindigkeit, wie die <strong>and</strong>eren<br />
Maßnahmen getr<strong>of</strong>fen werden.<br />
Der deutsche Alleingang<br />
Das größte Problem stellt derzeit der deutsche<br />
Alleingang dar, wo der zweite vor dem<br />
ersten Schritt gesetzt wird: So werden in<br />
den nächsten Monaten konventionelle<br />
Kraftwerke im großen Stil abgeschaltet,<br />
ohne einen gleichwertigen Ersatz dafür zur<br />
Verfügung zu haben. Bisher wurde fast nur<br />
auf den raschen Ausbau von Wind- und PV-<br />
Kraftwerken Wert gelegt bzw. dieser massiv<br />
gefördert. Es fehlt jedoch an der unverzichtbaren<br />
Systemanpassung, beginnend<br />
bei den fehlenden Speichern und Puffer<br />
und geht weiter über die fehlenden Transportmöglichkeiten,<br />
also Leitungen. Hinzu<br />
kommt, dass der Strom nicht mehr nur im<br />
Einbahnverkehr verteilt werden muss, sondern<br />
dass die bisherigen Konsumenten immer<br />
häufiger auch zu Produzenten, also zu<br />
sogenannten Prosumern werden und es<br />
dadurch auch zu Lastflüssen in die gegengesetzte<br />
Richtung kommt, w<strong>of</strong>ür das System<br />
und die Schutzeinrichtungen nie ausgelegt<br />
wurden.<br />
Außerdem wird davon ausgegangen, so zumindest<br />
die aktuellen Planungspapiere,<br />
dass Deutschl<strong>and</strong> in Zukunft einfach bei<br />
Bedarf Strom aus den Nachbarländern<br />
importieren wird. Nur wird die Rechnung<br />
ohne Wirten gemacht. Denn immer, wenn<br />
es in den vergangenen Jahren eng wurde,<br />
haben diese Länder aus Deutschl<strong>and</strong> importiert.<br />
Außerdem werden überall konventionelle<br />
Kraftwerke stillgelegt. Und das<br />
immer irgendwo der Wind weht, ist eine<br />
Mär, die der Realität nicht St<strong>and</strong> hält.<br />
Ganz abgesehen davon, dass dafür die<br />
Transportinfrastruktur fehlt. Der Wunsch<br />
nach einer europäischen Kupferplatte ist<br />
verständlich, entbehrt aber jeglicher Realität<br />
und ignoriert physikalische Rahmenbedingen.<br />
Dies hat auch kürzlicher der deutsche<br />
Bundesrechnungsh<strong>of</strong> im Bericht zur<br />
„Umsetzung der Energiewende im Hinblick<br />
auf die Versorgungssicherheit“<br />
festgestellt: „die erwartbaren Engpässe im<br />
Stromnetz werden bis zum Jahr 2025 nicht<br />
beseitigt werden können“. Des Weiteren wurde<br />
festgehalten, dass: „wesentliche Annahmen,<br />
auf denen die derzeitige Bewertung der<br />
Versorgungssicherheit am Strommarkt beruht,<br />
unrealistisch oder überholt sind.“<br />
Dezentrale funktionale<br />
Einheiten<br />
Hinzu kommt, dass sich Millionen von<br />
Kleinstkraftwerken und neuen Akteuren<br />
nicht mehr mit der bisher erfolgreichen<br />
zentralen Struktur und Logik steuern lassen.<br />
Es braucht stattdessen ein „Orchestrieren“<br />
dieser Vielzahl von Komponenten<br />
und Akteuren, die sich dann wie ein<br />
„Schwarm“ selbstorganisiert durch eine<br />
für alle zugängliche Sicht auf die Situation<br />
im Gesamtsystem automatisch an der Gewährleistung<br />
der Versorgungssicherheit<br />
beteiligen. Das er<strong>for</strong>dert jedoch eine Neustrukturierung<br />
in sogenannte robuste<br />
Energiezellen, da die steigende Komplexität<br />
nicht <strong>and</strong>ers beherrschbar sein wird.<br />
Denn komplexe Systeme lassen sich nicht<br />
zentral steuern, sie er<strong>for</strong>dern vielmehr dezentrale<br />
autonome Einheiten, wo Bedarf,<br />
Speicherung und Erzeugung möglichst lo-<br />
70
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
kal bzw. regional ausgeglichen werden und<br />
nicht wie derzeit, wo Probleme großräumig<br />
verschoben werden. Dabei sind auch<br />
systemübergreifende Synergien (Strom,<br />
Wärme, Mobilität) zu nutzen. Es geht also<br />
um eine ganzheitliche Energieversorgung<br />
in zellularen Strukturen, wozu häufig erst<br />
ein umfassendes Umdenken er<strong>for</strong>derlich<br />
ist.<br />
Ein solcher Ansatz steht auch nicht im Widerspruch<br />
zum bisherigen Großsystem,<br />
das auch weiterhin benötigt wird, da große<br />
Industrieunternehmen oder Städte noch<br />
länger nicht <strong>and</strong>ers versorgt werden können.<br />
Aber man kann mit diesen dezentralen<br />
Strukturen und funktionalen Einheiten<br />
die Robustheit des Gesamtsystems Bottomup<br />
und im laufenden Betrieb, ohne Unterbrechungen,<br />
erhöhen. Zellularen Strukturen<br />
sind nicht so effizient wie unser bisheriges<br />
Großsystem, was aber nur so lange<br />
stimmt, bis es zu einer Großstörung in<br />
Form eines Blackouts kommt. Denn dann<br />
würden mit einem Schlag alle bisherigen<br />
Effizienzgewinne vernichtet und unfassbare<br />
gesellschaftliche Schäden verursacht<br />
werden. Resilienz und Robustheit stehen<br />
im Widerspruch zu unserem rein betriebswirtschaftlich<br />
motivierten Effizienzdenken,<br />
wodurch gerne auf die überlebenswichtigen<br />
Redundanzen und Reserven<br />
verzichtet wird.<br />
Keine hundertprozentige<br />
Sicherheit<br />
Hinzu kommt, dass es schlicht und einfach<br />
kein ausfallsicheres System gibt, wie das<br />
die europäischen Übertragungsnetzbetreiber<br />
bereits 2015 in ihrem Untersuchungsbericht<br />
zum Blackout in der Türkei klar<br />
und unmissverständlich zum Ausdruck gebracht<br />
haben: ”A large electric power system<br />
is the most complex existing man-made machine.<br />
Although the common expectation <strong>of</strong><br />
the public in the economically advanced<br />
countries is that the electric supply should<br />
never be interrupted, there is, un<strong>for</strong>tunately,<br />
no collapse-free power system.”<br />
Steigende Komplexität<br />
Daher sollten wir von der Natur lernen, wo<br />
alles Lebendige in zellularen Strukturen<br />
organisiert ist. Das hat sich <strong>of</strong>fensichtlich<br />
bewährt und überlebt. Denn das, was zwar<br />
als dezentrale Energiewende gefeiert wird,<br />
ist derzeit alles <strong>and</strong>ere als dezentral. Die<br />
gesamte bisherige Energiewende funktioniert<br />
nur aufgrund des vorh<strong>and</strong>enen zentralisierten<br />
Systems mit den er<strong>for</strong>derlichen<br />
Speichern und Puffern. Auch die propagierten<br />
„Smart Grid“- und Flexibilisierungsmaßnahmen<br />
hängen von einer umfassenden<br />
zentralisierten IT-Vernetzung<br />
und damit von einer steigenden Komplexität<br />
ab. Damit ergeben sich neben der Gefahr<br />
von Cyber-Angriffen weitere kaum<br />
beachtete Nebenwirkungen.<br />
Komplexe Systeme<br />
Komplexe Systeme weisen eine Reihe von<br />
unangenehmen Eigenschaften auf, die mit<br />
unserer bisher erfolgreichen linearen<br />
Denkweise und Maschinenlogik nicht beherrschbar<br />
sind. So steigen mit der Anzahl<br />
der Akteure und Vernetzung die Komplexität<br />
und somit die Dynamik, was wir ja laufend<br />
beobachten können. Wir kommen<br />
kaum mehr hinterher.<br />
Gleichzeitig sinkt die Prognostizierbarkeit<br />
des Verhaltens des Systems, weil es zu<br />
selbstverstärkenden Rückkopplungsprozessen<br />
kommen kann, wie wir diese gerade<br />
beim Kohleausstieg sehen: Immer mehr<br />
Kraftwerksbetreiber wollen frühzeitig aussteigen,<br />
weil sich der Betrieb nicht mehr<br />
lohnt. Gleichzeitig haben wir in den vergangenen<br />
10 Jahren die bisher tatsächlich<br />
vorh<strong>and</strong>enen Überkapazitäten weitgehend<br />
abgebaut, womit immer weniger H<strong>and</strong>lungsspielraum<br />
bleibt.<br />
Kohle- und Atomausstieg<br />
Anfang Januar <strong>2021</strong> mussten bereits deutsche<br />
Steinkohlekraftwerke wieder ans Netz<br />
gehen, die eigentlich für eine vorzeitige<br />
Abschaltung ausgewählt wurden, weil der<br />
Bedarf nicht mehr ausreichend gedeckt<br />
werden konnte.<br />
Nach derzeitigem Planungsst<strong>and</strong> sollen bis<br />
Ende 2022 rund 22 GW an Atom- und Kohlekraftwerksleistung<br />
mit einer Jahresstromproduktionskapazität<br />
von rund<br />
128 TWh vom Netz gehen und rückgebaut<br />
werden.<br />
Sollte am derzeit fixierten deutschen Kohle-<br />
und Atomausstieg bis Ende 2022 festgehalten<br />
werden, entstehen in den kommenden<br />
Monaten bereits kritische Zeitfenster,<br />
wo Flächenabschaltungen zum Schutz des<br />
Gesamtsystems nicht mehr ausgeschlossen<br />
werden können.<br />
Es ist dabei irrelevant, ob es sich in 99,99 %<br />
der Zeit trotzdem ausgehen wird. Das<br />
Stromversorgungssystem kennt hier keine<br />
Toleranz, die Balance muss zu 100 % der<br />
Zeit sichergestellt werden. Ansonsten<br />
kommt es zum Systemkollaps.<br />
Fehlendes Grundlagenwissen um<br />
Zusammenhänge<br />
In vielen Bereichen und auch bei Entscheidungsträgern<br />
fehlt es häufig an den grundlegendsten<br />
Kenntnissen, etwa wie unser<br />
Stromversorgungsystem funktioniert. Zudem<br />
geht es häufig nur um Einzelaspekte<br />
und kaum um systemische Zusammenhänge.<br />
Daher ist die Tragweite von Entscheidungen<br />
<strong>of</strong>tmals nicht bewusst, oder sie<br />
wird schlicht weg ignoriert. Hinzu kommen<br />
nun noch die fehlenden Kenntnisse im<br />
Umgang mit komplexen Systemen, da diese<br />
nicht Best<strong>and</strong>teil einer universellen<br />
Grundausbildung sind.<br />
Kennzeichen von komplexen<br />
Systemen<br />
Zu den weiteren Kennzeichen von komplexen<br />
Systemen zählen, kleine Ursachen<br />
können enorme Auswirkungen zur<br />
Folge haben, was wir gerade bei der Corona-P<strong>and</strong>emie<br />
erleben. Ein Virus stellt binnen<br />
weniger Wochen die gesamte Welt auf<br />
den Kopf. Auswirkungen von Entscheidungen<br />
sind häufig irreversible. Ein abgeschaltetes<br />
und rückgebautes Kraftwerk ist für<br />
immer verloren. Eingemottete Kraftwerke<br />
können nur mit hohem Aufw<strong>and</strong> erhalten<br />
und wieder reaktiviert werden.<br />
Nicht-Linearität bedeutet, dass viele unserer<br />
bisherigen Risikobewertungsmethoden<br />
scheitern. Besonders trügerisch sind die<br />
zeitlich verzögerten Auswirkungen, da diese<br />
gerne vernachlässigt werden. Dazu zählt<br />
etwa das 50,2-Hertz-Problem, wo viele<br />
Altanlagen mit Wechselrichter sich zeitgleich<br />
vom Stromnetz trennen und einen<br />
Jo-Jo-Effekt versuchen würden. Angeblich<br />
soll dieses Problem behoben worden sein.<br />
Ob das wirklich so ist, wissen wir nicht. Es<br />
wurde auf jeden Fall viel zu lange nicht beachtet.<br />
Hinzu kommen steigende Resonanzeffekte,<br />
wo sich beispielsweise Wechselrichter<br />
und zunehmend mehr elektronische Systeme<br />
(„Digitalisierung“, E-Mobilität etc.) gegenseitig<br />
beeinflussen und selbstzerstörerische<br />
Prozesse auslösen. So wurde bereits<br />
beobachtet, dass es dadurch zu Bränden<br />
bei Ladesäulen oder schwerwiegenden<br />
Produktionsausfällen gekommen ist.<br />
Noch schlimmer ist, dass sogar elektronische<br />
Bauteile oder Isolierungen von Leitungen<br />
rascher altern und es daher in absehbarer<br />
Zukunft zu einer steigenden Anzahl<br />
von Störungen im Infrastrukturbereich<br />
kommen wird. Fachexperten sind davon<br />
überzeugt, dass die heute verbauten Wechselrichter<br />
so rasch als möglich durch eine<br />
neue <strong>Generation</strong> ersetzt werden müssten,<br />
um den Schaden zu begrenzen. Doch wer<br />
wird das machen, wenn eh noch alles funktioniert?<br />
Auch bei der Momentanreserve oder bei<br />
den Kraftwerksstilllegungen merkt man<br />
den Effekt nicht so<strong>for</strong>t. Die Dinge kumulieren<br />
und irgendwann kommt ein Ereignis<br />
dazu, welches das Fass zum Überlaufen<br />
bringt und nicht mehr beherrschbar ist:<br />
kleine Ursache, große Wirkung. Es gibt<br />
auch keine einfachen Ursache-Wirkungsbeziehungen,<br />
wo man eine eindeutige<br />
Schuld zuweisen könnte. Es hat sich einfach<br />
über einen längeren Zeitraum aufgebaut.<br />
Der Kollaps von komplexen Systemen<br />
ist, wie gut untersucht ist, kein Fehler, sondern<br />
ein Systemdesignmerkmal, um eine<br />
Erneuerung zu ermöglichen. In der Wirtschaftstheorie<br />
wird das als „Schöpferische<br />
Zerstörung“ bezeichnet. Neues kann<br />
sich häufig erst dann entfalten, wenn das<br />
71
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout? <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
alte kaputt oder zerstört worden ist. Eine<br />
Vorgangsweise, die bei unserer wichtigsten<br />
Lebensader, der Stromversorgung, einer<br />
Selbstmordabsicht gleichkommen würde.<br />
Alternde Infrastrukturen<br />
Wir stehen aber nicht nur wegen der Energiewende<br />
vor großen Umbrüchen. Ein<br />
Großteil der europäischen Infrastruktur<br />
kommt in den nächsten Jahren an ihr Lebens-<br />
und Nutzungsende. Die Mehrzahl<br />
der Kraftwerke ist mittlerweile 40 bis 50<br />
Jahre alt. Teilweise sogar älter. Damit müssen<br />
in den nächsten Jahren auf jeden Fall<br />
weitreichende Neuerungen eingeleitet<br />
werden. Das rechnet sich aber unter den<br />
derzeitigen rein betriebswirtschaftlichen<br />
Betrachtungen und der unsicheren Rahmenbedingungen<br />
nicht. Investitionen werden<br />
daher gerne aufgeschoben, was die<br />
Störanfälligkeit erhöht. Wenn aber erst<br />
dann investiert wird, wenn es sich rechnet,<br />
ist es bereits zu spät.<br />
Allein in Deutschl<strong>and</strong> gibt es über 1.150<br />
Großtrans<strong>for</strong>matoren, wovon rund 500<br />
Stück bereits über 60 Jahre alt sind. Die<br />
Produktionskapazität beträgt jedoch nur<br />
mehr 2-4 Stück pro Jahr.<br />
Der liberalisierte Strommarkt hat in vielen<br />
Bereichen zum Abbau der Reserven und<br />
Redundanzen geführt. Das, was in <strong>and</strong>eren<br />
Infrastrukturbereichen akzeptabel sein<br />
mag, könnte bei der überlebenswichtigen<br />
Strominfrastruktur ein böses Ende haben.<br />
So wie bei der Truthahn-Illusion: Ein<br />
Truthahn, der Tag für Tag von seinem Besitzer<br />
gefüttert wird, nimmt aufgrund seiner<br />
täglich positiven Erfahrungen (Fütterung<br />
und Pflege) an, dass es der Besitzer<br />
nur gut mit ihm meinen kann. Ihm fehlt die<br />
wesentlichste In<strong>for</strong>mation, dass die Fürsorge<br />
nur einem Zweck dient: Am Tag vor<br />
Thanksgiving, bei dem die Truthähne traditionell<br />
geschlachtet werden, erlebt er<br />
eine fatale Überraschung. Diese Metapher<br />
kommt bei sehr seltenen Ereignissen mit<br />
enormen Auswirkungen zum Tragen, sogenannten<br />
Extremereignissen („X-Events“)<br />
oder strategischen Schocks. Wir verwechseln<br />
dabei gerne die Abwesenheit von Beweisen<br />
mit dem Beweis der Abwesenheit.<br />
Extremwetterereignisse<br />
Alldem nicht genug, müssen wir auch noch<br />
erwarten, dass in Europa wie bereits in<br />
Australien, Kali<strong>for</strong>nien oder Texas die Extremwetterereignisse<br />
in den kommenden<br />
Jahren zunehmen werden. Damit<br />
sind auch schwerwiegende Infrastrukturschäden<br />
und -ausfälle zu erwarten. Gerade<br />
die Dürre der vergangenen Jahre macht<br />
konventionellen Kraftwerken, die das<br />
Kühlwasser aus Gewässern entnehmen<br />
müssen, enorm zu schaffen. Gleichzeitig<br />
verringert sich die Leistungsfähigkeit von<br />
Wasserkraftwerken durch sinkende Pegelstände.<br />
Im <strong>and</strong>eren Extremfall führen<br />
Hochwässer oder Starkregenereignisse<br />
zum Problem bei der Stromerzeugung, wie<br />
etwa im Juni 2020, wo durch ein Starkregenereignis<br />
das größte polnische Kohlekraftwerk<br />
und parallel dazu weitere Erzeugungsanlagen<br />
ausgefallen sind, was zu einer<br />
kritischen Versorgungslücke führte.<br />
Auch Pumpspeicherkraftwerke können<br />
durch eine verspätete Schneeschmelze wie<br />
<strong>2021</strong> an ihre Grenzen geraten. Es wird ein<br />
neuer Tiefstst<strong>and</strong> erwartet, wo nur mehr<br />
rund 10 % der theoretischen Kapazität zur<br />
Verfügung stehen.<br />
Auch Energiezellen werden von solchen<br />
Ereignissen nicht verschont bleiben. Jedoch<br />
kann das Risiko von großflächigen<br />
Ausfällen deutlich reduziert werden. Zellen<br />
weisen nicht per se eine höhere Versorgungssicherheit<br />
auf. Aber sie helfen, den<br />
potenziellen Schaden zu verringern, und<br />
das wird aufgrund der dargestellten Probleme<br />
immer wichtiger. Grenzenlose Struktur<br />
schaffen extreme Abhängigkeiten.<br />
Fehlende Sollbruchstellen<br />
Durch die heute fehlenden und klar definierte<br />
Sollbruchstellen wird ein möglicher<br />
Netzwiederaufbau enorm erschwert. Und<br />
gerade das soll in den nächsten Jahren<br />
noch deutlich ausgeweitet werden. So<br />
müssen etwa aufgrund einer EU-Vorgabe<br />
bis 2025 mindestens 70 % der Kapazität<br />
der nationalen Grenzkuppelstellen für den<br />
grenzüberschreitenden Stromh<strong>and</strong>el geöffnet<br />
werden.<br />
Das, was im Alltag zu einer Belebung des<br />
Marktes und damit zu sinkenden Preisen<br />
führen kann, führt auf der <strong>and</strong>eren Seite zu<br />
einer massiven Verwundbarkeit des Gesamtsystems,<br />
da damit immer weniger auf<br />
die physikalischen Grenzen Rücksicht genommen<br />
wird. Eine mögliche Störung kann<br />
sich wesentlich rascher ausbreiten. Diese<br />
Vorgaben widersprechen daher klar einem<br />
robusten, zellularen Ansatz und den Erkenntnissen<br />
aus den Systemwissenschaften.<br />
Rückbau Windkraftanlagen<br />
Bereits seit Jahren wird darauf hingewiesen,<br />
dass viele deutsche Windkraftanlagen<br />
betriebswirtschaftlich ohne neue Förderungen<br />
nicht weiterbetrieben werden können<br />
oder dass diese durch das Auslaufen<br />
von zeitlich befristeten Betriebsgenehmigungen<br />
zurückgebaut werden müssen.<br />
Eine Aufrüstung (Repowering) ist nicht an<br />
jedem St<strong>and</strong>ort sinnvoll/möglich.<br />
Demnach soll allein <strong>2021</strong> ein Rückbau von<br />
rund 4.500 MW und danach jährlich von<br />
rund 2.500 MW erfolgen. Damit ist in den<br />
nächsten 5 Jahren mit einer Leistungsreduktion<br />
von rund 15 GW zu rechnen, die<br />
nur teilweise durch Neuanlagen kompensiert<br />
werden. 2020 waren es rund 1.400<br />
MW. In den Folgejahren wird nicht mit wesentlich<br />
mehr gerechnet, also etwa der<br />
Hälfte der Rückgebauten Leistung.<br />
Digitalisierung<br />
Hinzu kommt, dass durch die zunehmende<br />
Digitalisierung des Stromversorgungssystems<br />
die wechselseitigen Abhängigkeiten<br />
steigen: Ohne Strom, keine IT. Ohne IT-Infrastruktur,<br />
keine Stromversorgung. Experten<br />
befürchten, dass bereits heute ein<br />
möglicher Netzwiederaufbau daran scheitern<br />
könnte, weil sogar zunehmend mehr<br />
Schutzeinrichtungen ohne Rückfallebenen<br />
ausgestattet sind. Vieles kann und will man<br />
einfach nicht glauben, aber die Realität<br />
holt einen immer wieder ein. Ein kollektives<br />
Versagen, wie das etwa Gunther Dueck<br />
bereits vor vielen Jahren in „Schwarmdumm“<br />
beschrieben hat.<br />
Zudem entstehen immer mehr digitale Anwendungen<br />
auf dem Strom- und Flexibilitätsmarkt.<br />
Was im Alltag einen Mehrwert<br />
schafft, könnte rasch ins Gegenteil umschlagen,<br />
wie etwa der schwer wiegende Cyber-<br />
Angriff auf die größte Ölpipeline der USA im<br />
Mai <strong>2021</strong> gezeigt hat. Dabei muss gar keine<br />
Schädigungsabsicht vorliegen. Ein außer<br />
Kontrolle geratener Cyber-Angriff oder auch<br />
nur eine schwerwiegende Störung, kann<br />
auch rasch zu Problemen in der physischen<br />
Welt führen, vor allem in einem System, mit<br />
einem derart fragilen Gleichgewicht.<br />
Gefährlicher Stromh<strong>and</strong>el<br />
Der Stromh<strong>and</strong>el spielt generell eine zu<br />
wenig beachtete Rolle, wenn es um die Gefährdung<br />
des europäischen Verbundsystems<br />
geht. Im Juni 2019 brachten deutsche<br />
Stromhändler das System an den<br />
R<strong>and</strong> des Kollapses, nachdem sie eine<br />
Regulierungslücke ausgenützt haben.<br />
Trotz Abmahnung und nun in Aussicht gestellter<br />
hoher Strafen scheint es noch immer<br />
Lücken zu geben.<br />
So kam es <strong>2021</strong> bereits im ersten Quartal<br />
zu über 80 Frequenzanomalien, die wahrscheinlich<br />
ursächlich auf eine betriebswirtschaftlich<br />
optimierte Kraftwerkseinsatzplanung<br />
zurückzuführen sind. Im<br />
gesamten Jahr 2020 waren es rund 140 Anomalien.<br />
Dabei wird regelmäßig um den<br />
Stundenwechsel die Hälfte bis zu zwei<br />
Drittel der vorgehaltenen Reserve, um auf<br />
unvorhergesehene Kraftwerksausfälle reagieren<br />
zu können, eingesetzt.<br />
Sollte es in dieser Zeit tatsächlich zu einem<br />
oder mehreren Kraftwerksausfällen kommen,<br />
was beim Fahrplanwechsel durchaus<br />
wahrscheinlicher ist, könnte das rasch zu<br />
einer weiteren Eskalation führen. Obwohl<br />
das Problem seit Langem bekannt ist,<br />
scheint die Regulation keine Notwendigkeit<br />
zu sehen, diesen Missbrauch abzustellen.<br />
Der Krug geht so lange zum Brunnen, bis er<br />
bricht.<br />
8. Januar <strong>2021</strong><br />
Es gibt auch mehrere Hinweise, dass die<br />
beiden Faktoren, die reduzierte Momen-<br />
72
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout?<br />
tanreserve und der überbordende Stromh<strong>and</strong>el,<br />
wesentlich zur Großstörung am 8.<br />
Januar <strong>2021</strong> beigetragen haben könnten,<br />
auch wenn das bisher noch in keinem <strong>of</strong>fiziellen<br />
Untersuchungsbericht richtig angesprochen<br />
wurde.<br />
Am 8. Januar kam es um 14:04 Uhr im<br />
Umspannwerk Ernestinovo (Kroatien) zu<br />
einer Überlastung einer Sammelschienenkupplung,<br />
die sich daraufhin ordnungsgemäß<br />
zum Eigenschutz abgeschaltet hat.<br />
Dies führte zu einer Überlastung von 13<br />
weiteren Betriebsmitteln in Südosteuropa,<br />
wodurch das europäische Verbundnetz in<br />
zwei Teile aufgetrennt wurde. Die Folge<br />
war ein durch das auftretende massive<br />
Leistungsungleichgewicht verursachter<br />
massiver Frequenzanstieg in Südosteuropa<br />
auf 50,60 Hertz und ein Frequenzeinbruch<br />
auf 49,74 Hertz in Nordwesteuropa. Im<br />
Südosten gab es einen Leistungsüberschuss<br />
von 6,3 GW, welcher gleichzeitig im<br />
Nordwesten fehlte.<br />
Der sehr steile Frequenzeinbruch bzw. -anstieg<br />
weist darauf hin, dass zu wenig Momentanreserve<br />
vorh<strong>and</strong>en war, welche<br />
eine derart gravierende Leistungsänderung<br />
abfedern hätte müssen. Zum <strong>and</strong>eren gab<br />
es zu diesem Zeitpunkt einen enormen<br />
Stromimport von etwa 6,3 GW in Spanien<br />
und Frankreich, was darauf hindeutet, dass<br />
der überregionale Stromh<strong>and</strong>el zur Überlastung<br />
beigetragen hat. Interessant ist dabei<br />
auch, dass die Sammelschienenkupplung<br />
im Umspannwerk Ernestinovo bisher<br />
nicht als systemrelevant eingestuft und daher<br />
nicht in die laufenden Sicherheitsberechnungen<br />
eingebunden war. Daher stellt<br />
sich die Frage, wie viele solch unbeobachteten<br />
Bruchstellen es noch geben könnte. Das<br />
Ereignis am 8. Januar <strong>2021</strong> sollte daher als<br />
sehr ernst zu nehmende Warnung verst<strong>and</strong>en<br />
werden, auch wenn von politischer Seite<br />
so<strong>for</strong>t behauptet wurde, dass die Stromversorgung<br />
sicher sei. 36 Länder sitzen in<br />
einem gemeinsamen Boot. Wenn dieses<br />
untergeht, gehen alle mit unter.<br />
Nach einem Blackout<br />
In Österreich sind wir wahrscheinlich in<br />
der Lage, als eines der ersten Länder in Europa<br />
wieder ein Stromnetz aufzubauen,<br />
was immer noch rund einen Tag oder länger<br />
dauern wird. Bis auf europäischer<br />
Ebene wieder überall der Strom fließt,<br />
wird laut Experten-Einschätzungen zumindest<br />
eine Woche vergehen. Das ist nicht<br />
alles.<br />
Ganz generell werden die Folgen und Wiederanlaufzeiten<br />
nach einem großflächigen<br />
und abrupten Ausfall der Stromversorgung<br />
massiv unterschätzt. Viele Vorbereitungen<br />
beschäftigen sich zudem nur mit der unmittelbaren<br />
Vorsorge für den Stromausfall,<br />
was häufig in der Anschaffung oder Erweiterung<br />
einer Notstromversorgung mündet.<br />
Dabei ist die Phase 1, also die Zeit des<br />
Stromausfalls, noch am überschaubarsten.<br />
Viel schwerwiegender und katastrophaler<br />
werden sich die deutlich längeren Phasen<br />
des Wiederanlaufes (Phase 2 und 3) in den<br />
<strong>and</strong>eren Infrastruktursektoren und bei der<br />
Resynchronisierung der Versorgungslogistik<br />
auswirken, was in dieser Dimension völlig<br />
unterschätzt wird, weil uns dazu die<br />
Erfahrungen fehlen.<br />
Die sehr hohe Versorgungssicherheit in allen<br />
Lebensbereichen, insbesondere in Mitteleuropa,<br />
wird zum Bumerang: Es fehlt an<br />
den er<strong>for</strong>derlichen Eigenvorsorgemaßnahmen<br />
und Rückfallebenen. Viel zu viele<br />
Menschen und Organisationen verlassen<br />
sich einfach blind auf die ständige Verfügbarkeit.<br />
Eine Truthahn-Illusion.<br />
Langwieriger Wiederanlauf<br />
So ist etwa zu erwarten, dass bis nach der<br />
Stromversorgung die Telekommunikationsversorgung,<br />
also H<strong>and</strong>y, Internet und<br />
Festnetz, wieder funktionieren wird, weitere<br />
Tage vergehen werden. Dies, weil mit<br />
schwerwiegenden Hardwareschäden, Störungen<br />
und Überlastungen zu rechnen ist.<br />
Damit wird es bis zumindest in die zweite<br />
Woche dauern, bis wieder eine Produktion<br />
und Warenverteilung im breiteren Umfang<br />
anlaufen kann.<br />
Ganz abgesehen von den internationalen<br />
Verflechtungen und wechselseitigen Abhängigkeiten<br />
in der Versorgungslogistik.<br />
Auf das sind jedoch weder die Menschen<br />
noch Unternehmen oder die Staaten vorbereitet.<br />
Es droht eine unfassbare Katastrophe,<br />
die in die größte Katastrophe nach<br />
dem Zweiten Weltkrieg enden könnte, wie<br />
bereits 2011 das Büro für Technikfolgenabschätzung<br />
beim Deutschen Bundestag<br />
festgehalten hat: „Spätestens am<br />
Ende der ersten Woche wäre eine Katastrophe<br />
zu erwarten, d.h. die gesundheitliche<br />
Schädigung bzw. der Tod sehr vieler Menschen<br />
sowie eine mit lokal bzw. regional verfügbaren<br />
Mitteln und personellen Kapazitäten<br />
nicht mehr zu bewältigende Problemlage.“<br />
Dabei bezog sich die Analyse noch<br />
gar nicht auf einen europaweiten Ausfall.<br />
Ganz zu schweigen von der enorm gestiegenen<br />
Vernetzung binnen der letzten Dekade.<br />
Was kann getan werden?<br />
Kurzfristig scheint nur mehr die Vorbereitung<br />
auf das Ereignis möglich zu sein, was<br />
auch ganz generell gilt: Verhindern und<br />
Sicherheit sind wichtig, aber zu wenig. Es<br />
braucht auch hier ein Sowohl-als-auch-<br />
Denken: Wir müssen auch in der Lage sein,<br />
mit unerwarteten Ereignissen umzugehen<br />
und diese zu bewältigen. Das betrifft<br />
alle Ebenen. Beispielsweise ist die Verhinderung<br />
von Cyber-Angriffen enorm wichtig,<br />
dennoch ist ein Wiederherstellungsplan<br />
unverzichtbar, auch wenn man immer<br />
h<strong>of</strong>ft, dass dieser nie benötigt wird.<br />
Aber H<strong>of</strong>fnung ist zu wenig. Das gilt genauso<br />
beim Thema Blackout. Wir betreiben<br />
gerade die größte Infrastrukturtrans<strong>for</strong>mation<br />
aller Zeiten am <strong>of</strong>fenen Herzen<br />
und ohne Auffangnetz. Das könnte sich<br />
als fataler evolutionärer Irrtum herausstellen.<br />
Der wichtigste Schritt beginnt in den eigenen<br />
vier Wänden: Sich und die eigene Familie<br />
zumindest zwei Wochen völlig autark<br />
mittels eigener Vorratshaltung versorgen<br />
zu können. Das betrifft 2 Liter Wasser pro<br />
Person und Tag. Nach dem Stromausfall<br />
kann auch wieder gekocht aber nicht eingekauft<br />
werden. Daher Lebensmittel wie<br />
Nudel, Reis und Konserven für zwei Wochen.<br />
Das Gleiche gilt für wichtige Medikamente,<br />
Kleinkinder- oder Haustiernahrung.<br />
Taschenlampen, ein batteriebetriebenes<br />
Radio, Müllsäcke und sonstige<br />
wichtige Hilfsmittel, die man dann brauchen<br />
könnte. Einfach, was man auf einen<br />
zweiwöchigen Campingurlaub auch mitnehmen<br />
würde.<br />
Sehr geringe Vorsorge<br />
Wie aus verschiedenen Untersuchungen<br />
bekannt ist, können sich rund ein Drittel<br />
der Bevölkerung maximal vier Tage und<br />
ein weiteres Drittel maximal sieben<br />
Tage selbst versorgen. Damit beginnt ein<br />
Teufelskreis. Denn wenn sich die Menschen<br />
nicht mehr ausreichend selbst versorgen<br />
können, kommen sie nicht in Arbeit,<br />
um die Systeme wieder hochzufahren.<br />
Eine Teufelsspirale beginnt sich zu<br />
drehen. Daher ist eine breite Eigenvorsorge<br />
in der Bevölkerung wesentliche Voraussetzung<br />
dafür, damit wir ein solches Szenario<br />
bewältigen können. Das betrifft insbesondere<br />
auch jene Organisationen und<br />
Unternehmen, die in einem solchen Fall einen<br />
Notbetrieb aufrechterhalten können<br />
müssen, also auch die Energiewirtschaft.<br />
Inselbetriebsfähige PV-Anlagen<br />
Was viele PV-Besitzer nicht wissen, ist, dass<br />
ihre PV-Anlage während eines Stromausfalls<br />
keinen Strom liefert, da die meisten<br />
Anlagen netzgeführt sind. Nur inselbetriebsfähige<br />
PV-Anlagen, also ergänzt mit<br />
Netztrennung, hybriden Wechselrichter<br />
und Speicher, können auch bei Netzausfall<br />
eine Notversorgung in den eigenen vier<br />
Wänden aufrechterhalten. Damit könnten<br />
die Beleuchtung, Heizung und Kühlgeräte<br />
(Vorräte!) weiterbetrieben werden. Das<br />
Szenario würde damit deutlich abgemildert.<br />
Gesellschaftlich noch wirkungsvoller<br />
und effizienter wäre es, so rasch als möglich<br />
regionale Energiezellen aufzubauen,<br />
wo zumindest eine Grundnotversorgung<br />
mit Wasser, Abwasser, Wärme oder Gesundheitsdienstleistungen<br />
auch während<br />
eines Netzausfalles aufrechterhalten werden<br />
könnte. Dazu fehlt es aber am notwendigen<br />
Bewusstsein und den er<strong>for</strong>derlichen<br />
Rahmenbedingungen.<br />
73
Forum Energie: Nach dem Lockdown ein Blackout? <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Organisatorische Maßnahmen<br />
Auf diese persönlichen Vorsorgemaßnahmen<br />
können dann die notwendigen organisatorischen<br />
Maßnahmen aufsetzen. Dabei<br />
beginnt der erste Schritt mit der Sensibilisierung<br />
des eigenen Personals, um die Eigenvorsorge<br />
anzustoßen. Zum <strong>and</strong>eren<br />
sind umfassende Überlegungen notwendig,<br />
wie im Fall eines Blackouts die er<strong>for</strong>derliche<br />
Kommunikation sichergestellt werden<br />
kann. In vielen Fällen werden nur Offline-<br />
Pläne, also vorbereitete Absprachen, die in<br />
den Köpfen der Mitarbeiter*innen verfügbar<br />
sein müssen, funktionieren. Das Schlüsselpersonal<br />
muss wissen, was zu tun ist,<br />
wenn niem<strong>and</strong> mehr erreicht werden kann<br />
und wie die Ablöse und Versorgung funktionieren,<br />
wenn ein Notbetrieb weiterlaufen<br />
muss.<br />
Eine Alarmierung, wie sonst üblich, wird in<br />
der Regel nicht mehr funktionieren, da die<br />
Telekommunikationssysteme Großteils<br />
binnen weniger Minuten nach dem Stromausfall<br />
ausfallen werden. Bei der<br />
Mitarbeiter*innenverfügbarkeit sind vor<br />
allem die persönlichen Umstände, wie die<br />
räumliche Entfernung zum Arbeitsplatz<br />
oder sonstige Verpflichtungen, wie betreuungsbedürftige<br />
Personen, Funktionen in<br />
Gemeindekrisenstäben oder Einsatzorganisationen<br />
zu berücksichtigen. Darüber<br />
hinaus muss erhoben werden, wie lange<br />
die vorh<strong>and</strong>enen Ressourcen, zum Beispiel<br />
der Treibst<strong>of</strong>f für Notstromeinrichtungen<br />
oder Lebensmittel für einen Notbetrieb<br />
verfügbar sind, da mit einer Versorgung<br />
von außerhalb kaum zu rechnen ist, wenn<br />
nicht entsprechende Vorbereitungen getr<strong>of</strong>fen<br />
werden. Das geht dann bis hin zu<br />
Wiederanlaufplänen, wo zu überlegen ist,<br />
welche Voraussetzungen er<strong>for</strong>derlich sind,<br />
um überhaupt wieder in einen geordneten<br />
Betrieb übergehen zu können. l<br />
Zum Autor<br />
Herbert Saurugg ist internationaler Blackout-<br />
und Krisenvorsorgeexperte, Präsident<br />
der Österreichischen Gesellschaft für<br />
Krisenvorsorge (GfKV), Autor zahlreicher<br />
Fachpublikationen sowie gefragter Keynote-Speaker<br />
und Interviewpartner zum<br />
Thema „ein europaweiter Strom-, Infrastruktur-<br />
sowie Versorgungsausfall (‚Blackout‘)“.<br />
Er beschäftigt sich seit 10 Jahren<br />
mit der steigenden Komplexität und Verwundbarkeit<br />
lebenswichtiger Infrastrukturen<br />
sowie mit den möglichen Lösungsansätzen,<br />
wie die Versorgung mit lebenswichtigen<br />
Gütern wieder robuster<br />
gestaltet werden kann. Unter www.<br />
saurugg.net betreibt er dazu einen umfangreichen<br />
Fachblog und unterstützt Gemeinden,<br />
Unternehmen und Organisationen<br />
bei der Blackout-Vorsorge.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen<br />
an Dampfturbinenanlagen<br />
(vormals <strong>VGB</strong>-R 103)<br />
Ausgabe 2020 – <strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-DE (Englische Ausgabe <strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-EN)<br />
DIN A4, Print/eBook, 86 S., Preis für <strong>VGB</strong>-Mit glie der € 180.–, Nicht mit glie der € 270,–, + Ver s<strong>and</strong> und USt.<br />
Dieser St<strong>and</strong>ard richtet sich an Hersteller, Service-Dienstleister und Betreiber von Dampfturbinenanlagen<br />
und soll insbesondere dem Betreiber als Hilfsmittel zur Ausstattung seiner Dampfturbinenanlagen<br />
dienen.<br />
Der sichere Betrieb von Dampfturbinen stellt hohe An<strong>for</strong>derungen an die Überwachungs-, Begrenzungs-<br />
und Schutzeinrichtungen.<br />
Um mit der raschen Entwicklung auf diesem Gebiet Schritt zu halten, wurde die 1967 von der VDEW<br />
herausgegebene Technische Richtlinie „Überwachungs-, Sicherheits- und Schutzeinrichtungen an<br />
Dampfturbinenanlagen“ vom <strong>VGB</strong>-Arbeitskreis „Turbinenbetrieb“ im Fachausschuss „Dampfturbinen<br />
und Dampfturbinenbetrieb“ letztmalig 1998 überarbeitet.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Überwachungs-,<br />
Begrenzungs- und<br />
Schutzeinrichtungen an<br />
Dampfturbinenanlagen<br />
(vormals <strong>VGB</strong>-R 103)<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-DE<br />
Nach vielen Jahren guter Erfahrungen mit der Anwendung dieser <strong>VGB</strong>-Richtlinie ist mit der Überführung<br />
der Richtlinie in den <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard <strong>VGB</strong>-S-103, insbesondere auch aufgrund der sich durch die Digitalisierung geänderten<br />
Ausführungen der Überwachungs-, Sicherheits- und Schutzeinrichtungen, eine Überarbeitung der Richtlinie er<strong>for</strong>derlich geworden.<br />
Es ist von Fall zu Fall zu überlegen, ob die Richtlinie für ältere Dampfturbinenanlagen in sinnvoller Form anzuwenden ist. Sie enthält<br />
deshalb auch Hinweise für Nachrüstmöglichkeiten.<br />
Jede Turbinenanlage muss mit Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen ausgestattet sein, die jederzeit eine sichere<br />
Beurteilung des Zust<strong>and</strong>es der Dampfturbinenanlage zulässt oder unzulässige Betriebszustände erfasst und beseitigt oder bei Gefährdung<br />
die entsprechenden Anlagenteile abschaltet.<br />
In dem Bemühen, Turbinenanlagen optimal zu betreiben und vor Störungen, Betriebsausfällen und Schäden zu bewahren, muss der<br />
Betreiber von Dampfturbinenanlagen selbst entscheiden, in welchem Maß die st<strong>and</strong>ardmäßig angebotenen Überwachungs-, Sicherungs-<br />
und Regelungseinrichtungen seinen betrieblichen Er<strong>for</strong>dernissen entsprechen. Bei der Ausstattung der Turbinenanlage mit<br />
leittechnischen Einrichtungen sollte man allerdings bedenken, in welchem Maße das Bedienungspersonal entlastet oder sogar ganz<br />
ersetzt werden kann, um menschliche Unzulänglichkeiten bei der Bedienung, Überwachung oder Sicherung der Dampfturbinenanlage<br />
auszuschalten.<br />
In dem vorliegenden St<strong>and</strong>ard werden einleitend die Definitionen und die allgemeinen Gesichtspunkte für Überwachungs-, Begrenzungs-<br />
und Schutzeinrichtungen beh<strong>and</strong>elt. Kriteriengruppen und Fehlermöglichkeiten, Maßnahmen zur Einschränkung der Fehlermöglichkeiten<br />
sowie Ausführungen von redundanten Systemen werden angegeben. Die weiteren Aufzählungen erläutern dann die<br />
Aufgaben, die von den verschiedenen Einrichtungen zu erfüllen sind.<br />
Mit betrachtet und berücksichtigt wurden auch die Er<strong>for</strong>dernisse nach VDMA 4315 (Anwendung der Prinzipien der Funktionalen Sicherheit)<br />
und einer Lebensdauerakte (Funktionale Sicherheit) und Prüfumfang der Schutzkreise.<br />
Abschließend lassen Übersichtstabellen Zweck, Messort, Art der Aufgabe und die Prüfintervalle der einzelnen Einrichtungen erkennen.<br />
* Access <strong>for</strong> eBooks (PDF files) is included in the membership fees <strong>for</strong> Ordinary Members (operators, plant owners) <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
* Für Ordentliche Mitglieder des <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten. www.vgb.org/vgbvs4om<br />
74
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating results 2020<br />
In 2020 the six (6) German nuclear power plants generated 75.10<br />
billion kilowatt hours (kWh) <strong>of</strong> electricity gross. No plant ceased operation<br />
in 2020. At the end <strong>of</strong> 2019 the Philippsburg 2 nuclear power<br />
plant ceased commercial operation due to the revision <strong>of</strong> the German<br />
Atomic Energy Act in the political aftermath <strong>of</strong> the accidents in<br />
Fukushima, Japan, in 2011. Six nuclear power plants with an electric<br />
gross output <strong>of</strong> 8,545 MWe were in operation during the year<br />
2020.<br />
Three nuclear power plants in operation in 2020 achieved results<br />
with a gross production greater than 11 billion kilowatt hours, two<br />
power plants produced more than 10 billion kilowatt hours.<br />
Additionally the Isar 2 unit achieved one <strong>of</strong> the world’s ten best<br />
production results in 2020 (“Top Ten”, sixth place). At the end <strong>of</strong><br />
2020, 442 reactor units were in operation in 33 countries worldwide<br />
<strong>and</strong> 54 were under construction in 16 countries. The share <strong>of</strong> nuclear<br />
power in world electricity production was around 11 %. German nuclear<br />
power plants have been occupying top spots in electricity production<br />
<strong>for</strong> decades thus providing an impressive demonstration <strong>of</strong><br />
their efficiency, availability <strong>and</strong> reliability.<br />
The Taishan-2 nuclear power plant in China (capacity: 1,750 MWe<br />
gross, 1,660 MWe net, reactor type: EPR, the most powerful nuclear<br />
power plant worldwide <strong>and</strong> the most powerful single power plant<br />
worldwide) achieved the world record in electricity production in<br />
2020 with appr. 13.1 billion kilowatt hours.<br />
Worldwide, 43 nuclear power plant units achieved production results<br />
<strong>of</strong> more than 10 billion kilowatt hours net in the year 2020.<br />
Additionally German nuclear power plants are leading with their<br />
lifetime electricity production. The Brokdorf, Emsl<strong>and</strong>, Grohnde,<br />
Gundremmingen C, Isar 2, Neckarwestheim II <strong>and</strong> Philipsburg 2 nuclear<br />
power plant have produced more than 350 billion kilowatt hours<br />
since their first criticality.<br />
Operating results <strong>of</strong> nuclear power plants in Germany 2019 <strong>and</strong> 2020<br />
* At the end <strong>of</strong> 2019 the Philippsburg 2 nuclear power plant ceased commercial operation due to the revision<br />
<strong>of</strong> the German Atomic Energy Act<br />
Nuclear power plant<br />
Rated power<br />
in 2020<br />
Gross electricity<br />
generation<br />
in MWh<br />
Availability<br />
factor*<br />
in %<br />
Energy availability<br />
factor**<br />
in %<br />
gross<br />
in MWe<br />
net<br />
in MWe<br />
2019 2020 2019 2020 2019 2020<br />
Brokdorf KBR 1,480 1,410 10,153,213 10,552,306 87.69 90.72 82.34 80.86<br />
Emsl<strong>and</strong> KKE 1,406 1,335 10,781,232 11,410,500 89.20 93.84 89.12 93.76<br />
Grohnde KWG 1,430 1,360 10,700,632 10,485,503 90.06 94.80 89.82 94.50<br />
Gundremmingen KRB C 1,344 1,288 10,381,798 9,154,214 89.15 79.40 88.54 77.70<br />
Isar KKI 2 1,485 1,410 12,036,656 11,666,574 95.95 93.16 95.68 92.99<br />
Neckarwestheim GKN II 1,400 1,310 10,411,410 11,113,300 94.03 92.68 87.18 92.62<br />
Philippsburg KKP 2* (1,468) (1,402) 10,606,307 --- 89.63 --- 89.31 ---<br />
Total (in 2019 <strong>and</strong> 2020) 8,545 8,113 75,071,247 64,382,397 90.82 90.61 88.86 88.63<br />
* Availability factor (time availability factor) kt = tN/tV: The time availability factor kt is the quotient<br />
<strong>of</strong> available time <strong>of</strong> a plant (tV) <strong>and</strong> the reference period (tN). The time availability factor is a degree<br />
<strong>for</strong> the deployability <strong>of</strong> a power plant.<br />
** Energy availability factor kW = WV/WN: The energy availability factor kW is the quotient <strong>of</strong> available<br />
energy <strong>of</strong> a plant (WV ) <strong>and</strong> the nominal energy (WN). The nominal energy WN is the product <strong>of</strong> nominal<br />
capacity <strong>and</strong> reference period. This variable is used as a reference variable (100 % value) <strong>for</strong> availability<br />
considerations. The available energy WV is the energy which can be generated in the reference period<br />
due to the technical <strong>and</strong> operational condition <strong>of</strong> the plant. Energy availability factors in excess <strong>of</strong> 100 %<br />
are thus impossible, as opposed to energy utilisation.<br />
*** Inclusive <strong>of</strong> round up/down, rated power in 2020.<br />
**** The Philippsburg KKP 2 nuclear power plant was permanently shutdown on 31 December 2019<br />
due to the revision <strong>of</strong> the German Atomic Energy Act in 2011.<br />
All data in this report as <strong>of</strong> 31 March <strong>2021</strong><br />
75
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Brokdorf<br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100 The Brokdorf nuclear power plant (KBR) was online <strong>for</strong> a total <strong>of</strong><br />
7,969 operating hours in 2020 with a working availability <strong>of</strong> 86.3 %.<br />
Gross<br />
80<br />
generation <strong>for</strong> the year under review was 10,552 GWh.<br />
Until the 2020 plant revision, the thermal reactor power was limited<br />
to a maximum <strong>of</strong> 95 % with a 3 K reduction in coolant tempera-<br />
60<br />
ture due to the provisions <strong>of</strong> ME 02/2017 “Increased oxide layer<br />
40<br />
thickness on fuel rod cladding tubes <strong>of</strong> fuel assemblies”.<br />
On 5 April 2020, a control valve malfunction occurred on the oil<br />
20<br />
cooler <strong>of</strong> the main coolant pump YD30 D001 from the steady-state<br />
partial load condition, at approx. 915 MW. Due to increased bearing<br />
0<br />
temperatures, the main coolant pump was switched <strong>of</strong>f manually.<br />
The system stabilised in 3-pump operation.<br />
100 On 29 December 2020, the main coolant pump YD20 D001 was<br />
switched <strong>of</strong>f from the steady-state full-load condition due to the failure<br />
80 <strong>of</strong> an oil level sensor on the electric motor. The electrical power<br />
was reduced to approx. 570 MW via the reactor <strong>and</strong> generator power<br />
limitations. 60 The plant stabilised in 3-pump operation.<br />
Planned<br />
40<br />
shutdowns<br />
On 19 September 2020, the plant was shut down <strong>for</strong> the 32 nd refuelling<br />
<strong>and</strong> plant revision:<br />
20<br />
The revision included the following priorities:<br />
0<br />
• Reactor Full core discharge<br />
Load <strong>of</strong> 72 fresh fuel assemblies<br />
Inspection <strong>of</strong> fuel assemblies,<br />
control elements, throttle bodies.<br />
• Main Positionierung:<br />
coolant pump Mechanical seal replacement YD20,<br />
Special inspection <strong>of</strong> support pins MCP.<br />
Bezug, links, unten<br />
• Main steam safety Internal inspections.<br />
<strong>and</strong> relief sation<br />
• Coolant <strong>VGB</strong>: HKS6K Work 30 in % the pump antechambers <strong>of</strong> the<br />
atw: 100 60 VE10/20 0 0 <strong>and</strong> 30/40 auxiliary cooling<br />
water systems.<br />
Work in the main cooling water ducts VA10-30<br />
Repair <strong>of</strong> the baffle ZN.5.<br />
• Turbine/Generator St<strong>and</strong>ard service. Repair generator stator.<br />
• Accident Replacement <strong>of</strong> four YA/TL<br />
instrumentation measuring transducers<br />
• Trans<strong>for</strong>mers Exchange,<br />
CS41, CS32, CT11, CS11 <strong>and</strong> CS31<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
Grid synchronisation took place on 23 October 2020 at 04:55 after<br />
34 revision days. Compared to the planning, the start-up date was<br />
delayed by 11.4 days. The delay was caused by additional unplanned<br />
work due to findings on the generator.<br />
In the 33rd operating cycle, Westinghouse fuel assemblies (WSE-BE)<br />
are mainly used. Fuel elements with M5 cladding tubes are no longer<br />
in use. This means that the maximum permissible reactor power <strong>of</strong><br />
3,900 MW th can be used again. The core <strong>of</strong> the 33 rd operating cycle is<br />
designed <strong>for</strong> a natural cycle length <strong>of</strong> 405 full-load days <strong>and</strong> a subsequent<br />
stretch operation <strong>of</strong> 15 full-load days.<br />
Unplanned shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
None.<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
In the period from 11 to 14 June 2020, the fine screens in the<br />
VA40/50/60 N002 cooling water purification plant failed due to<br />
overload. The cause was increased sediment accumulation in front <strong>of</strong><br />
the screens, which was due to sedimentation <strong>and</strong> smoothing work in<br />
the Elbe. The output was reduced to 810 MW.<br />
Load reductions were carried out to implement the grid-supporting<br />
power control as well as redispatch as specified by the operations<br />
control centre.<br />
Delivery <strong>of</strong> fuel elements<br />
During the reporting year 64 fuel elements were delivered.<br />
Waste management status<br />
By the end <strong>of</strong> the year 2020 35 loaded CASTOR © cask were located<br />
at the on-site intermediate storage Brokdorf.<br />
76
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: PreussenElektra GmbH<br />
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (80 %),<br />
Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Brokdorf (KBR)<br />
Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Brokdorf,<br />
25576 Brokdorf, Germany<br />
Phone: 04829 752560, Telefax: 04829 511<br />
Web: www.preussenelektra.de<br />
First synchronisation: 10-14-1986<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 12-22-1986<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,480 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,410 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
92<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
93<br />
93<br />
93<br />
44<br />
90<br />
78<br />
81<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
7,969 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020:<br />
10,552,306 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020:<br />
10,015,110 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
371,273,327 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
352,900,075 MWh<br />
Availability factor in 2020: 90.72 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 89.80 %<br />
Capacity factor 2020: 80.86 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 85.78 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 9.28 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
Licensed annual emission limits in 2020:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air:<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air:<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
1.0 · 10 15 Bq<br />
6.0 · 10 9 Bq<br />
5.55 · 10 10 Bq<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
93<br />
2013<br />
93<br />
2014<br />
93<br />
2015<br />
93<br />
2016<br />
52<br />
2017<br />
91<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
88<br />
2019<br />
91<br />
2020<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2020 <strong>for</strong>:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.131 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 0.006 %<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.0000 %<br />
Collective dose:<br />
0.130 Sv<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.22<br />
2013<br />
0.17<br />
2014<br />
0.14<br />
2015<br />
0.14<br />
2016<br />
0.13<br />
2017<br />
0.14<br />
2018<br />
0.16 0.13<br />
2019 2020<br />
77
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Emsl<strong>and</strong><br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
Apart from the 22,5 days refueling outage the Emsl<strong>and</strong> nuclear power<br />
plant had been operating uninterrupted <strong>and</strong> mainly at full load<br />
during the review period 2020. Producing a gross power generation<br />
<strong>of</strong> 11,410,500 MWh with a capacity factor <strong>of</strong> 93.76 % the power plant<br />
achieved a very good operating result.<br />
Planned shutdowns<br />
33 rd Refueling <strong>and</strong> 32 rd overall maintenance outage:<br />
The annual outage was scheduled <strong>for</strong> the period 8 to 31 May 2020.<br />
The outage took 22.5 days from breaker to breaker. In addition to the<br />
replacement <strong>of</strong> 44 fuel elements the following major maintenance<br />
<strong>and</strong> inspection activities were carried out:<br />
100 • Inspection <strong>of</strong> core <strong>and</strong> reactor pressure vessel internals<br />
• Inspection <strong>of</strong> pressurizer valves<br />
• 80 Ultrasonic testing <strong>of</strong> the reactor pressure vessel<br />
• Eddy current test on steam generator tubes<br />
• 60 Pressure test on different coolers <strong>and</strong> tanks<br />
• Inspection on main condensate pump<br />
•<br />
40<br />
Maintenance works on different trans<strong>for</strong>mers<br />
• Different automatic nondestructive examinations<br />
20<br />
Unplanned shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
Turbine scram due to increased turbine vibrations after the end <strong>of</strong> the<br />
outage.<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
22 April to 8 May: Stretch-out operation.<br />
Delivery <strong>of</strong> fuel elements<br />
64 Uranium-fuel elements were delivered.<br />
Waste management status<br />
No CASTOR © cask loading was carried out during the review period<br />
2020.<br />
At the end <strong>of</strong> the year 47 loaded casks were stored in the local interim<br />
storage facility, operated by BGZ.<br />
General points<br />
In the year 2020, the surveillance audit <strong>of</strong> the quality management<br />
system (ISO 9001) <strong>and</strong> the recertification <strong>of</strong> the environmental management<br />
system (ISO 14001) were successfully carried out.<br />
0<br />
Positionierung:<br />
Bezug, links, unten<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
<strong>VGB</strong>: HKS6K 30 %<br />
atw: 100 60 0 0<br />
78
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH<br />
Shareholder/Owner: RWE Power AG (87,5 %),<br />
PreussenElektra GmbH (12,5 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Emsl<strong>and</strong> (KKE)<br />
Address: Kernkraftwerk Emsl<strong>and</strong>,<br />
Am Hilgenberg , 49811 Lingen, Germany<br />
Phone: 0591 806-1612<br />
Web: www.rwe.com<br />
100<br />
90<br />
80<br />
95<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
95<br />
91<br />
94<br />
93<br />
95<br />
89<br />
94<br />
First synchronisation: 04-19-1988<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 06-20-1988<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,406 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,335 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,250 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020:<br />
11,410,500 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020:<br />
10,836,453 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
369,010,701 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
349,903,450 MWh<br />
Availability factor in 2020: 93.84 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 93.91 %<br />
Capacity factor 2020: 93.76 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 93.77 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 6.16 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
Licensed annual emission limits in 2020:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air:<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air:<br />
(incl. H-3 <strong>and</strong> C-14)<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
1.0 · 10 15 Bq<br />
5.0 · 10 9 Bq<br />
3.7 · 10 10 Bq<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2020 <strong>for</strong>:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.09 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 0.0 %<br />
(incl. H-3 <strong>and</strong> C-14)<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.00 %<br />
Collective dose:<br />
0.075 Sv<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
95<br />
2013<br />
95<br />
2014<br />
91<br />
2015<br />
94<br />
2016<br />
93<br />
2017<br />
95<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
89<br />
2019<br />
94<br />
2020<br />
0<br />
0.08<br />
2013<br />
0.06<br />
2014<br />
0.10<br />
2015<br />
0.05<br />
2016<br />
0.09<br />
2017<br />
0.06<br />
2018<br />
0.07 0.08<br />
2019 2020<br />
79
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Grohnde<br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100<br />
The Grohnde nuclear power plant was <strong>of</strong>f the grid <strong>for</strong> a 42-day overhaul<br />
80 with refuelling in the 2020 reporting year <strong>and</strong> achieved a time<br />
availability <strong>of</strong> 94.8 %. Gross generation amounted to 10,485,502.7<br />
MWh. 60<br />
Due to concerns about infection control because <strong>of</strong> the Corona<br />
p<strong>and</strong>emic, 40 the overhaul had initially been prohibited in its original<br />
planning by the Lower Saxony Ministry <strong>for</strong> Social Affairs, Health <strong>and</strong><br />
Equality 20 <strong>and</strong> the Lower Saxony Ministry <strong>for</strong> the Environment, Energy,<br />
Construction <strong>and</strong> Climate Protection. There<strong>for</strong>e, the revision had<br />
0<br />
to be rescheduled at short notice <strong>and</strong> stretched over a significantly<br />
longer period <strong>of</strong> time, so that the revision lasted a total <strong>of</strong> 42 days<br />
instead <strong>of</strong> the originally planned 19 days.<br />
100 According to the specifications <strong>of</strong> the load dispatcher, 14 load reductions<br />
took place in 2020 <strong>for</strong> a total <strong>of</strong> 179 hours, as well as 150<br />
grid<br />
80<br />
<strong>and</strong> 95 primary controls <strong>for</strong> a total <strong>of</strong> 4,684 hours.<br />
60<br />
Planned shutdowns<br />
12 April to 24 May 2020: 37 th Refuelling <strong>and</strong> major annual revision:<br />
40<br />
Nuclear power plant Grohnde was shut down as scheduled.<br />
The main planned works during this year’s revision were:<br />
20<br />
• Unloading <strong>and</strong> loading with the replacement <strong>of</strong> 32 fresh fuel elements.<br />
0<br />
• Full inspection <strong>of</strong> 19 fuel elements.<br />
• Eddy current test <strong>of</strong> 32 control elements.<br />
• Visual inspection <strong>of</strong> 15 flow restrictor assemblies.<br />
• Start-up inspection <strong>of</strong> the BE centring pins <strong>of</strong> the UKG <strong>and</strong> OKG<br />
• Main Positionierung:<br />
coolant pump YD10 D001 Motor exchange <strong>for</strong> reserve motor<br />
• Auxiliary Bezug, borating links, pump unten TW20 D001 Pump inspection<br />
• Three-way valve TH14 S001 Replacement <strong>of</strong> the threaded bushing<br />
<strong>of</strong> the three-way valve<br />
• VL83 <strong>VGB</strong>: + VL93 HKS6K Exchange/modification 30 % <strong>of</strong> Taprogge screens<br />
• Work atw: <strong>and</strong> tests 100 in 60 the redundancies 0 0 with the focus on the activities<br />
in the main redundancy 3/7 (maintenance work on valves <strong>and</strong><br />
actuators as well as tests on containers, batteries <strong>and</strong> electrotechnical<br />
branches).<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
Unplanned shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
None.<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
In the months <strong>of</strong> January, February, March, November <strong>and</strong> December,<br />
load-following operation due to requirements <strong>of</strong> the load <strong>of</strong> the<br />
load dispatcher.<br />
Delivery <strong>of</strong> fuel elements<br />
In February 2020 28 U-/U-Gd-fuel elements were delivered.<br />
Waste management status<br />
Between September <strong>and</strong> November 2020, a total <strong>of</strong> three CAS-<br />
TOR © -V/19 containers were dispatched to the ZL-KWG.<br />
General points/management systems<br />
In September 2020, the monitoring audit <strong>of</strong> the quality management<br />
system (ISO 9001) <strong>and</strong> the recertification <strong>of</strong> the environmental management<br />
system (ISO 14001) <strong>and</strong> the occupational health <strong>and</strong> safety<br />
management system (OHSAS 18001) were successfully carried out.<br />
80
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. OHG<br />
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (83,3 %),<br />
Stadtwerke Bielefeld (16,7 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Grohnde (KWG)<br />
Address: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. OHG,<br />
P.O. bx 12 30, 31857 Emmerthal, Germany<br />
Phone: 05155 67-1<br />
E-mail: kwg-kraftwerksleitung@preussenelektra.de<br />
Web: www.preussenelektra.de<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
89<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
84<br />
89<br />
73<br />
82<br />
92<br />
90<br />
95<br />
First synchronisation: 09-05-1984<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 02-01-1985<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,430 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,360 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
60<br />
50<br />
40<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
7,774 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020:<br />
10,485,503 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020:<br />
9,909,597 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
398,760,338 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
376,992,203 MWh<br />
Availability factor in 2020: 94.80 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 91.80 %<br />
Capacity factor 2020: 94.50 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 91.40 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 11.50 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
90<br />
2013<br />
84<br />
2014<br />
89<br />
2015<br />
75<br />
2016<br />
86<br />
2017<br />
93<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
90<br />
2019<br />
95<br />
2020<br />
Licensed annual emission limits in 2020:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 9.0 · 10 14 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 7.5 · 10 9 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
5.55 · 10 10 Bq<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2020 <strong>for</strong>:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.017 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 0.000 %<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.000 %<br />
Collective dose:<br />
0.108 Sv<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.54<br />
2013<br />
0.25<br />
2014<br />
0.31<br />
2015<br />
0.52<br />
2016<br />
0.23<br />
2017<br />
0.12<br />
2018<br />
0.26 0.11<br />
2019 2020<br />
81
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Gundremmingen C<br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100 In the review year 2020, unit C <strong>of</strong> Gundremmingen nuclear power<br />
plant was operated at full load except <strong>for</strong> two outages <strong>for</strong> refuelling<br />
<strong>and</strong> 80 one special shutdown to replace a defective fuel element.<br />
In March/April the plant was providently taken <strong>of</strong>f the grid due to<br />
one<br />
60<br />
defective fuel element. The changing <strong>of</strong> 25 fuel elements based<br />
on a plan that was checked <strong>and</strong> released by the controlling authority.<br />
40<br />
During the 34 th refueling outage in June/July a total <strong>of</strong> 159 fuel<br />
elements were unloaded <strong>and</strong> replaced with 100 fresh <strong>and</strong> 59 (4<br />
20<br />
MOX) partially spent fuel elements.<br />
The 35th refueling outage with the 22nd overall maintenance inspection,<br />
planned <strong>for</strong> the year <strong>2021</strong>, was due to one defective fuel<br />
0<br />
element providently brought <strong>for</strong>ward in autumn 2020. On the occasion<br />
a total <strong>of</strong> 101 fuel elements were unloaded <strong>and</strong> replaced with 36<br />
100<br />
fresh <strong>and</strong> 65 partially spent fuel elements.<br />
80 During the outages all safety relevant workings were monitored<br />
by the relevant nuclear controlling authority, the Bavarian State Ministry<br />
60<br />
<strong>of</strong> the Environment <strong>and</strong> Consumer Protection (StMUV), <strong>and</strong><br />
consulted authorized experts. The inspection <strong>of</strong> the technical systems<br />
with regard to safety <strong>and</strong> reliability confirmed the excellent<br />
40<br />
condition <strong>of</strong> the plant.<br />
20<br />
On December 17, the plant achieved 350 billion kWh <strong>of</strong> gross generation<br />
since the initial startup in the year 1984.<br />
0<br />
A gross total <strong>of</strong> 9,154,214 MWh <strong>of</strong> electricity was produced in<br />
2020.<br />
Planned shutdowns<br />
13 June Positionierung:<br />
to 11 July 2020: 34 th refuelling outage (28.2 d).<br />
The following<br />
Bezug,<br />
major<br />
links,<br />
activities<br />
unten<br />
were carried out:<br />
• Refuelling <strong>and</strong> sipping <strong>of</strong> all fuel elements inside the core; result:<br />
no defective fuel element<br />
• Exchange <strong>VGB</strong>: <strong>of</strong> HKS6K filter cartridge 30 % in reactor water cleanup system<br />
• Preventive atw: 100 measures 60 on 0 valves 0 <strong>of</strong> emergency cooling <strong>and</strong> residual<br />
heat removal system<br />
• Precautionary replacement <strong>of</strong> 10 kV power cables<br />
• Eight annual inspection <strong>of</strong> emergency power bus bars in redundancy<br />
3<br />
• Maintenance work on pilot valves <strong>and</strong> lines <strong>of</strong> safety <strong>and</strong> relief<br />
valves<br />
• Maintenance work on systems <strong>of</strong> feed water, condensate <strong>and</strong> auxiliary<br />
steam<br />
30 October to 29 November 2020: 35 th refuelling outage <strong>and</strong> 22 nd<br />
overall maintenance inspection (30.1 d)<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
The following major activities were carried out:<br />
• Refuelling <strong>and</strong> sipping <strong>of</strong> all fuel elements inside the core; result:<br />
one defective fuel element<br />
• Maintenance work in all redundancies<br />
• Exchange <strong>of</strong> pumps <strong>of</strong> reactor water cleanup system<br />
• Maintenance work on main steam <strong>and</strong> safety <strong>and</strong> relief valves system<br />
• Maintenance work on main trans<strong>for</strong>mers<br />
• Exchange <strong>of</strong> one auxiliary trans<strong>for</strong>mer<br />
• Maintenance work on st<strong>and</strong>by grid bus bars <strong>and</strong> trans<strong>for</strong>mers<br />
Unplanned shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
20 March – 6 April 2020: special shutdown due to one defective fuel<br />
element (16.8 d)<br />
3 August 2020: Turbine trip due to troubleshooting at turbine protection<br />
system (1.6 h)<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
9 – 11 February 2020: Period tests <strong>and</strong> maintenance work (50 h)<br />
16 – 18 April 2020: Maintenance work (46.1 h)<br />
2 – 3 August 2020: Maintenance work (31.8 h)<br />
Peer Reviews<br />
Between 17 <strong>and</strong> 21 February, a WANO Peer Review Follow Up took<br />
place at Gundremmingen NPP. The following focus areas were focused:<br />
Nuclear Organisation Stucture <strong>and</strong> Traits, Human Per<strong>for</strong>mance,<br />
Operational Priorities, Chemistry Fundamentals, Engineering<br />
Fundamentals, Radiological Safety.<br />
Delivery <strong>of</strong> fuel elements<br />
In 2020, no fresh fuel elements were delivered.<br />
Waste management status<br />
In 2020, a total <strong>of</strong> 11 CASTOR © casks were loaded. Thus, at the end<br />
<strong>of</strong> 2020, 80 CASTOR © casks with each 52 spent fuel elements out <strong>of</strong><br />
units B <strong>and</strong> C are stored in the local interim storage.<br />
General points<br />
In October 2020, a surveillance audit to confirm certification <strong>of</strong> the<br />
environmental management system (ISO 14001) <strong>and</strong> energy management<br />
system (ISO 50001) was successfully carried out.<br />
82
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH<br />
Shareholder/Owner: RWE Power AG (75 %),<br />
PreussenElektra GmbH (25 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Gundremmingen C (KRB C)<br />
Address: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH,<br />
Dr.-August-Weckesser-Straße 1, 89355 Gundremmingen, Germany<br />
Phone: 08224 78-1, Telefax: 08224 78-2900<br />
E-mail: kontakt@kkw-gundremmingen.de<br />
Web: www.kkw-gundremmingen.de<br />
First synchronisation: 11-02-1984<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 01-18-1985<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,344 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,288 MW<br />
Reactor type:<br />
BWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU,<br />
Hochtief<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
89<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
90<br />
90<br />
86<br />
86<br />
90<br />
89<br />
78<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
6,973 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020: 9,154,214 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020: 8,710,127 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
350,477,766 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
333,792,429 MWh<br />
Availability factor in 2020: 79.40 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 89.90 %<br />
Capacity factor 2020: 77.70 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 87.30 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 20.60 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
90<br />
2013<br />
90<br />
2014<br />
90<br />
2015<br />
86<br />
2016<br />
88<br />
2017<br />
90<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
89<br />
2019<br />
79<br />
2020<br />
Licensed annual emission limits in 2020<br />
(values added up <strong>for</strong> Units B <strong>and</strong> C, site emission):<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air:<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air:<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
1.85 · 10 15 Bq<br />
2.20 · 10 10 Bq<br />
1.10 · 10 11 Bq<br />
7<br />
6<br />
5<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits <strong>for</strong> radioactive materials in<br />
2020 <strong>for</strong> (values added up <strong>for</strong> Units B <strong>and</strong> C):<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.35 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 0.57 %<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium): 0.09 %<br />
Collective dose:<br />
0.56 Sv<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
1.36<br />
1.14<br />
1.49<br />
0.84<br />
0.89<br />
0.55<br />
0.79<br />
0.56<br />
0<br />
2013<br />
2014<br />
2015<br />
2016<br />
2017<br />
2018<br />
2019 2020<br />
83
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Isar 2<br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100<br />
With a gross electricity generation <strong>of</strong> 11.667 TWh <strong>and</strong> a work capacity<br />
factor <strong>of</strong> 92.99 %, unit Isar 2 achieved an excellent operating result<br />
in 2020. Due to the increased load-following <strong>and</strong> control opera-<br />
80<br />
tion, 60 the unit also made an important contribution to grid stability,<br />
which, however, reduced the net work that could be generated by<br />
476.574 40 GWh, corresponding to 14.08 full-load days. The highest<br />
generator capacity was reached on 22 January 2020 <strong>and</strong> amounted<br />
to 201,509 MW.<br />
WANO Review/Technical Support Mission<br />
A WANO pre-visit took place at the KKI 2 plant from 12 to 14 February<br />
2020.<br />
Delivery <strong>of</strong> fuel elements<br />
In the reporting year 48 uranium fuel elements from Westinghouse<br />
were delivered. 8 uranium fuel elements are in stock at the dry<br />
storage.<br />
Planned 0 shutdowns<br />
The refuelling with plant revision took place from 11 July 2020 to<br />
5 August 2020 with a duration <strong>of</strong> 25.0 days. During the revision, 56<br />
100 new fuel assemblies were used.<br />
Unplanned 80 shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
None.<br />
60<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
None.<br />
40<br />
20<br />
Safety Reviews<br />
28 - 29 January 2020: Process review waste disposal<br />
0<br />
12 - 14 February 2020: WANO Pre-Visit. Management review KKI.<br />
31 March <strong>and</strong> 2 April 2020<br />
15 April 2020: 1 st operational review<br />
4 <strong>and</strong> 19 May 2020: Internal audit at KKI<br />
Positionierung: “Transport <strong>and</strong> storage <strong>of</strong> new fuel elements”<br />
18 May 2020 to 16 October 2020: Surveillance audit by DNV GL,<br />
Bezug, links, unten<br />
Business Assurance Zertifizierung und Umweltgutachter GmbH according<br />
to ISO 9001/14001 <strong>and</strong> EMAS, additionally transition audit<br />
<strong>for</strong> the <strong>VGB</strong>: conversion HKS6K from BS 30 OHSAS % 18001 to the new st<strong>and</strong>ard ISO<br />
45001.<br />
atw:<br />
Due to<br />
100<br />
the Corona<br />
60 0 0p<strong>and</strong>emic, this audit was carried out in<br />
several stages.<br />
18 - 19 May 2020: Inspection in accordance with §16 <strong>of</strong> the Major<br />
Accidents Ordinance – fire protection <strong>and</strong> immission control<br />
30 June - 2 July 2020: Internal audit “Procurement” at KKI<br />
20 May – 2 July 2020, 27 July – 5 August 2020<br />
<strong>and</strong> 18 – 25 September 2020: Management system audit – P<br />
art 2 at KKI, accompanying Legal Compliance Audit (EMAS)<br />
5 November 2020: 2 nd company review<br />
10 – 12 November 2020: E.ON Corporate Audit<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
Waste management status<br />
In 2020, 45 uranium fuel elements <strong>and</strong> 18 MOX fuel elements were<br />
stored in the on-site interim storage facility, operated by BGZ.<br />
Of the storage <strong>and</strong> transport casks stored in the on-site interim storage<br />
facility, the KKI-2 has received 26 CASTOR®V/19 <strong>and</strong> 10 TN24E<br />
can be assigned to the KKI-2.<br />
In addition, a cross transport <strong>of</strong> fuel rods from KKI-1 into the fuel<br />
pool KKI-2 took place in October 2020. A special cask <strong>of</strong> the type<br />
NCS45 was used <strong>for</strong> this purpose.<br />
General points<br />
In the year under review, the plant was mainly used in secondary<br />
control operation <strong>and</strong> occasionally in primary control operation.<br />
There were only two technical malfunctions that led to minor per<strong>for</strong>mance<br />
restrictions:<br />
On 3 September 2020, the provision <strong>of</strong> system services (primary <strong>and</strong><br />
secondary control) was not possible <strong>for</strong> a short time due to the failure<br />
<strong>of</strong> an AKS 11 assembly in the coolant mass, pressure <strong>and</strong> temperature<br />
gradient limitation.<br />
During the per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the recurring test “turbine test automation”,<br />
an unscheduled extension <strong>of</strong> the planned partial load phase<br />
occurred on 29 October 2020 due to a defective limit switch <strong>of</strong> a turbine<br />
control valve.<br />
The deviation from the theoretically maximum possible net nominal<br />
energy in the reporting year – based on the net nominal energy –<br />
amounted to 10.86 % in the reporting year. The revision accounted<br />
<strong>for</strong> approx. 6.84 %, power reductions at the request <strong>of</strong> the load dispatcher<br />
contributed 3.85 %.<br />
Repairs, malfunctions <strong>and</strong> operational power reductions, such as the<br />
start-up <strong>and</strong> shut-down process <strong>for</strong> the revision, only accounted <strong>for</strong><br />
0.17 % <strong>of</strong> this.<br />
84
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: PreussenElektra GmbH<br />
Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (75 %),<br />
Stadtwerke München GmbH (25 %)<br />
Plant name: Kernkraftwerk Isar 2 (KKI 2)<br />
Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Isar,<br />
Postfach 11 26, 84049 Essenbach, Germany<br />
Phone: 08702 38-2465, Telefax: 08702 38-2466<br />
Web: www.preussenelektra.de<br />
100<br />
90<br />
80<br />
94<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
90<br />
89<br />
96<br />
91<br />
95<br />
96<br />
93<br />
First synchronisation: 01-22-1988<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 04-09-1988<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,485 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,410 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,183 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020:<br />
11,666,574 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020:<br />
11,019,155 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
377,429,043 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
356,371,249 MWh<br />
Availability factor in 2020: 93.16 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 93.36 %<br />
Capacity factor 2020: 92.99 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 92.50 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 6.84 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
Licensed annual emission limits in 2020:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 1.1 · 10 15 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 1.1 · 10 10 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
5.5 · 10 10 Bq<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
96<br />
2013<br />
95<br />
2014<br />
89<br />
2015<br />
96<br />
2016<br />
92<br />
2017<br />
95<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
96<br />
2019<br />
93<br />
2020<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2020 <strong>for</strong>:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.100 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: < limit <strong>of</strong> detection<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
< limit <strong>of</strong> detection<br />
Collective dose:<br />
0.179 Sv<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.08<br />
2013<br />
0.09<br />
2014<br />
0.25<br />
2015<br />
0.06<br />
2016<br />
0.14<br />
2017<br />
0.06<br />
2018<br />
0.05 0.18<br />
2019 2020<br />
85
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Neckarwestheim II<br />
Operating sequence in 2020<br />
Electrical output in %<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
January February March April May June July August September October November December<br />
100<br />
During 80 the reporting year 2020 the Neckarwestheim II nuclear power<br />
plant (GKN II) generated gross energy <strong>of</strong> 11,113,300 MWh. The<br />
net 60 electrical generation was 10,415,986 MWh, <strong>of</strong> which<br />
10,113,715 MWh went into the public three-phase grid <strong>and</strong><br />
999,585 40 MWh to the static converter plant <strong>of</strong> Deutsche Bahn AG. The<br />
plant was on the grid <strong>for</strong> 8,140.8 hours. This results in a time utilisation<br />
20 <strong>of</strong> 92.68 %.<br />
Since the commissioning <strong>of</strong> the three-phase-machine machine,<br />
351,354,884<br />
0<br />
MWh gross <strong>and</strong> 328,590,462 MWh net have been generated.<br />
100 Planned shutdowns<br />
19 June to 16 July: 37 rd fuel reloading <strong>and</strong> annual major inspection:<br />
•<br />
80<br />
Refuelling with exchange <strong>of</strong> 44 new fuel elements.<br />
• Eddy current tests <strong>of</strong> the heating tubes <strong>of</strong> all 4 steam generators.<br />
60<br />
• Partial general overhaul <strong>of</strong> the feedwater pump LAC10<br />
• Partial overhaul <strong>of</strong> main condensate pump LCB20<br />
40<br />
• Major overhaul <strong>of</strong> generator circuit breaker BAC01<br />
• Partial general overhaul <strong>of</strong> reserve power trans<strong>for</strong>mer BCT01<br />
20<br />
• Major overhaul <strong>of</strong> main valves at FSA stations 20/30<br />
• Major overhaul <strong>of</strong> the purge air GBA KLA30/40<br />
0<br />
• Inspection work on the high-pressure preheaters LAD61/62<br />
Unplanned shutdowns <strong>and</strong> reactor/turbine trip<br />
None.<br />
Positionierung:<br />
Bezug, links, unten<br />
X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2<br />
<strong>VGB</strong>: HKS6K 30 %<br />
atw: 100 60 0 0<br />
Power reductions above 10 % <strong>and</strong> longer than <strong>for</strong> 24 h<br />
26 May to 19 June 2020: Stretch-out operation.<br />
January to May 2020: Load sequence operation.<br />
Integrated management system (IMS)<br />
EnKK (NPP P, GKN, KWO)<br />
The integrated management system (IMS) <strong>of</strong> the EnBW Kernkraft<br />
GmbH (EnKK) with its partial system <strong>for</strong><br />
• nuclear safety (SMS),<br />
• quality management (QMS/QSÜ)<br />
• Occupational Safety Management (AMS) as well as<br />
• environmental <strong>and</strong> energy management (UMS, EnMS, Umweltund<br />
Energiemanagementsystem)<br />
were also in 2020 continuously further developed. Scope <strong>and</strong> content<br />
<strong>of</strong> each process descriptions were gradually adapted to the different<br />
internal requirements <strong>and</strong> related approval criteria. The completeness<br />
<strong>and</strong> effectiveness (con<strong>for</strong>mity) <strong>of</strong> the process-oriented<br />
IMS, including the quality management measures (QM), were confirmed<br />
by corresponding internal <strong>and</strong> external audits as well as by an<br />
inspection by the assessor (ESN) <strong>and</strong> the supervisory authority over<br />
several days at the GKN <strong>and</strong> KKP sites.<br />
EnKK’s energy management system was converted to the 50001:<br />
2018 st<strong>and</strong>ard <strong>and</strong> successfully certified from 5 – 7 May 2020.<br />
The IMS was adapted to the site-specific requirements in operation/<br />
residual operation in accordance with KTA1402. Dismantling-specific<br />
adaptations (project h<strong>and</strong>ling, disposal) have been made <strong>and</strong> are<br />
still being developed.<br />
Waste management status<br />
In 2020, 3 CASTOR © V/19 casks were loaded with 36 GKN I <strong>and</strong> 3<br />
GKN II fuel assemblies <strong>and</strong> transported to the Neckarwestheim interim<br />
fuel storage facility (BZN). At the end <strong>of</strong> 2020, there were 749<br />
GKN II fuel assemblies (dry storage, wet storage <strong>and</strong> reactor) <strong>and</strong> 13<br />
GKN I fuel assemblies (wet storage) in the GKN II plant.<br />
86
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<br />
Operating data<br />
Review period 2020<br />
Plant operator: EnBW Kernkraft GmbH (EnKK)<br />
Shareholder/Owner: EnBW Erneuerbare und Konventionelle<br />
Erzeugung AG (98,45 %), ZEAG Energie AG, Deutsche Bahn AG,<br />
Kernkraftwerk Obrigheim GmbH<br />
Plant name: Kernkraftwerk Neckarwestheim II (GKN II)<br />
Address: EnBW Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Neckarwestheim,<br />
Im Steinbruch, 74382 Neckarwestheim, Germany<br />
Phone: 07133 13-0, Telefax: 07133 17645<br />
E-mail: poststelle-gkn@kk.enbw.com<br />
Web: www.enbw.com<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
90<br />
Availability factor in %<br />
Capacity factor in %<br />
93<br />
93<br />
94<br />
89<br />
81<br />
88<br />
93<br />
First synchronisation: 01-03-1989<br />
Date <strong>of</strong> commercial operation: 04-15-1989<br />
Design electrical rating (gross):<br />
1,400 MW<br />
Design electrical rating (net):<br />
1,310 MW<br />
Reactor type:<br />
PWR<br />
Supplier:<br />
Siemens/KWU<br />
60<br />
50<br />
40<br />
The following operating results were achieved:<br />
Operating period, reactor:<br />
8,149 h<br />
Gross electrical energy generated in 2020:<br />
11,113,300 MWh<br />
Net electrical energy generated in 2020:<br />
10,415,986 MWh<br />
Gross electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
351,354,884 MWh<br />
Net electrical energy generated since<br />
first synchronisation until 12-31-2020:<br />
328,590,462 MWh<br />
Availability factor in 2020: 92.68 %<br />
Availability factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 92.92 %<br />
Capacity factor 2020: 92.62 %<br />
Capacity factor since<br />
date <strong>of</strong> commercial operation: 92.56 %<br />
Downtime<br />
(schedule <strong>and</strong> <strong>for</strong>ced) in 2020: 7.32 %<br />
Number <strong>of</strong> reactor scrams 2020: 0<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
10<br />
9<br />
8<br />
90<br />
2013<br />
93<br />
2014<br />
93<br />
2015<br />
95<br />
2016<br />
89<br />
2017<br />
81<br />
2018<br />
Collective radiation dose <strong>of</strong> own<br />
<strong>and</strong> outside personnel in Sv<br />
94<br />
2019<br />
94<br />
2020<br />
Licensed annual emission limits in 2020:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 1.0 · 10 15 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: 1.1 · 10 10 Bq<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
6.0 · 10 10 Bq<br />
Proportion <strong>of</strong> licensed annual emission limits<br />
<strong>for</strong> radioactive materials in 2020 <strong>for</strong>:<br />
Emission <strong>of</strong> noble gases with plant exhaust air: 0.0142 %<br />
Emission <strong>of</strong> iodine-131 with plant exhaust air: < limit <strong>of</strong> detection<br />
Emission <strong>of</strong> nuclear fission <strong>and</strong> activation products<br />
with plant waste water (excluding tritium):<br />
< limit <strong>of</strong> detection<br />
Collective dose:<br />
0.071 Sv<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
0.08<br />
2013<br />
0.10<br />
2014<br />
0.12<br />
2015<br />
0.08<br />
2016<br />
0.15<br />
2017<br />
0.12 0.10 0.08<br />
2018 2019 2020<br />
87
Nuclear power plants: Operating results <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Plants in direct exchange <strong>of</strong> experience with <strong>VGB</strong> I March <strong>2021</strong><br />
Nuclear<br />
power plant<br />
Country<br />
Type<br />
Nominal<br />
capacity<br />
Gross Net<br />
MW MW<br />
Operating<br />
time<br />
generator<br />
in h<br />
Energy generated<br />
(gross generation) MWh<br />
Month Year 1 commis-<br />
Since<br />
sioning<br />
Time Unit capability<br />
availability % factor %*<br />
Energy unavailability<br />
%*<br />
Energy<br />
utilisation %*<br />
1 1 Postponable Not postponable Month Year 1<br />
Planned** Unplanned***<br />
Month Year Month Year<br />
Month Year 1<br />
Month Year 1 Month Year 1<br />
GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 743 1 029 210 3 011 700 354 363 244 100.00 100.00 100.00 99.98 0 0.02 0 0 0 0 99.28 99.94 -<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 743 1 011 793 2 974 520 374 237 849 100.00 100.00 99.96 99.96 0.03 0.04 0 0 0.01 0 91.81 92.90 -<br />
KKE Emsl<strong>and</strong> DE PWR 1406 1335 743 1 044 433 3 052 820 372 063 521 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.12 100.72 4<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 743 1 082 714 3 190 736 380 619 779 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 97.82 99.28 -<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 743 1 004 664 2 920 070 353 397 836 100.00 100.00 100.00 99.84 0 0.16 0 0 0 0 99.91 99.95 -<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 458 635 604 2 577 714 401 338 063 61.62 86.79 61.08 86.52 38.92 13.40 0 0.07 0 0.01 59.54 83.10 1,2<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 743 688 592 2 002 084 279 036 801 100.00 100.00 99.94 99.92 0.06 0.06 0 0.01 0 0 100.74 100.80 4<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 743 688 098 2 001 173 268 903 895 100.00 100.00 99.88 99.93 0.12 0.07 0 0 0 0 100.66 100.75 -<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 743 379 756 1 096 756 173 165 553 100.00 99.99 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 100.03 99.39 -<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 743 284 678 828 555 134 039 941 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.86 101.03 7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 743 282 606 822 130 141 198 431 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.14 100.23 7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 743 791 017 2 253 230 333 139 819 100.00 98.36 99.67 97.64 0.04 0.03 0.28 2.33 0 0 100.44 98.46 7<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 743 786 409 1 987 770 266 011 618 100.00 88.13 100.00 87.97 0 0 0 0 0 12.03 98.84 85.83 -<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 743 368 466 563 220 120 207 659 100.00 53.73 99.00 52.16 0 7.78 0 0 1.00 40.06 99.18 52.17 -<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 743 369 074 1 072 748 115 684 662 100.00 100.00 100.00 99.83 0 0.17 0 0 0 0 99.35 99.37 -<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 743 366 413 1 065 564 114 426 121 100.00 100.00 99.78 99.87 0.22 0.13 0 0 0 0 98.63 98.71 -<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 0 0 508 214 115 074 116 0 47.24 0 47.09 100.00 52.91 0 0 0 0 0 47.08 -<br />
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 621 673 607 2 213 479 131 784 769 83.58 94.35 83.40 94.28 16.60 5.72 0 0 0 0 83.79 94.75 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 743 818 178 2 379 438 127 968 342 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.40 101.48 -<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 743 354 100 1 028 813 141 042 654 99.98 99.88 99.98 99.87 0.02 0.13 0 0 0 0 102.35 102.31 -<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 620 288 990 958 365 139 568 430 82.87 94.10 82.87 94.09 17.13 5.91 0 0 0 0 83.23 94.97 2<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 743 796 788 2 329 183 273 541 493 99.73 99.91 99.73 99.91 0 0 0 0 0.27 0.09 101.02 101.65 -<br />
Doel 4 BE PWR 1086 1038 743 815 562 2 374 619 279 734 608 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 99.77 99.97 -<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 743 752 346 2 198 568 310 065 544 99.77 99.92 99.77 99.91 0.01 0 0 0 0.22 0.09 100.63 101.20 -<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 743 786 229 1 676 822 267 380 638 100.00 73.51 100.00 73.51 0 3.02 0 0 0 23.47 101.35 74.24 -<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 743 803 569 2 334 916 288 988 575 99.99 99.99 99.99 99.98 0.01 0.02 0 0 0 0 99.88 99.88 -<br />
Remarks<br />
1<br />
PWR: Pressurised water reactor<br />
Beginning <strong>of</strong> the year<br />
2<br />
BWR: Boiling water reactor<br />
Final data were not yet available in print<br />
* Net-based values (Czech <strong>and</strong> Swiss nuclear power plants gross-based)<br />
** Planned: the beginning <strong>and</strong> duration <strong>of</strong> unavailability have to be determined more than 4 weeks be<strong>for</strong>e commencement<br />
*** Unplanned: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 4 weeks.<br />
All values were entered in the column not postponable.<br />
– Postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability can be postponed more than 12 hours to 4 weeks.<br />
– Not postponable: the beginning <strong>of</strong> unavailability cannot be postponed or only within 12 hours.<br />
Remarks:<br />
1 Refuelling<br />
2 Inspection<br />
3 Repair<br />
4 Stretch-out-operation<br />
5 Stretch-in-operation<br />
6 Here<strong>of</strong> traction supply:<br />
7 Here<strong>of</strong> steam supply:<br />
KKB 1 Beznau<br />
Month: <br />
2,746 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 9,761 MWh<br />
Since commissioning: 576,743 MWh<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
0 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 163 MWh<br />
Since commissioning: 134,917 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
8,597 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year:23,630 MWh<br />
Since commissioning: 2,490,557 MWh<br />
8 New nominal capacity since January <strong>2021</strong><br />
88
Fachzeitschrift: 2019<br />
· CD 2019 · · CD 2019 ·<br />
Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />
Technical <strong>Journal</strong>: 1976 to 2000<br />
English Edition<br />
· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·<br />
All rights reserved.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Germany | 2019<br />
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019<br />
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·<br />
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© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />
Stefan Loubichi<br />
<strong>VGB</strong>-B 036<br />
| Conventional/Konventionell<br />
| Nuclear/Nuklear<br />
| Renewables/Erneuerbare<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-91-2020-09-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-B-105-007.3<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications<br />
New publications / Neuerscheinungen 2020/<strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> Technical <strong>Journal</strong> / Fachzeitschrift<br />
K 001<br />
PT-CD2020N<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Title/Titel<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> Technical <strong>Journal</strong> / Fachzeitschrift (Subscription/Abonnement)<br />
<strong>International</strong> Edition – 11 issues yearly (about 1,100 p., rund 1.100 S.)<br />
Annual subscription/Jahresabonnement plus<br />
Shipping <strong>and</strong> h<strong>and</strong>ling/Vers<strong>and</strong>kosten: Germany/Deutschl<strong>and</strong>: 34,00 Euro;<br />
Europe/Europa: 46,00 Euro; Other countries/<strong>and</strong>ere Länder: 92,00 Euro<br />
<strong>POWERTECH</strong>-CD: Technical journal/Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech 2020 (Single user edition)<br />
(For subscribers <strong>of</strong> the printed edition/Einzelplatzversion für Abonnenten der Printausgabe)<br />
Preis für Nicht-Abonnenten/price <strong>for</strong> non-subscribers: 198,00<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
247,50 275,00<br />
98,00/198,00<br />
PT-DVD (1976-2000EN)<br />
PT-DVD (2020)<br />
<strong>POWERTECH</strong>-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/<br />
Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech/<strong>VGB</strong> Kraftwerkstechnik Jahrgänge<br />
1990 bis 2019 (Single user edition/Einzelplatzversion)<br />
950,– Euro (Subscriber/Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>; <strong>VGB</strong> member/<strong>VGB</strong>-Mitglied)<br />
1.950,– Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>)<br />
Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): <strong>VGB</strong>-Mitgliederversion sowie<br />
Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: mark@vgb.org).<br />
<strong>POWERTECH</strong>-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2020/<br />
Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech/<strong>VGB</strong> Kraftwerkstechnik Jahrgänge<br />
1990 bis 2020 (Single user edition/Einzelplatzversion)<br />
950,– Euro (Subscriber/Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>; <strong>VGB</strong> member/<strong>VGB</strong>-Mitglied)<br />
1.950,– Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>)<br />
Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): <strong>VGB</strong>-Mitgliederversion sowie<br />
Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: mark@vgb.org).<br />
950,00 1.950,00<br />
950,00 1.950,00<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards & Books & S<strong>of</strong>tware<br />
<strong>VGB</strong>-B 036<br />
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Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Cybersecurity<br />
in der Energieerzeugung<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
Cybersecurity in der Energieerzeugung<br />
Stefan Loubichi, 2020, S<strong>of</strong>tcover, 176 S.<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-201-7<br />
978-3-96284-202-4<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
47,00<br />
47,00<br />
47,00<br />
47,00<br />
KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System <strong>for</strong> Power Stations<br />
<strong>VGB</strong>-B 105-007.3<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-91-2020-09-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Pocketbook<br />
KKS Pocketbook, 148 p./148 S., 2020, (Third edition/Dritte Auflage)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
978-3-96284-123-6<br />
(2. Auflage)<br />
978-3-96284-224-6<br />
(3. Auflage)<br />
----<br />
iOS <strong>and</strong><br />
Android App<br />
<strong>for</strong> KKS<br />
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung<br />
von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere S<strong>of</strong>twareoptionen auf Anfrage.<br />
Free smartphone <strong>and</strong> tablet app (iOS <strong>and</strong> Android) <strong>for</strong> decoding <strong>of</strong><br />
KKS-designations. Further services on request.<br />
https://www.tipware.de/kks/index.html<br />
Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
RDS-PP ® | Reference Designation System <strong>for</strong> Power Plants<br />
iOS <strong>and</strong><br />
Android App<br />
<strong>for</strong> RDS-PP ®<br />
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung<br />
von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere S<strong>of</strong>twareoptionen auf Anfrage.<br />
Free smartphone <strong>and</strong> tablet app (iOS <strong>and</strong> Android) <strong>for</strong> decoding <strong>of</strong><br />
RDS-PP ® -designations. Further services on request.<br />
https://tipware.de/rdspp/index.html<br />
Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
89
<strong>VGB</strong>: New publications <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-34-2020-12-EN-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-91-2020-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-91-2020-10-DE<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants <strong>for</strong> Energy Supply with<br />
Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen der Energieversorgung<br />
mit Verbrennungsmotoren,<br />
260 p./S., <strong>2021</strong><br />
RDS-PP ® Pocketbook, 74 p., 2020, (First edition)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
RDS-PP ® Pocketbook, 74 S., 2020, (Erste Auflage)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-237-6<br />
978-3-96284-238-3<br />
978-3-96284-183-6<br />
978-3-96284-184-3<br />
978-3-96284-181-2<br />
978-3-96284-182-9<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
320,00<br />
320,00<br />
480,00<br />
480,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
----<br />
----<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms <strong>of</strong> the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms <strong>of</strong> the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-03-2019-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-03-2019-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-004-00-2020-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-008-00-2020-11-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-020-00-2017-12-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-LV<br />
<strong>VGB</strong>-S-052-00-2020-06-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-107-00-2018-03-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-20-2020-08-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-22-2020-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-24-2020-08-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-162-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-170-12-2018-08-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-170-12-2018-08-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-302-00-2013-04-EN<br />
Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen,<br />
9. Auflage, 155 S., 2020<br />
Basic Terms <strong>of</strong> the Electric Utility Industry,<br />
9 th edition, 152 p., 2020<br />
Analysenverfahren in Kraftwerken,<br />
vormals <strong>VGB</strong>-B 401, 234 S., 2020<br />
Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit in Dampfkesselanlagen<br />
und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs<br />
2. überarbeitete Ausgab, 166 S., 2020<br />
Determination <strong>of</strong> Measurement Uncertainty upon Acceptance <strong>and</strong> Control<br />
Measurements, 1 st edition, 100 p., 2020<br />
Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību savstarpējā<br />
iedarbība hidroelektrostacijās (Latvian edition)<br />
(Interaction <strong>of</strong> Con<strong>for</strong>mity Assessment <strong>and</strong> Industrial Safety<br />
in Hydropower Plants, 2 nd edition) 104 p., <strong>2021</strong><br />
Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage von Flanschverbindungen,<br />
18 S., 2020<br />
Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen an Dampfturbinenanlagen,<br />
86 S., 2020 (vormals <strong>VGB</strong>-R 103)<br />
Monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices on steam turbine plants,<br />
82 S., 2020 (vormals <strong>VGB</strong>-R 103e)<br />
Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken,<br />
324 S., 2019 (vormals <strong>VGB</strong>-R 107)<br />
Einführung und Überblick der <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards für Abnahmetests<br />
und Kontrolluntersuchungen, 12 S., <strong>2021</strong><br />
(Weiterentwicklung der <strong>VGB</strong>-R 123 B<strong>and</strong> I.2)<br />
Messstellenliste für Abnahmeuntersuchungen mit Datenerfassungsanlagen,<br />
12 S., <strong>2021</strong> (vormals <strong>VGB</strong>-R-123 C.2.2,<br />
Übersicht s. <strong>VGB</strong>-S-150-20-2020-08-DE)<br />
Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken<br />
mit Drosselgeräten, 30 S., <strong>2021</strong> (vormals <strong>VGB</strong>-R-123 C.2.4,<br />
Übersicht s. <strong>VGB</strong>-S-150-20-2020-08-DE)<br />
Elektrischer Blockschutz<br />
80 S., 2020, (vormals: <strong>VGB</strong>-S-025-00-2012-11-DE)<br />
Maßnahmen zur Vermeidung und Beherrschung von Leittechnikausfällen,<br />
22 S., 2019 (vormals <strong>VGB</strong>-R 170 A1)<br />
Measures <strong>for</strong> the avoidance <strong>and</strong> h<strong>and</strong>ling <strong>of</strong> instrumentation <strong>and</strong> control<br />
equipment failures, 22 p., 2019 (<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 170 A1e)<br />
Guideline <strong>for</strong> the Testing <strong>of</strong> DeNOx-catalysts,<br />
66 p., <strong>2021</strong> (<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 302e)<br />
978-3-96284-173-7 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
978-3-96284-174-4 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
978-3-96284-211-6<br />
978-3-96284-212-3<br />
978-3-96284-229-6<br />
978-3-96284-230-7<br />
978-3-96284-025-9<br />
978-3-96284-230-7<br />
978-3-96284-225-3<br />
978-3-96284-226-0<br />
978-3-96284-159-1<br />
978-3-96284-160-7<br />
978-3-96284-195-9<br />
978-3-96284-196-6<br />
978-3-96284-197-3<br />
978-3-96284-198-0<br />
978-3-96284-048-8<br />
978-3-96284-049-5<br />
978-3-96284-205-5<br />
978-3-96284-206-2<br />
978-3-96284-227-7<br />
978-3-96284-228-8<br />
978-3-96284-203-1<br />
978-3-96284-204-6<br />
978-3-96284-100-3<br />
978-3-96284-101-0<br />
978-3-96284-098-3<br />
978-3-96284-099-0<br />
978-3-96284-100-3<br />
978-3-96284-101-0<br />
978-3-96284-221-5<br />
978-3-96284-222-2<br />
280,00<br />
280,00<br />
260,00<br />
260,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
80,00<br />
80,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
320,00<br />
320,00<br />
Kostenlos<br />
60,00<br />
60,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
120,00<br />
120,00<br />
420,00<br />
420,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
120,00<br />
120,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
480,00<br />
480,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
135,00<br />
135,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
140,00<br />
140,00<br />
140,00<br />
140,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
90
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-02-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-415-00-2020-12-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-509-00-2019-11-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-540-00-2020-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-104-O<br />
<strong>VGB</strong>-S-104-O<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard für das Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren.<br />
Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen<br />
94 S., 2020, (vormals: <strong>VGB</strong>-R 401)<br />
<strong>VGB</strong> St<strong>and</strong>ard <strong>for</strong> the Water in Nuclear Power Plants with Light-Water Reactors.<br />
Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water Reactors.<br />
92 p., 2020 (<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 401 (German edition only))<br />
Aufbereitung von REA-Abwasser,<br />
60 S., <strong>2021</strong> (vormals <strong>VGB</strong>-M 415)<br />
Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren Komponenten<br />
in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020 (vormals <strong>VGB</strong>-R 509)<br />
Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen<br />
(Korrigendum der Ausgabe 2019-07, vormals <strong>VGB</strong>-R 540) 225 S., <strong>2021</strong><br />
BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard für den bautechnischen<br />
Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung<br />
von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals <strong>VGB</strong>-R 610)<br />
Structural Design <strong>of</strong> Cooling Towers. <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard on the Structural Design,<br />
Calculation, Engineering <strong>and</strong> Construction <strong>of</strong> Cooling Towers,<br />
82 p., 2019, (<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 610e)<br />
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung<br />
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert<br />
Einzelplatzlizenz und Update<br />
Netzwerklizenz für Mitglieder (Fördernde, Außerordentliche)<br />
(Ordentliche Mitglieder, siehe Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)<br />
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.<br />
Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung<br />
in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert<br />
Einzelplatzlizenz und Update<br />
Netzwerklizenz für Mitglieder (Fördernde, Außerordentliche)<br />
(Ordentliche Mitglieder, siehe Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om)<br />
Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage.<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-209-3<br />
978-3-96284-210-9<br />
978-3-96284-233-8<br />
978-3-96284-234-5<br />
978-3-96284-119-5<br />
978-3-96284-120-1<br />
978-3-96284-189-8<br />
978-3-96284-190-4<br />
978-3-86875-113-3<br />
978-3-86875-114-0<br />
978-3-86875-143-0<br />
978-3-86875-144-7<br />
978-3-96284-145-4<br />
978-3-96284-146-1<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
260,00<br />
260,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
260,00<br />
260,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
290,00<br />
950,00<br />
290,00<br />
950,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
390,00<br />
390,00<br />
<strong>VGB</strong>-TW <strong>VGB</strong> Technical Scientific Reports /<br />
<strong>VGB</strong> Technisch-wissenschaftliche Berichte<br />
<strong>VGB</strong>-TW 530<br />
<strong>VGB</strong>-TW 530e<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
Empfehlungen zum Betrieb und zur Überwachung von Kesselumwälzpumpen<br />
Basierend auf den umfangreichen Nachuntersuchungen zum Schadensereignis<br />
2014, 96 S., 2019<br />
Recommendations <strong>for</strong> the operation <strong>and</strong> monitoring <strong>of</strong> boiler circulating<br />
pumps - Based on extensive follow-up examinations relating to the damage<br />
event in 2014, 96 S., 2019<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103Ve (2020) <strong>VGB</strong> – Availability <strong>of</strong> Power Plants 2010 – 2019,<br />
Edition 2020, 246 p.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103V (2020) <strong>VGB</strong> – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010 – 2019,<br />
Ausgabe 2020, 246 S.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103Ae (2020) <strong>VGB</strong> – Analysis <strong>of</strong> Unavailability <strong>of</strong> Power Plants 2010 – 2019,<br />
Edition 2020, 138 p.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103A (2020) <strong>VGB</strong> – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010 – 2019,<br />
Ausgabe 2020, 138 S.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103Ve (2019) <strong>VGB</strong> – Availability <strong>of</strong> Power Plants 2009 – 2018,<br />
Edition 2019, 246 p.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103V (2019) <strong>VGB</strong> – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,<br />
Ausgabe 2019, 246 S.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103Ae (2019) <strong>VGB</strong> – Analysis <strong>of</strong> Unavailability <strong>of</strong> Power Plants 2009 – 2018,<br />
Edition 2019, 138 p.<br />
<strong>VGB</strong>-TW 103A (2019) <strong>VGB</strong> – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2009 – 2018,<br />
Ausgabe 2019, 138 S.<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-177-5<br />
978-3-96284-178-2<br />
978-3-96284-179-9<br />
978-3-96284-180-5<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
180,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
270,00<br />
978-3-96284-216-1 145,00 290,00<br />
978-3-96284-213-0 145,00 290,00<br />
978-3-96284-219-2 145,00 290,00<br />
978-3-96284-217-8 145,00 290,00<br />
978-3-96284-154-6 145,00 290,00<br />
978-3-96284-152-2 145,00 290,00<br />
978-3-96284-158-4 145,00 290,00<br />
978-3-96284-156-0 145,00 290,00<br />
91
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Veranstaltungsort<br />
Hotel am Delft<br />
Am Delft 27<br />
26721 Emden<br />
oder/und<br />
Live & Online als Webinar<br />
Kontakte<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
Tel.<br />
+49 201 8128-237<br />
Guido Schwabe<br />
Tel.<br />
+49 201 8128-272<br />
E-mail<br />
vgb-arbeitsmed@vgb.org<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
Ankündigung<br />
17. und 18. September <strong>2021</strong><br />
• Die medizinischen Versorgungsmöglichkeiten bei Offshore-<br />
Arbeitsplätzen sind deutlich eingeschränkt.<br />
Daraus ergeben sich besondere An<strong>for</strong>derungen und Bedingungen<br />
für die Eignungsuntersuchung und Betreuung der Mitarbeiter/innen.<br />
• Dieser Workshop wendet sich an alle in dieser Branche Tätigen,<br />
insbesondere an Ärzte/innen sowie <strong>and</strong>ere Angehörige von<br />
Gesundheitsberufen und (medizinischen) Rettungs- sowie<br />
Beratungsdiensten, zu deren Aufgaben- oder Interessengebieten<br />
die gesundheitliche Vorsorge und die medizinische Versorgung<br />
an Offshore-Arbeitsplätzen gehört.<br />
• Über die Teilnahme am Workshop wird eine Bescheinigung ausgestellt.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen | Programm | Anmeldung<br />
• www.vgb.org/<strong>of</strong>fshore_arbeitsmedizin<strong>2021</strong>.html<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Foto: ©rost9 - stock.adobe.com<br />
Hinweis: Sollte auch zu diesem Termin eine Präsenzveranstaltung weiterhin<br />
nicht möglich sein wird ggf. eine Live & OnLine Veranstaltung angeboten<br />
bzw. eine Kombination aus Präsenz- und OnLine-Veranstaltung.<br />
www.vgb.org<br />
Neuer Termin<br />
in <strong>2021</strong>!
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> News | Personalien<br />
<strong>VGB</strong> News<br />
<strong>VGB</strong> Innovation Award <strong>2021</strong> –<br />
Submit your proposal now<br />
The <strong>VGB</strong> Innovation Award honours outst<strong>and</strong>ing<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> young university<br />
graduates working in the field <strong>of</strong> power <strong>and</strong><br />
heat generation (age limit: 35 years). The<br />
work that is to be honoured in this way can<br />
relate either to<br />
the generation<br />
<strong>and</strong> storage <strong>of</strong><br />
power <strong>and</strong> heat,<br />
or to innovative<br />
research findings<br />
in this field.<br />
The <strong>VGB</strong> Innovation Award <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong><br />
Research Foundation is endowed with in<br />
total 10,000 € <strong>and</strong> is presented on the occasion<br />
<strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Congress <strong>2021</strong> – 100 Plus<br />
<strong>of</strong> <strong>VGB</strong>.<br />
The prize is awarded in two different categories<br />
(Application <strong>and</strong> Future).<br />
All <strong>VGB</strong> member companies as well as the<br />
members <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Scientific Advisory<br />
Board have the right to propose c<strong>and</strong>idates.<br />
More in<strong>for</strong>mation:<br />
http://www.vgb.org/en/<br />
fue_innovation_award.html<br />
| www.vgb.org<br />
Personalien<br />
Neue EnBW-Vorstände treten<br />
ihre Ämter an<br />
<strong>VGB</strong> Innovation Award <strong>2021</strong> –<br />
Jetzt Vorschläge einsenden<br />
Der <strong>VGB</strong> Innovation Award zeichnet herausragende<br />
Leistungen junger Hochschulabsolventen<br />
aus, die auf dem Gebiet der Erzeugung<br />
und Speicherung von Strom und Wärme<br />
tätig sind (Altersgrenze: 35 Jahre). Die<br />
auszuzeichnende<br />
Arbeit kann sich sowohl<br />
auf den Betrieb<br />
von Anlagen<br />
zur Erzeugung und<br />
Speicherung von<br />
Strom und Wärme<br />
beziehen als auch auf innovative Forschungsergebnisse.<br />
Der <strong>VGB</strong> Innovation Award der <strong>VGB</strong>-FOR-<br />
SCHUNGSSTIFTUNG ist mit insgesamt<br />
10.000 € dotiert und wird im Rahmen des<br />
<strong>VGB</strong> KONGRESS <strong>2021</strong> verliehen. Der Preis<br />
wird in zwei unterschiedlichen Kategorien<br />
vergeben (Anwendung und Zukunft).<br />
Alle <strong>VGB</strong>-Mitgliedsunternehmen und die<br />
Mitglieder des Wissenschaftlichen Beirates<br />
des <strong>VGB</strong> können K<strong>and</strong>idaten für diese Auszeichnung<br />
benennen.<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen:<br />
http://www.vgb.org/<br />
fue_innovation_award.html<br />
• Dirk Güsewell und<br />
Georg Stamatelopoulos übernehmen<br />
die Verantwortung für Infrastruktur-<br />
Ressorts – Hans-Josef Zimmer tritt in<br />
den Ruhest<strong>and</strong><br />
(enbw) Stabübergabe in der Konzernzentrale<br />
der EnBW in Karlsruhe: Heute (1. Juni<br />
<strong>2021</strong>) treten die beiden neuen Vorstände<br />
Dirk Güsewell und Georg Stamatelopoulos<br />
ihre Ämter an. Gleichzeitig geht der bisherige<br />
Technikvorst<strong>and</strong> Hans-Josef Zimmer<br />
in den Ruhest<strong>and</strong>. Der Neuzuschnitt des<br />
Vorst<strong>and</strong>s spiegelt insbesondere das strategische<br />
Ziel wider, in den kommenden Jahren<br />
sowohl in bestehenden wie auch in<br />
neuen Energie- und Infrastrukturmärkten<br />
ein deutliches Wachstum zu erreichen.<br />
„Mein herzlicher Dank, auch im Namen<br />
des gesamten Aufsichtsrats, gilt noch einmal<br />
Hans-Josef Zimmer, der uns nach fast<br />
zehn Jahren als Technikvorst<strong>and</strong> und mehr<br />
als 30 Jahren Tätigkeit im Unternehmen<br />
altersbedingt verlässt. Unter seiner Ägide<br />
hat sich die EnBW vom klassischen Kraftwerksbetreiber<br />
zum starken Anbieter erneuerbarer<br />
Energien und insbesondere<br />
zum Pionier für Offshore-Technologie entwickelt.<br />
Er hat den Ausbau der Wind- und<br />
Solarenergie wie auch der Stromnetze<br />
massiv vorangetrieben und so das Portfolio<br />
des Unternehmens zukunftsfähig ausgerichtet“,<br />
erklärt der EnBW-Aufsichtsratsvorsitzende<br />
Lutz Feldmann.<br />
Der EnBW-Aufsichtsrat hatte Ende vergangenen<br />
Jahres beschlossen, das bisherige<br />
Technikressort um weitere Aufgaben zu<br />
ergänzen und aufzuteilen:<br />
Dirk Güsewell (51) übernimmt dabei die<br />
Verantwortung für das Ressort „Systemkritische<br />
Infrastruktur“. Dazu gehören zum<br />
einen alle leitungsgebundenen Geschäfte<br />
für Strom, Gas und Wasser sowie zum <strong>and</strong>eren<br />
die Wachstumsfelder in den Bereichen<br />
Innovation, systemkritischer Infrastruktur<br />
und Telekommunikation. Dirk<br />
Güsewell war von 1993 bis 1998 in verschiedenen<br />
Funktionen bei der Robert<br />
Bosch GmbH beschäftigt, bevor er 1999<br />
zur EnBW in den Kraftwerksbereich wechselte.<br />
Seit 2008 baut er bei der EnBW das<br />
Geschäft mit erneuerbaren Energien aus,<br />
zuletzt als Leiter der Portfolioentwicklung<br />
für die Erzeugung.<br />
Georg Stamatelopoulos (51) verantwortet<br />
künftig das Ressort „Nachhaltige Erzeugungs-Infrastruktur“<br />
mit allen Themen<br />
rund um die erneuerbare, konventionelle<br />
und nukleare Energieerzeugung, dem<br />
H<strong>and</strong>el, dem Bereich Forschung und Entwicklung<br />
sowie HSSE (Gesundheit, Arbeitsschutz,<br />
Sicherheit & Umweltschutz).<br />
Georg Stamatelopoulos kam im Jahr 2010<br />
nach Stationen bei der AE Energietechnik<br />
GmbH und der ALSTOM Power Systems<br />
GmbH zur EnBW. Zuletzt war er für den<br />
Betrieb des gesamten erneuerbaren und<br />
konventionellen Erzeugungsparks verantwortlich.<br />
Georg Stamatelopoulos ist Vorsitzender<br />
des Vorst<strong>and</strong>s des <strong>VGB</strong> Power-<br />
Tech e.V. (ehrenamtlich).<br />
LL<br />
www.enbw.com (211580906)<br />
RWE Kraftwerke in Hamm und<br />
Werne haben neue Leiter<br />
• Führungswechsel bei den RWE<br />
Kraftwerken in Hamm-Uentrop und<br />
Werne: Dr. Christoph Schlechter,<br />
bislang in Personalunion Leiter des<br />
Kraftwerks Westfalen sowie des<br />
Gersteinwerks, wechselt zur RWE<br />
Nuclear.<br />
(rwe) Seine Nachfolge als Leiter des Kraftwerks<br />
Westfalen hat zum 1. März Hartmut<br />
Frank (56) angetreten. Frank ist bereits<br />
Leiter des Kraftwerksst<strong>and</strong>orts Ibbenbüren.<br />
Damit liegt die Verantwortung der beiden<br />
von RWE zur Stilllegung angemeldeten<br />
Steinkohlenkraftwerke künftig in einer<br />
H<strong>and</strong>. Beide Anlagen befinden sich bis zum<br />
8. Juli in einer Betriebsbereitschaft. In dieser<br />
Zeit prüfen der Netzbetreiber und die<br />
Bundesnetzagentur , ob Ibbenbüren und<br />
Westfalen systemrelevant sind. Ist dies<br />
nicht der Fall, legt RWE die Anlagen wie<br />
geplant still.<br />
Neuer kommissarischer Kopf des Gersteinwerkes<br />
ist seit 1. März Dr. Ivan Serdarusic.<br />
Der 37-jährige Ingenieur leitete bislang<br />
das Industriegaskraftwerk Duisburg-Huckingen.<br />
Er wird die beiden St<strong>and</strong>orte<br />
in Werne und Duisburg-Huckingen<br />
vorerst in Personalunion führen. Das Gersteinwerk<br />
verfügt über zwei Erdgasblöcke<br />
in der Kapazitätsreserve sowie zwei Vorschalt-Gasturbinen<br />
mit in Summe rund<br />
1.000 Megawatt Leistung.<br />
Die Veränderungen sind Teil einer Umstrukturierung,<br />
bei der RWE <strong>Generation</strong><br />
seine Aktivitäten entlang der Stromerzeugungstechnologien<br />
Biomasse, Gas und<br />
Wasserkraft neu ordnet.<br />
LL<br />
www.rwe.com (211580908)<br />
93
| <strong>International</strong>e Fachzeitschrift für die Erzeugung<br />
und Speicherung von Strom und Wärme<br />
| Sonderpublikationen zu <strong>VGB</strong>-Veranstaltungen<br />
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung<br />
| Online-Werbung und Jobörse<br />
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte<br />
MEDIADATEN <strong>2021</strong><br />
vgb-pt mediadaten-<strong>2021</strong> umschlag (DEU-ENG web-monitor).indd 1 17.12.2020 09:24:00<br />
Media-In<strong>for</strong>mationen <strong>2021</strong><br />
l Kurzcharakteristik<br />
l Leseranalyse<br />
l Redaktionsplan<br />
l Anzeigenin<strong>for</strong>mation<br />
l Kontakte<br />
Beratung: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
E-Mail: ads@vgb.org<br />
Telefon: +49 201 8128-212<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
Web: www.vgb.org | Publikationen<br />
Inserentenverzeichnis 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Webinar <br />
Redispatch 2.0<br />
für Anlagenbetreiber<br />
meetingpoint.energy<br />
Dictionary Steam/Gas Turbines<br />
Wörterbuch Dampf-/Gastubinen<br />
Vulkan Verlag<br />
Titelseite<br />
U II<br />
U IV<br />
aas gmbh 9<br />
Armaturen Anlagen Service<br />
Salzgitter Energy Services GmbH 13<br />
Salzgitter-Kesselservice GmbH 15<br />
thinkproject19<br />
Troostwijkauctions21<br />
Troostwijkauctions23<br />
<strong>VGB</strong> Congress <strong>2021</strong> 3<br />
<strong>VGB</strong>100PLUS<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung24<br />
IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz34/35/36<br />
Inst<strong>and</strong>haltung in Kraftwerken <strong>2021</strong><br />
Maintenance in Power Plants<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop92<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
94
<strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Events | Events<br />
<strong>VGB</strong> Events <strong>2021</strong> | Please visit our website <strong>for</strong> updates!<br />
– Sub ject to chan ge –<br />
Congress/Kongress <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Kongress | 100 PLUS<br />
<strong>VGB</strong> Congress | 100 PLUS<br />
mit Fachausstellung/<br />
with technical exhibition<br />
PLUS<br />
22 <strong>and</strong> 23 September <strong>2021</strong><br />
Essen, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-congress@vgb.org<br />
Technical exhibition:<br />
Angela Langen<br />
T: +49 201 8128-310<br />
E: angela.langen@vgb.org<br />
Konferenzen | Fachtagungen<br />
<strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-Konferenz <br />
Inst<strong>and</strong>haltung<br />
in Kraftwerken <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Maintenance in Power Plants <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
23 <strong>and</strong> 24 June <strong>2021</strong><br />
Live & OnLine - Webconference<br />
Contact:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-inst-kw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Dampferzeuger, Industrieund<br />
Heizkraftwerke, BHKW <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
7. und 8. September <strong>2021</strong>,<br />
Papenburg, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakte:<br />
Fachliche Koordination<br />
Werner Hartwig (DIHKW)<br />
T: +49 201 8128 235<br />
Andreas Böser (BHKW)<br />
T: +49 201 8128 247<br />
Teilnahme<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128 205<br />
E: vgb-dihkw@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Brennst<strong>of</strong>ftechnik und<br />
Feuerungen <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung<br />
9. und 10. September <strong>2021</strong>,<br />
Hamburg<br />
Kontakt:<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-205<br />
E: vgb.brennst<strong>of</strong>fe@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Chemiekonferenz <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Chemistry <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
26 to 28 October <strong>2021</strong><br />
Ulm, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-chemie@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Gasturbinen und<br />
Gasturbinenbetrieb <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Conference<br />
Gas Turbines <strong>and</strong> Operation<br />
<strong>of</strong> Gas Turbines <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung/with technical exhibition<br />
11 <strong>and</strong> 12 November <strong>2021</strong><br />
Potsdam, Germany<br />
Contact:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-gasturb@vgb.org<br />
Seminare | Workshops<br />
<strong>VGB</strong>-Webinar <br />
Redispatch 2.0<br />
für Anlagenbetreiber<br />
24. Juni <strong>2021</strong>,<br />
Live & OnLine<br />
Kontakt:<br />
Stephanie Wilmsen<br />
T: +49 201 8128-244<br />
E: vgb-redispatch@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Wokshop<br />
Flue Gas Cleaning<br />
1 <strong>and</strong> 2 September <strong>2021</strong><br />
Dresden, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-flue-gas@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Öl im Kraftwerk<br />
1. und 2. September <strong>2021</strong>,<br />
Bedburg, L<strong>and</strong>haus Danielsh<strong>of</strong><br />
Kontakt:<br />
Diana Ringh<strong>of</strong>f<br />
T: +49 201 8128-232<br />
E: vgb-oil-pp@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Expert-Event Webinar<br />
Digitalization in Hydropower <strong>2021</strong><br />
14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2021</strong><br />
Live & OnLine<br />
Contact:<br />
Eva Silberer<br />
T: +49 201 8128-202<br />
E: vgb-digi-hpp@vgb.org@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
11. Emder Workshop Offshore<br />
Windenergieanlagen – Arbeitsmedizin<br />
17./18. September <strong>2021</strong><br />
Emden, Deutschl<strong>and</strong><br />
(und/oder Live & OnLine)<br />
Kontakt:<br />
Dagmar Oppenkowski<br />
T: +49 201 8128-237<br />
Guido Schwabe<br />
T: +49 201 8128 272<br />
E: vgb-arbeitsmed@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung <br />
IT-Sicherheit für Energieanlagen<br />
28. und 29. September <strong>2021</strong>,<br />
Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakt:<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-205<br />
E: vgb-it-security@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Fortbildungsveranstaltung <br />
für Immissionsschutzund<br />
Störfallbeauftragte<br />
23. bis 25. November <strong>2021</strong>,<br />
Grenzau, Deutschl<strong>and</strong><br />
Kontakt:<br />
Stephanie Wilmsen<br />
T: +49 201 8128-244<br />
E: vgb-immission@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop<br />
Mercury Control<br />
2 <strong>and</strong> 3 December <strong>2021</strong><br />
Berlin, Germany<br />
Contact:<br />
Ines Moors<br />
T: +49 201 8128-274<br />
E: vgb-mercury@vgb.org<br />
Aus kunft zu allen Ver an stal tun gen<br />
mit Fachausstellung:<br />
Updates: www.vgb.org/veranstaltungen.html<br />
Telefon: +49 201 8128-310/299,<br />
E-Mail: events@vgb.org<br />
<strong>VGB</strong> Po wer Tech e.V., Deilbachtal 173, 45257 Essen, Telefon: +49 201 8128-0,<br />
Fax: +49 201 8128-350, E-Mail: in fo@vgb.org, In ter net: www.vgb.org<br />
95
Preview | Imprint <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />
Preview 6 l <strong>2021</strong><br />
Focus: Optimisation <strong>of</strong> power plant<br />
operation, vertical integration<br />
Big data in the electricity sector<br />
Fokust: Erzeugungsoptimierung,<br />
Vertikale Integration<br />
Big data in der Energieversorgung<br />
Managing the risks<br />
<strong>of</strong> complex energy projects<br />
Risiken komplexer Energieprojekte<br />
beherrschen<br />
Thorsten Weidl<br />
What does a metallurgical power plant<br />
do with a simulator?<br />
Was macht ein Hüttenkraftwerk<br />
mit einem Simulator?<br />
Peter Lasch<br />
Methods <strong>for</strong> the Flexibilization <strong>of</strong> Thermal<br />
Power Plants: A literature review<br />
Methoden zur Flexibilisierung von thermischen<br />
Kraftwerken: Eine Literaturstudie<br />
Silas Heim <strong>and</strong> Lars Komogowski<br />
Design <strong>and</strong> development <strong>of</strong> zeolite-based<br />
sorbents <strong>for</strong> mercury capture<br />
Design und Entwicklung von Sorbentien<br />
auf Basis von Zeolithen für die Abscheidung<br />
von Quecksilber<br />
Martin Skala<br />
What does a metallurgical power plant do<br />
with a simulator?<br />
Was macht ein Hüttenkraftwerk<br />
mit einem Simulator?<br />
by Peter Lasch<br />
Imprint<br />
Publisher<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Chair:<br />
Dr. Georg Stamatelopoulos<br />
Executive Managing Director:<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Address<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard)<br />
The journal <strong>and</strong> all papers <strong>and</strong> photos<br />
contained in it are protected by copyright.<br />
Any use made there<strong>of</strong> outside the Copyright<br />
Act without the consent <strong>of</strong> the publishers is<br />
prohibited. This applies to reproductions,<br />
translations, micr<strong>of</strong>ilming <strong>and</strong> the input <strong>and</strong><br />
incorporation into electronic systems. The<br />
individual author is held responsible <strong>for</strong> the<br />
contents <strong>of</strong> the respective paper. Please<br />
address letters <strong>and</strong> manuscripts only to the<br />
Editorial Staff <strong>and</strong> not to individual persons <strong>of</strong><br />
the association´s staff. We do not assume any<br />
responsibility <strong>for</strong> unrequested contributions.<br />
Editorial Office<br />
Editor in Chief:<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Tel.: +49 201 8128-300<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
E-mail: pr@vgb.org<br />
Web: www.vgb.org<br />
Editorial Staff<br />
Dr. Mario Bachhiesl<br />
Dr.-Ing. Thomas Eck<br />
Dr.-Ing. Christian Mönning<br />
Dr.-Ing. Oliver Then<br />
Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle<br />
Scientific Editorial Advisory Board<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Hans-Jörg Bauer, Karlsruhe/Germany<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Frantisek Hrdlicka,<br />
Praha/Czech Republic<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Antonio Hurtado, Dresden/Germany<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens/Greece<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Alfons Kather, Hamburg/Germany<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Harald Weber, Rostock/Germany<br />
Technical Editorial Advisory Board<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Wolfgang Benesch, Essen/Germany<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr. Reinhold O. Elsen, Essen/Germany<br />
Editing <strong>and</strong> Translation<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Circulation <strong>and</strong> Advertising Office<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Subscriptions:<br />
Tel.: +49 201 8128-271<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
Advertisements:<br />
Sabine Kuhlmann <strong>and</strong> Gregor Scharpey<br />
Tel.: +49 201 8128-212<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
E-mail: ads@vgb.org<br />
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No. 52 <strong>of</strong> 1 January <strong>2021</strong><br />
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<strong>for</strong> USA <strong>and</strong> North America<br />
Trade Media <strong>International</strong> Corp.<br />
421 Seventh Avenue, Suite 607,<br />
New York, N.Y. 10001–2002<br />
USA<br />
Tel.: +1 212 564-3380,<br />
Fax: +1 212 594-3841<br />
E-mail: rdtmicor@cs.com<br />
Publishing Intervals<br />
Monthly (11 copies/year)<br />
<strong>2021</strong> – Volume 101<br />
Subscription Conditions<br />
Annual subscription price <strong>for</strong><br />
11 copies (<strong>2021</strong>): 330.63 €<br />
Price per copy: 39.50 €<br />
Germany: VAT (USt.) <strong>and</strong> postage<br />
are included.<br />
Foreign countries: VAT <strong>and</strong> postage are<br />
not included.<br />
Postage: Europe 46.- €, other countries 92.- €.<br />
Bookseller’s discount 10 %.<br />
The subscription extends to another<br />
year if no written cancellation is made<br />
1 month be<strong>for</strong>e expiry.<br />
<strong>VGB</strong> members receive one copy<br />
free <strong>of</strong> charge regularly;<br />
further copies at a special price.<br />
Contact: mark@vgb.org<br />
Printing <strong>and</strong> Processing<br />
inpuncto:asmuthdruck + medien gmbh<br />
Richard-Byrd-Straße 39<br />
Medienzentrum Ossendorf<br />
50829 Köln<br />
In<strong>for</strong>mation <strong>for</strong> authors <strong>and</strong> abstracts<br />
are available <strong>for</strong> download at<br />
www.vgb.org | Publications<br />
96
Editorial planning | Topics <strong>2021</strong><br />
REDAKTIONSPLAN · <strong>2021</strong> · Aktualisierungen und Veranstaltungstermine finden Sie auf unserer Webseite · www.vgb.org<br />
FACHZEITSCHRIFT<br />
Ausgabe Themenschwerpunkte ∙ In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss<br />
Januar/ Innovationen in der Stromerzeugung | Cyber-Security in der Energiewirtschaft | 5. Februar <strong>2021</strong><br />
Februar Sektorkopplung und Stromerzeugung<br />
März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Werkst<strong>of</strong>fe für thermische Kraftwerke 2. März <strong>2021</strong><br />
April Elektro-, Leit- und In<strong>for</strong>mationstechnik, Wartentechnik | 30. März <strong>2021</strong><br />
Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung<br />
Mai Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken | Digitalisierung in der Energieerzeugung | 28. April <strong>2021</strong><br />
Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung<br />
Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Big Data in der Stromerzeugung | 28. Mai <strong>2021</strong><br />
Regel- und Ausgleichsenergie | Erzeugungsoptimierung, Vertikale Integration<br />
Juli Industrie- und Heizkraftwerke, Blockheizkraftwerke | Gas- und Dieselmotoren | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen 25. Juni <strong>2021</strong><br />
und Wasserkraftwerke | Kraft-Wärme-Kopplung<br />
August Wasserst<strong>of</strong>f: Technologien | Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | 16. Juli <strong>2021</strong><br />
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz | Umwelttechnik, Emissionsminderungstechnologien<br />
September Spezialausgabe <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong> „<strong>VGB</strong>100PLUS“, 22. und 23. September <strong>2021</strong>, Essen/Deutschl<strong>and</strong> 27. August <strong>2021</strong><br />
Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung:<br />
Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, Photovoltaik, Biomasse, Geothermie<br />
Oktober Inst<strong>and</strong>haltung in der Stromerzeugung | Qualitätssicherung | Werkst<strong>of</strong>fe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 27. September <strong>2021</strong><br />
November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Digitalisierung in der Wasserkraft | 25. Oktober <strong>2021</strong><br />
Stillst<strong>and</strong>sbetrieb und Konservierung | Rückbau in der konventionellen Kraftwerkstechnik<br />
Dezember <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong> „<strong>VGB</strong>100PLUS“, 22. und 23. September <strong>2021</strong>, Essen/Deutschl<strong>and</strong>: Berichte, Impressionen | 26. November <strong>2021</strong><br />
Forschung für Stromerzeugung & Speicherung | Brennst<strong>of</strong>ftechnik und Feuerungen<br />
Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. separate „Autorenhinweise“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe<br />
Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s.a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgb.org Menü: Publikationen).<br />
Kontakt: <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH, Deilbachtal 173, 45257 Essen | Chefredakteur: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Redaktion: Tel.: +49 201 8128-300 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: pt-presse@vgb.org<br />
Anzeigen und Vertrieb: Sabine Kuhlmann und Gregor Scharpey<br />
Tel.: +49 201 8128-212 | Fax: +49 201 8128-302 | E-Mail: ads@vgb.org<br />
Im WWW: www.vgb.org/mediadaten.html<br />
Media-In<strong>for</strong>mationen <strong>2021</strong><br />
Die Media-In<strong>for</strong>mationen <strong>2021</strong><br />
der <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> mit<br />
– Kurzcharakteristik<br />
der technischen Fachzeitschrift<br />
– Themenschwerpunkten <strong>2021</strong>,<br />
– Anzeigenpreisen<br />
und<br />
– Kontaktdaten<br />
www.vgb.org ⇒ PUBLIKATIONEN<br />
The Media In<strong>for</strong>mation <strong>2021</strong><br />
<strong>of</strong> <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> are available.<br />
– Main characteristics<br />
<strong>of</strong> the technical journal<br />
– Main topics in <strong>2021</strong><br />
– Advertisement rate card<br />
<strong>and</strong><br />
– Contact data<br />
www.vgb.org ⇒ Publications<br />
| <strong>International</strong>e Fachzeitschrift für die Erzeugung<br />
und Speicherung von Strom und Wärme<br />
| Sonderpublikationen zu <strong>VGB</strong>-Veranstaltungen<br />
| Mediapartner Ihrer Veranstaltung<br />
| Online-Werbung und Jobörse<br />
Kurzcharakteristik ∙ Themen ∙ Anzeigenpreisliste ∙ Kontakte<br />
MEDIADATEN <strong>2021</strong><br />
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