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

REDISPATCH 2.0<br />

FÜR ANLAGENBETREIBER<br />

24. JUNI <strong>2021</strong><br />

LIVE & ONLINE<br />

Grid stability?<br />

Challenges increase<br />

as generation<br />

portfolio changes<br />

Opportunities <strong>for</strong><br />

<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

Programme out !<br />

<strong>VGB</strong> CONGRESS <strong>2021</strong><br />

100 PLUS<br />

ESSEN, GERMANY<br />

22 AND 23 SEPTEMBER <strong>2021</strong><br />

PLUS<br />

l Recent <strong>and</strong> interesting in<strong>for</strong>mation on energy supply.<br />

l 100+ years <strong>of</strong> <strong>VGB</strong>. Future challenges <strong>and</strong> their solutions.<br />

l Benefit from expertise <strong>and</strong> exchange with the community.<br />

Photos ©: Gr<strong>and</strong> Hall

Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 5 l <strong>2021</strong><br />

<strong>VGB</strong> Webconference<br />

Redispatch 2.0 für Anlagenbetreiber<br />

| 24 Juni <strong>2021</strong><br />

Live & OnLine<br />

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 />

www.vgb.org<br />

<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 />

Download unter folgender Webadresse zur Verfügung:<br />

https://www.vgb.org/jahresinhaltsverzeichnisse_d.html<br />

<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />

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

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Aufgrund der weiteren Einschränkungen durch die Covid-19/Corona<br />

Krise führen wir unser kostenloses Onlineangebot weiter.<br />

Lesen Sie die <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online unter<br />

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5

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with alle issues from 1990 to 2020:<br />

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1/2 2012<br />

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<strong>Generation</strong> Mix<br />

• Flexibility <strong>and</strong><br />

<strong>Storage</strong><br />

1/2 2012<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> <strong>Generation</strong><br />

The electricity sector<br />

at a crossroads<br />

The role <strong>of</strong><br />

renewables energy<br />

in Europe<br />

Power market,<br />

technologies <strong>and</strong><br />

acceptance<br />

Dynamic process<br />

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engineering tool<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 />

1/2 2012<br />

European<br />

<strong>Generation</strong> Mix<br />

• Flexibility <strong>and</strong><br />

<strong>Storage</strong><br />

The electricity sector<br />

at a crossroads<br />

The role <strong>of</strong><br />

renewables energy<br />

in Europe<br />

Power market,<br />

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Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />

ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />

<strong>International</strong> <strong>Journal</strong> <strong>for</strong> <strong>Electricity</strong> <strong>and</strong> <strong>Heat</strong> Generat<br />

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ISSN 1435–3199 · K 123456 l <strong>International</strong> Edition<br />

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019<br />

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Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />

© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />

Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />

© Sergey Nivens - Fotolia<br />

<strong>VGB</strong> PowerTech<br />

Contact: Gregor Scharpey<br />

Tel: +49 201 8128-200<br />

mark@vgb.org | www.vgb.org<br />

The international journal <strong>for</strong> electricity <strong>and</strong> heat generation <strong>and</strong> storage.<br />

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· 1990 bis 2020 · · 1990 bis 2020 ·<br />

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Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2018<br />

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Essen | Germany | 2019<br />

· CD 2020 · · CD 2020 ·<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 />

Wir sind ein innovativer Hersteller von Hochdruckarmaturen<br />

mit einem umfassenden Programm für<br />

St<strong>and</strong>ard- und Sonderarmaturen.<br />

Mit unserem besonderen Branchen-Know-how,<br />

unseren technologischen Innovationen und eigenen<br />

Patenten betreuen wir europaweit namhafte<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 />

www.verbund.com (211571619)<br />

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HEIZFLÄCHENREINIGUNGSSYSTEME<br />

Unsere Stärken<br />

• Lieferung von Sonderteilen, auch wenn vom Hersteller nicht mehr lieferbar.<br />

Wir haben z.Z. über 100 Ventilgehäuse und Getriebemotore<br />

für verschiedene Rußbläsertypen im eigenen Lager!<br />

• Expressfertigung von Blas-/Lanzenrohren und Innenrohren<br />

für Rußbläser innerhalb von 2 bis 10 Tagen<br />

• Leerzug Reinigung mit Wassersprühreinigungssystem MARA vor Stillst<strong>and</strong><br />

• Kürzeste Reaktionszeiten durch eigene Fertigung<br />

Lieferprogramm<br />

• Rußbläser<br />

• Sprühreinigungssysteme<br />

• Klopfvorrichtungen (mechanisch oder pneumatisch)<br />

• Kugelregenanlagen<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 />

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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 />

24

<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 />

25

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 />

26

<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 />

27

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 />

28

<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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46

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[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 />

bundesnetzagentur.de/SharedDocs/<br />

Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/<br />

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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KWO. Atomwirtschaft, December<br />

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Daten des Kernkraftwerks Stade. Atomwirtschaft,<br />

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Version 2015-11.<br />

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Karlsruhe, Atomwirtschaft, July/August<br />

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Atucha. Changed reprint from<br />

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[14] Hirmer, G., Seifert, W.: Das Kernkraftwerk<br />

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 />

[1] <strong>International</strong> Atomic Energy Agency, Decommissioning<br />

<strong>of</strong> Nuclear Facilities, IAEA-<br />

TECDOC-179,” IAEA, Vienna (1975).<br />

[2] <strong>International</strong> Atomic Energy Agency, Status<br />

<strong>of</strong> the Decommissioning <strong>of</strong> Nuclear Facilities<br />

around the World, IAEA-TEC-<br />

DOC-179,” IAEA, Vienna (2004).<br />

[3] <strong>International</strong> Atomic Energy Agency, Radiological<br />

Characterization <strong>of</strong> Shut Down<br />

Nuclear Reactors <strong>for</strong> Decommissioning Purposes,”<br />

Technical Reports Series No. 389,<br />

IAEA, Vienna (1998).<br />

[4] Bouhaddane, A., <strong>and</strong> Gabriel Farkas, Calculation<br />

<strong>of</strong> induced activity in the V-230 reactor,”<br />

(2013).<br />

[5] Tanaka, Ken-ichi, <strong>and</strong> Jun Ueno, Development<br />

<strong>of</strong> a reliable estimation procedure <strong>of</strong><br />

radioactivity inventory in an BWR plant due<br />

to neutron irradiation <strong>for</strong> decommissioning,”<br />

EPJ Web <strong>of</strong> Conferences, Vol. 153,<br />

EDP Sciences, 2017.<br />

[6] Schlomer, Luc, Peter-W. Philippen, <strong>and</strong><br />

Bernard Lukas, Activation calculation <strong>for</strong><br />

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 />

[9] Westinghouse, LTR-REA-11-65, Rev. 0<br />

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 />

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© <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 />

Diese DVD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />

© <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 />

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Number/<br />

Bestell-Kennz.<br />

Title/Titel<br />

Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />

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<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 />

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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 />

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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 />

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Number/<br />

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<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 />

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<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 />

Advertisement Rate Card<br />

No. 52 <strong>of</strong> 1 January <strong>2021</strong><br />

Advertising Representation<br />

<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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• Der Abwicklung von Exportaufträgen, der Auswertung und<br />

Anwendung ausländischer, technischer Regelwerke und<br />

Dokumentationen sowie bei technischen Übersetzungen<br />

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