VGB POWERTECH 7 (2021) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 7 (2021). Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us! Optimisation of power plants. Thermal waste utilisation.
VGB PowerTech - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 7 (2021).
Technical Journal of the VGB PowerTech Association. Energy is us!
Optimisation of power plants. Thermal waste utilisation.
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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 />
7 <strong>2021</strong><br />
Focus<br />
• Optimisation <strong>of</strong><br />
power plants<br />
• Thermal waste<br />
utilisation<br />
Recommendations <strong>for</strong><br />
vibration monitoring<br />
equipment on steam<br />
turbines<br />
Cooperation <strong>of</strong><br />
operating personnel<br />
<strong>and</strong> AI<br />
WEB-CONFERENCE<br />
<strong>VGB</strong>/VERBUND EXPERT EVENT<br />
DIGITALIZATION IN HYDROPOWER<br />
14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2021</strong><br />
| LIVE & ONLINE<br />
| VIRTUAL DEMONSTRATIONS<br />
| PRESENTATIONS BY: ALPIQ | AXPO | EDP<br />
ENGIE | FORTUM | HYDRO-QUÉBEC | RWE<br />
STATKRAFT | UNIPER | VERBUND<br />
German coal<br />
phase-out 360°<br />
Carbon prices<br />
<strong>and</strong> their impact<br />
on coal power<br />
Publication <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. l www.vgb.org<br />
ISSN 1435–3199 · K 43600 l <strong>International</strong> Edition<br />
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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 />
l Key Note:<br />
Pr<strong>of</strong>. E.U. von Weizsäcker<br />
Come on! What we need<br />
to change to survive!<br />
Photos ©: Gr<strong>and</strong> Hall
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Editorial<br />
Look at the overall system: Develop <strong>and</strong><br />
exp<strong>and</strong> a modern energy infrastructure<br />
Dear Ladies <strong>and</strong> Gentlemen,<br />
The fact that we do not hold<br />
8 January <strong>2021</strong> in Europe as<br />
a day with bad memories is<br />
certainly due, among other<br />
things, to the fact that there<br />
is still sufficient controllable,<br />
flexible power generation<br />
capacity available, as well as<br />
to targeted measures at the<br />
level <strong>of</strong> grid operation.<br />
What had happened? On<br />
8 January <strong>2021</strong>, at around<br />
14:05 noon, Europe was on<br />
the verge <strong>of</strong> a blackout.<br />
In a substation in Croatia, an overcurrent circuit breaker<br />
on the 400 kV high-voltage level tripped. As a result, quasicascade-like<br />
further failures <strong>of</strong> both power lines <strong>and</strong> substations<br />
in south-eastern Europe led to a crisis-like development<br />
<strong>of</strong> the operating condition in the entire European<br />
interconnected power grid. Consequently, the grid was<br />
automatically separated into a south-eastern <strong>and</strong> a northwestern<br />
grid section. Since be<strong>for</strong>e this separation the geographical<br />
distribution <strong>of</strong> electricity generation was uneven<br />
- electricity was transported from east to west - this led to<br />
a frequency increase to 50.6 Hz in the eastern part <strong>and</strong> a<br />
frequency decrease to 49.74 Hz in the western part. One<br />
<strong>and</strong> two blackouts due to these critical deviations from the<br />
normal grid frequency <strong>of</strong> exactly 50 Hz could be avoided.<br />
In the north-western sub-grid with “missing generation”,<br />
large power plants <strong>of</strong> all generation types compensated <strong>for</strong><br />
the generation deficit after the first interception by the flywheels<br />
<strong>of</strong> the rotating machine sets with additional rapid<br />
power increase. In addition, contracted loads in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong><br />
industrial consumers with a total capacity <strong>of</strong> 1.7 GW could<br />
be taken <strong>of</strong>f the grid, especially in France <strong>and</strong> Italy. In the<br />
south-eastern part, the grid situation was eased by quickly<br />
shutting down generation capacities <strong>and</strong> switching from<br />
generation to pumping operation at hydropower plants.<br />
Both the triggering event <strong>and</strong> the consequences <strong>and</strong> countermeasures<br />
have been analysed <strong>and</strong> documented in detail<br />
in the meantime. ENTSO-E, the association <strong>of</strong> European<br />
grid <strong>and</strong> transmission system operators, has published detailed<br />
documents on this subject, which are available on the<br />
website, www.entsoe.eu.<br />
In its white paper “Energy is us – Being Part <strong>of</strong> the Future<br />
Energy System “*, <strong>VGB</strong> PowerTech refers to eight strategic<br />
fields <strong>of</strong> action that are coupled to achieve a sustainable,<br />
environmentally friendly, secure <strong>and</strong> economic energy supply.<br />
Exp<strong>and</strong>ing renewables, strengthening flexibility in the<br />
energy system <strong>and</strong> ensuring security <strong>of</strong> supply are three key<br />
topics in the light <strong>of</strong> 8 January <strong>2021</strong>.<br />
The aspect <strong>of</strong> “Develop <strong>and</strong> exp<strong>and</strong> <strong>of</strong> a modern energy infrastructure”<br />
should be taken up here as another:<br />
“In addition to power grids, a modern energy infrastructure<br />
also includes digital infrastructure, various systems <strong>and</strong> actors<br />
– e.g. in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> virtual power plants – seamlessly<br />
interacting together in a network. The connection <strong>of</strong> neighboring<br />
transmission networks through interconnections<br />
contributes significantly to system flexibility <strong>and</strong> security <strong>of</strong><br />
supply. The European Union has there<strong>for</strong>e set itself the goal<br />
<strong>of</strong> increasing the share <strong>of</strong> interconnections to 15 percent by<br />
2030. This means that every EU member country should be<br />
able to transfer 15 percent <strong>of</strong> its electricity capacity to its<br />
neighboring countries.<br />
In addition to network <strong>and</strong> IT infrastructure, the placement<br />
<strong>of</strong> the systems also plays an important role. The expansion<br />
<strong>of</strong> plants dedicated to renewable energies should go h<strong>and</strong><br />
in h<strong>and</strong> with the expansion <strong>of</strong> the power grid <strong>and</strong> take into<br />
account the geographical distribution <strong>of</strong> the existing generation<br />
<strong>and</strong> load. Another example is plants dedicated to indirect<br />
sector coupling, which should be placed as close as possible<br />
to renewable energy plants <strong>and</strong> at junctions between<br />
electricity <strong>and</strong> gas networks.”<br />
It is there<strong>for</strong>e important to think holistically, multidimensionally,<br />
when it comes to electricity supply - secure, environmentally<br />
friendly, sustainable <strong>and</strong> competitive. <strong>Generation</strong>,<br />
distribution <strong>and</strong> consumption are more closely interlinked<br />
than in any other sector <strong>of</strong> our lives, <strong>and</strong> a holistic view is<br />
required <strong>for</strong> the implementation <strong>of</strong> development potential,<br />
including that <strong>of</strong> technology, which ultimately creates this<br />
implementation in the first place.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Editor in Chief<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen, Germany<br />
* www.vgb.org/en/leitbild_2019.html<br />
1
Editorial <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Der Blick auf´s Ganze: Entwicklung und Ausbau<br />
einer modernen Energieinfrastruktur<br />
Liebe Leserinnen und Leser,<br />
dass wir den 8. Januar <strong>2021</strong><br />
in Europa nicht als einen<br />
Tag mit schlechten Erinnerungen<br />
halten, ist unter<br />
<strong>and</strong>erem sicherlich noch<br />
ausreichend vorh<strong>and</strong>enen<br />
regelbaren, flexiblen<br />
Stromerzeugungskapazitä ten<br />
sowie zielgerechten Maßnahmen<br />
auf Ebene des Netzbetriebs<br />
zu verdanken.<br />
Was war geschehen? Am 8.<br />
Januar <strong>2021</strong>, gegen 14:05<br />
Uhr mittags, st<strong>and</strong> Europa<br />
kurz vor einem Blackout.<br />
In einem Umspannwerk in Kroatien löste auf der<br />
400-kV-Hochspannungsebene ein Überstromschutzschalter<br />
aus. Als Folge führten quasi kaskadenartige weitere<br />
Ausfälle von sowohl Stromleitungen als auch Schaltanlagen<br />
in Südosteuropa zu einer krisenhaften Entwicklung<br />
des Betriebszust<strong>and</strong>es im gesamten europäischen Stromverbundnetz.<br />
Folgerichtig wurde das Netz automatisch in<br />
einen südöstlichen und einen nordwestlichen Netzteil getrennt.<br />
Da vor dieser Trennung die geografische Verteilung<br />
der Stromerzeugung ungleich war – es wurde Strom von<br />
Ost nach West transportiert – führte dies zu einem Frequenzanstieg<br />
auf 50,6 Hz im Ostteil und einem Frequenzabfall<br />
im Westteil auf 49,74 Hz. Ein beziehungsweise mit der<br />
Netztrennung zwei Blackouts aufgrund dieser kritischen<br />
Abweichungen von der normalen Netzfrequenz von exakt<br />
50 Hz konnten vermieden werden. Im nordwestlichen Teilnetz<br />
mit „fehlender Erzeugung“ glichen Großkraftwerke aller<br />
Erzeugungsarten nach dem ersten Abfangen durch die<br />
Schwungmassen der rotierenden Maschinensätze mit zusätzlich<br />
schneller Leistungssteigerung das Erzeugungsdefizit<br />
aus. Außerdem konnten vertraglich vorgesehene Lasten<br />
in Form von Industrieverbrauchern mit einer Leistung<br />
von insgesamt 1,7 GW vor allem in Frankreich und Italien<br />
vom Netz genommen werden. Im südöstlichen Teil konnte<br />
die Netzsituation durch schnelle Abregelung von Erzeugungskapazitäten<br />
sowie Umschaltung von Erzeugungs- auf<br />
Pumpbetrieb bei Wasserkraftanlagen entspannt werden.<br />
Sowohl auslösendes Ereignis als auch Folgen und Gegenmaßnahmen<br />
sind zwischenzeitlich ausführlich analysiert<br />
und dokumentiert. ENTSO-E, der Verb<strong>and</strong> der europäischen<br />
Netz- und Übertragungsnetzbetreiber hat dazu ausführliche<br />
Dokumente veröffentlicht, die über die Webseite,<br />
www.entsoe.eu, zugänglich sind.<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech verweist in seinen White Paper „Energy<br />
is us – Being Part <strong>of</strong> the Future Energy System“* auf acht<br />
strategische H<strong>and</strong>lungsfelder, die für das Erreichen einer<br />
nachhaltigen, umweltfreundlichen, sicheren und wirtschaftlichen<br />
Energieversorgung gekoppelt sind. Ausbau der<br />
Erneuerbaren, Stärkung der Flexibilität im Energiesystem<br />
sowie Gewährleistung der Versorgungssicherheit sind im<br />
Lichte des 8. Januars <strong>2021</strong> drei maßgebliche Themen.<br />
Als ein weiteres soll hier der Aspekt der „Entwicklung und<br />
Ausbau einer modernen Energieinfrastruktur“ aufgegriffen<br />
werden:<br />
„Zu einer modernen Energieinfrastruktur zählt neben den<br />
Stromnetzen auch die digitale Infrastruktur, die die verschiedenen<br />
Anlagen sowie die Akteure – z.B. in Form von<br />
virtuellen Kraftwerken – mitein<strong>and</strong>er vernetzt. Die Verbindung<br />
benachbarter Übertragungsnetze durch Interconnections<br />
trägt wesentlich zur Systemflexibilität und zur<br />
Versorgungssicherheit bei. Daher hat sich die Europäische<br />
Union zum Ziel gesetzt, den Anteil der Interconnections bis<br />
2030 auf 15 Prozent zu erhöhen. Das bedeutet, dass jedes<br />
EU-Mitgliedsl<strong>and</strong> in der Lage sein sollte, 15 Prozent seiner<br />
Stromkapazitäten in seine Nachbarländer weiterzuleiten.<br />
Über die Netz- und IT-Infrastruktur hinaus spielt auch die<br />
Platzierung der Anlagen eine wichtige Rolle. So sollte der<br />
Ausbau von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien<br />
H<strong>and</strong> in H<strong>and</strong> mit dem Stromnetzausbau gehen und die<br />
geografische Verteilung der vorh<strong>and</strong>enen Erzeugung und<br />
der Last berücksichtigen. Ein weiteres Beispiel sind Anlagen<br />
zur indirekten Sektorkopplung, die möglichst nah an<br />
Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien sowie an Knotenpunkten<br />
zwischen Strom- und Gasnetz platziert sein<br />
sollten.“<br />
Es gilt also, bei der Stromversorgung – sicher, umweltschonend,<br />
nachhaltig und wettbewerbsfähig – im Ganzen,<br />
mehrdimensional zu denken. Erzeugung, Verteilung und<br />
Verbrauch sind wie in keinem <strong>and</strong>eren Sektor unseres Lebens<br />
eng mitein<strong>and</strong>er verknüpft und es gilt für die Umsetzung<br />
der Entwicklungspotenziale ein ganzheitlicher Blick,<br />
auch mit dem der Technik, die letztendlich eben jene Umsetzung<br />
erst schafft.<br />
Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann<br />
Chefredakteur <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Essen<br />
* www.vgb.org/leitbild_2019.html<br />
2
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Wie üblich bitten wir zunächst um einen Abstract.<br />
Platzieren Sie Ihren Abstract zugeordnet zu einem dieser vier Themenblöcke:<br />
1. Kompetenz und Sicherheit<br />
2. <strong>International</strong>e Trends und Entwicklungen<br />
3. Rückbau und Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
4. Zwischen- und Endlagerung<br />
Unser hochrangig besetztes Auswahlgremium freut sich auf Ihren Beitrag.<br />
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Contents <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>/VERBUND Expert Event<br />
“Digitalization in Hydropower <strong>2021</strong>”<br />
| 14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2021</strong><br />
Live & OnLine<br />
Enhanced digital controls can contribute to improving the per<strong>for</strong>mance<br />
<strong>of</strong> hydropower fleets, plants <strong>and</strong> equipment by reducing<br />
costs <strong>and</strong> optimizing asset management. Digital control systems<br />
can also play a major role in improving decision-making <strong>and</strong><br />
supporting operations to work more efficiently. The fact that a<br />
growing number <strong>of</strong> the world’s hydropower plants needs to be<br />
refurbished <strong>and</strong> modernised in the next few years makes the<br />
trans<strong>for</strong>mation process so highly challenging.<br />
The international <strong>VGB</strong>/VERBUND Expert Event will provide a<br />
comprehensive overview <strong>of</strong> all topics regarding digitalization in<br />
hydropower dealing mainly with the results <strong>of</strong> newly developed<br />
<strong>and</strong> implemented innovative digital measures, products <strong>and</strong> tools<br />
from the view <strong>of</strong> 11 leading hydropower operators.<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> 7 l <strong>2021</strong><br />
Looking at the big picture:<br />
Develop <strong>and</strong> exp<strong>and</strong> a modern energy infrastructure<br />
Der Blick auf´s Ganze:<br />
Entwicklung und Ausbau einer modernen Energieinfrastruktur<br />
Christopher Weßelmann 1<br />
Abstracts/Kurzfassungen 6<br />
Members‘ News 8<br />
Industry News 28<br />
News from Science & Research 30<br />
Power News 33<br />
Recommendations <strong>for</strong> vibration monitoring equipment<br />
on steam turbines from 0.8 MW to 800 MW<br />
Empfehlungen für die Ausrüstung der Schwingungsüberwachung<br />
an Dampfturbinen von 0,8 MW bis 800 MW<br />
Matthias Humer 36<br />
Cooperation <strong>of</strong> operating personnel <strong>and</strong> AI<br />
Combustion control in thermal waste treatment<br />
Kooperation von Mensch und KI<br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
Simon Geiger 40<br />
EnAppSys White Paper: German coal phase-out 360°<br />
EnAppSys Weißbuch: Deutscher Kohleausstieg 360°<br />
EnAppSys 46<br />
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency,<br />
low emissions coal-fired power plants<br />
Potenzielle Märkte für hocheffiziente, emissionsarme Kohlekraftwerke<br />
Stephen Mills 52<br />
Carbon prices <strong>and</strong> their impact on coal power<br />
CO 2 -Emissionspreise und ihre Auswirkungen auf die Kohleverstromung<br />
Stephanie Metzger 55<br />
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector<br />
Digitale Trans<strong>for</strong>mation des Kohlesektors<br />
Qian Zhu 57<br />
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic probability<br />
safety assessment <strong>for</strong> nuclear power plants<br />
Methodik der Ausrüstungsauswahl für die Sicherheitsbewertung<br />
für Erdbeben eines Kernkraftwerks<br />
Junghyun Ryu <strong>and</strong> Moosung Jae 61<br />
Comprehensive analytical study on the integrity <strong>of</strong> containment<br />
against hydrogen threats during severe accidents in 650 MWe PWR<br />
Analytische Studie zur Integrität des Sicherheitsbehälters bei schweren<br />
Unfällen mit Wasserst<strong>of</strong>ffreisetzung in einem 650-MWe-DWR<br />
Yu Jung Choi, Doo Yong Lee, Jin Yong Lee,<br />
Youn Joon Choo <strong>and</strong> Dae Young Lee 70<br />
4
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Contents<br />
Main topics:<br />
• Asset Management<br />
• Work<strong>for</strong>ce Management<br />
• Advanced Data Analytics<br />
• Plat<strong>for</strong>m Solutions<br />
• Digital Twins<br />
• Cyber Security<br />
• 3D Printing<br />
• Inspection & Measurement<br />
• Visualization (VR, AR, 3D GIS,…)<br />
• Infrastructural Requirements<br />
WEB-CONFERENCE<br />
<strong>VGB</strong>/VERBUND EXPERT EVENT<br />
DIGITALIZATION IN HYDROPOWER<br />
14 <strong>and</strong> 15 September <strong>2021</strong><br />
| LIVE & ONLINE<br />
| VIRTUAL DEMONSTRATIONS<br />
| PRESENTATIONS BY: ALPIQ | AXPO | EDP<br />
ENGIE | FORTUM | HYDRO-QUÉBEC | RWE<br />
STATKRAFT | UNIPER | VERBUND<br />
| Registration open: www.vgb.org<br />
For more in<strong>for</strong>mation please contact us:<br />
| Contact<br />
Eva Silberer<br />
Tel.: +49 201 8128-202<br />
E-mail: vgb-digi-hpp@vgb.org<br />
DIGIHYDRO<strong>2021</strong> Anzeige PT-cover.indd 1 16.08.<strong>2021</strong> 13:41:33<br />
Study on verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR<br />
experiment at the ATLAS-PAFS facility<br />
Studie zur Verifizierung des SPACE-Codes auf der Grundlage<br />
eines MSGTR-Experiments in der ATLAS-PAFS-Anlage<br />
Kyungho Nam 77<br />
<strong>VGB</strong> oil laboratory tests oil blends to avoid cost-intensive<br />
oil change in a hydropower plant<br />
Ölmischbarkeitsversuche im <strong>VGB</strong>-Öllabor<br />
vermeiden kostenintensiven Ölwechsel<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 85<br />
Operating results 87<br />
<strong>VGB</strong> News 92<br />
Personalien 92<br />
Inserentenverzeichnis 94<br />
Events 95<br />
Imprint 96<br />
Preview <strong>VGB</strong> PowerTech 8|<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 />
free online service at YUMPU. Read <strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> at<br />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> online<br />
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 />
https://www.yumpu.com/user/vgbpowertech<br />
5
Abstracts <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Recommendations <strong>for</strong> vibration monitoring<br />
equipment on steam turbines<br />
from 0.8 MW to 800 MW<br />
Matthias Humer<br />
Up to now, there is no concept <strong>for</strong> vibration<br />
monitoring <strong>and</strong> vibration protection <strong>of</strong> the rotating<br />
machine sets tailored to the individual<br />
machine types. The measuring directions <strong>and</strong><br />
number <strong>of</strong> vibration transducers should normally<br />
be based on the existing st<strong>and</strong>ard DIN<br />
ISO 20816, i.e. in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> absolute bearing<br />
vibration transducers <strong>and</strong> relative shaft vibration<br />
transducers. In addition, the recommendations,<br />
which correspond to the current state <strong>of</strong><br />
knowledge gained with modern vibration diagnostic<br />
monitoring systems, should be observed.<br />
Shaft <strong>and</strong> bearing vibration transducers should<br />
be placed in each measuring plane at comparable<br />
measuring locations in the same measuring<br />
direction. The measuring directions should be<br />
identical <strong>for</strong> the entire shaft train as far as possible.<br />
The reference transducer, which generates<br />
one pulse per revolution, should be provided<br />
redundantly <strong>and</strong> preferably be placed in the<br />
same measuring plane. The reference should be<br />
derived from a permanent marking, preferably<br />
a groove. The protection concept should be determined<br />
according to the type <strong>of</strong> machine to be<br />
monitored. Different considerations <strong>for</strong> triggering<br />
“alarms” <strong>and</strong> “shutdowns” adapted to the<br />
type <strong>of</strong> machine can be applied.<br />
Cooperation <strong>of</strong> operating personnel<br />
<strong>and</strong> AI<br />
Combustion control<br />
in thermal waste treatment<br />
Simon Geiger<br />
Thermal waste treatment plants operate close to<br />
maximum incineration capacity in this country.<br />
Despite high capacity utilization, there is still<br />
potential that can be exploited, <strong>for</strong> example,<br />
through the use <strong>of</strong> artificial intelligence (AI) <strong>for</strong><br />
combustion optimization. The following article<br />
describes the components <strong>and</strong> functionality<br />
<strong>of</strong> a modular system concept from STEAG Energy<br />
Services <strong>for</strong> AI-based combustion control<br />
<strong>for</strong> thermal waste treatment plants. In traditional<br />
combustion control, deviations from the<br />
planned plant behavior are not reacted to until<br />
they are evident from process data from measurements.<br />
Instead <strong>of</strong> such delayed, reactive<br />
control, AI acts proactively by identifying a deviation<br />
from desired process behavior be<strong>for</strong>e it<br />
occurs. This predictive approach to combustion<br />
optimization has multiple positive influences<br />
on a wide range <strong>of</strong> important control variables,<br />
such as the combustion process <strong>and</strong> steam mass<br />
flow. This is demonstrated, among other things,<br />
by concrete figures in a practical example at the<br />
end <strong>of</strong> this article.<br />
EnAppSys White Paper:<br />
German coal phase-out 360°<br />
This article provides an overview <strong>of</strong> the planned<br />
phase out <strong>of</strong> coal-fired electricity generation in<br />
Germany over the period 18 years <strong>and</strong> highlights<br />
the issues arising from those plans <strong>and</strong><br />
consequences <strong>for</strong> electricity generation sector<br />
in Germany. At the beginning <strong>of</strong> the 1990s<br />
hard coal <strong>and</strong> lignite comprised 58 % <strong>of</strong> German<br />
generation at 35.2 GW on average. Significant<br />
changes in the generation mix have occurred<br />
since then <strong>and</strong> the figures were 23.8 %<br />
<strong>and</strong> 14.4 GW in 2020. Further reductions are<br />
planned as Germany aims to become climate<br />
neutral by 2050 <strong>and</strong> these follow an existing<br />
programme <strong>of</strong> nuclear closures following Germany’<br />
decision after the Fukushima incident to<br />
phase out nuclear power. Some <strong>of</strong> the lignite<br />
power plants will be used as st<strong>and</strong>-by/security<strong>of</strong>-supply<br />
reserve, whereas the Federal Network<br />
Agency will have the right <strong>of</strong> assigning certain<br />
plants as system relevant <strong>and</strong> utilize them as<br />
grid reserve, as in the case <strong>of</strong> Heyden which was<br />
called back after the ultimate decommission decision<br />
in last December.<br />
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency, low<br />
emissions coal-fired power plants<br />
Stephen Mills<br />
Compared to older coal-based power generation<br />
systems, modern high efficiency, low emissions<br />
(HELE) power plants remain an attractive proposition<br />
in some economies. They can provide<br />
cleaner af<strong>for</strong>dable electricity, <strong>and</strong> are capable <strong>of</strong><br />
flexible cyclic <strong>and</strong> low load operation, increasingly<br />
needed to compensate <strong>for</strong> the fluctuating<br />
output from intermittent renewables supplying<br />
the same grid. Various countries are, or plan<br />
to, develop proposals <strong>for</strong> new coal-fired power<br />
generating capacity. This may be to replace outdated<br />
coal power plants, or to provide muchneeded<br />
electricity to populations where energy<br />
poverty is common. Even smaller-scale projects<br />
can have a major impact, particularly in emerging<br />
economies. Effective, af<strong>for</strong>dable electricity<br />
is a prerequisite <strong>for</strong> driving meaningful social<br />
<strong>and</strong> economic development.<br />
Carbon prices <strong>and</strong> their impact<br />
on coal power<br />
Stephanie Metzger<br />
Carbon pricing is viewed by many economists<br />
as the most cost-efficient method <strong>of</strong> reducing<br />
greenhouse gas emissions (GHGs), such as carbon<br />
dioxide (CO 2 ). Several countries <strong>and</strong> subnational<br />
jurisdictions have implemented carbon<br />
pricing policies since the 1990s, to mixed<br />
results. This report examines the EU Emissions<br />
Trading System (ETS), the US Regional Greenhouse<br />
Gas Initiative (RGGI), the Chinese ETS,<br />
<strong>and</strong> a number <strong>of</strong> smaller systems to illustrate<br />
the variety <strong>of</strong> carbon price designs that have<br />
been used. So far, market stability has been a<br />
major challenge <strong>for</strong> existing systems. Supply<br />
adjustment mechanisms, price floors <strong>and</strong> ceilings,<br />
<strong>and</strong> auction reserve prices have all helped<br />
to rebalance ETS markets.<br />
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector<br />
Qian Zhu<br />
The global power industry is undergoing the<br />
fundamental changes <strong>of</strong> decarbonisation, decentralisation<br />
<strong>and</strong> digitalisation. These pose<br />
significant challenges to energy systems <strong>and</strong> the<br />
coal sector, especially coal-fired power generation.<br />
The power sector has begun a digitalisation<br />
process that is trans<strong>for</strong>ming the way electricity<br />
is generated, transmitted <strong>and</strong> distributed,<br />
<strong>and</strong> will help it meet the challenges. A suite <strong>of</strong><br />
digital technologies such as the Industrial Internet<br />
<strong>of</strong> Things (IIoT), Big data, Analytics <strong>and</strong><br />
Artificial Intelligence (AI), Digital Twins, the<br />
Cloud, <strong>and</strong> Mobility have been developed <strong>and</strong><br />
are finding applications in power generation<br />
processes. Digitalising coal power plants with<br />
these innovative technologies will increase their<br />
efficiency, af<strong>for</strong>dability, reliability, <strong>and</strong> sustainability.<br />
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic<br />
probability safety assessment <strong>for</strong> nuclear<br />
power plants<br />
Junghyun Ryu <strong>and</strong> Moosung Jae<br />
In general, based on the internal events probability<br />
safety assessment (PSA) model, the number<br />
<strong>of</strong> basic events <strong>for</strong> structures, systems <strong>and</strong><br />
components (SSCs) considered in the PSA <strong>of</strong><br />
nuclear power plants is more than 1000. If all<br />
basic events are considered in the seismic probabilistic<br />
safety assessment (SPSA) model, the<br />
PSA model becomes excessively large <strong>and</strong> the<br />
result is extremely complicated. In this paper,<br />
after examining the screening criteria generally<br />
considered in SPSA in Korea <strong>and</strong> the United<br />
States, we propose a methodology <strong>for</strong> selecting<br />
equipment <strong>for</strong> SPSA that can improve the assessment<br />
results.<br />
Comprehensive analytical study on the<br />
integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen<br />
threats during severe accidents<br />
in 650 MWe PWR<br />
Yu Jung Choi, Doo Yong Lee, Jin Yong Lee, Youn<br />
Joon Choo <strong>and</strong> Dae Young Lee<br />
Regardless <strong>of</strong> installation <strong>of</strong> PARs (Passive Auto-catalyst<br />
Recombiners) at all operating NPPs<br />
(Nuclear Power Plants) in Korea as a countermeasure<br />
<strong>of</strong> hydrogen control during severe accidents<br />
after the Fukushima nuclear accidents,<br />
there are still concerns about hydrogen-related<br />
risks such as hydrogen combustion or explosion<br />
<strong>for</strong> the public. There<strong>for</strong>e, comprehensive analytical<br />
investigation on the integrity <strong>of</strong> a containment<br />
against hydrogen threats in NPPs was<br />
evaluated in this study. The Westinghouse type<br />
650 MWe PWR (Pressurized Water Reactor) was<br />
selected as the reference plant. The assessment<br />
results confirmed that the structural integrity <strong>of</strong><br />
the containment <strong>for</strong> the reference NPP against<br />
the hydrogen threats was within the safety criterion<br />
<strong>for</strong> the containment.<br />
Study on verification <strong>of</strong> SPACE code based<br />
on an MSGTR experiment at the<br />
ATLAS-PAFS facility<br />
Kyungho Nam<br />
A Multiple Steam Generator Tube Rupture<br />
(MSGTR) accident is defined in Korea as an<br />
accident in which more than five U-tubes <strong>of</strong> a<br />
steam generator break down. To underst<strong>and</strong><br />
the thermal hydraulic phenomena <strong>of</strong> a MSGTR<br />
accident, an experimental study was conducted<br />
by KAERI. The experiment was conducted to<br />
simulate the transient phenomena caused by<br />
the rupture <strong>of</strong> five U-tubes, <strong>and</strong> to validate the<br />
heat removal capacity <strong>of</strong> the Passive Auxiliary<br />
Feedwater System (PAFS) during the transient.<br />
In this paper, an MSGTR experiment at the AT-<br />
LAS-PAFS test facility was simulated using the<br />
SPACE code to verify the prediction capability<br />
<strong>of</strong> this code <strong>for</strong> multiple failure accident, which<br />
is involved in the design extension condition.<br />
As a sensitivity calculation results, it is also recommended<br />
that the PAFS model in SPACE code<br />
be applied to obtain more accurate prediction<br />
results about the PAFS operation by per<strong>for</strong>ming<br />
a safety analysis <strong>of</strong> the APR+ nuclear power<br />
plant.<br />
6
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Kurzfassungen<br />
Empfehlungen für die Ausrüstung der<br />
Schwingungsüberwachung an<br />
Dampfturbinen von 0,8 MW bis 800 MW<br />
Matthias Humer<br />
Es gibt bisher kein, auf die einzelnen Maschinentypen,<br />
zugeschnittenes Konzept für die<br />
Schwingungsüberwachung und den Schwingungsschutz<br />
der Maschinensätze. Die Messrichtungen<br />
und Anzahl der Schwingungsaufnehmer<br />
sollten sich im Normalfall an der bestehenden<br />
Norm DIN ISO 20816 anlehnen, also in Form<br />
von absoluten Lagerschwingungsgebern und relativen<br />
Wellenschwingungsgebern. Außerdem<br />
sollten die Empfehlungen, die dem aktuellen<br />
Kenntnisst<strong>and</strong> entsprechen, der mit modernen<br />
schwingungsdiagnostischen Überwachungssystemen<br />
gewonnen wurde, beachtet werden. Wellen-<br />
und Lagerschwingungsaufnehmer sollten<br />
in jeder Messebene an vergleichbaren Messorten<br />
in derselben Messrichtung platziert werden.<br />
Die Messrichtungen sollten für den gesamten<br />
Wellenstrang weitestgehend identisch sein. Der<br />
Referenzaufnehmer, welcher einen Impuls pro<br />
Umdrehung erzeugt, sollte redundant vorgesehen<br />
werden und vorzugsweise in der gleichen<br />
Messebene angebracht werden. Die Referenz<br />
sollte von einer dauerhaften Markierung, vorzugsweise<br />
einer Nut, abgeleitet werden. Entsprechend<br />
des zu überwachenden Maschinentyps<br />
ist das Schutzkonzept festzulegen. Hierbei<br />
können durchaus unterschiedliche Überlegungen<br />
zur Auslösung von „Alarmen“ und „Abschaltungen“<br />
angepasst auf den Maschinentyp<br />
zur Anwendung kommen.<br />
Kooperation von Mensch und KI<br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen<br />
Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
Simon Geiger<br />
Thermische Abfallverwertungsanlagen arbeiten<br />
hierzul<strong>and</strong>e nahe an der maximalen Verbrennungskapazität.<br />
Trotz hoher Auslastung gibt<br />
es aber dennoch Potenziale, die z.B. durch den<br />
Einsatz von Künstlicher Intelligenz (KI) zur Feuerungsoptimierung<br />
gehoben werden können.<br />
Der folgende Beitrag beschreibt die Best<strong>and</strong>teile<br />
und Funktionsweise eines modularen Systemkonzeptes<br />
von STEAG Energy Services zur<br />
KI-basierten Feuerleistungsregelung für thermische<br />
Abfallverwertungsanlagen. Obwohl thermische<br />
Abfallbeh<strong>and</strong>lungsanlagen (TAB) nahezu<br />
an der maximalen Verbrennungskapazität arbeiten,<br />
gibt es Potenziale, den Durchsatz weiter<br />
zu steigern, z.B. durch Einsatz von Künstlicher<br />
Intelligenz zur Feuerungsoptimierung. Der PiT<br />
Navigator Waste ist eine KI-basierte Feuerleistungsregelung<br />
für TAB. Die Grundlage für das<br />
modulare Systemkonzept von STEAG Energy<br />
Services bildet eine Kombination aus <strong>for</strong>tschrittlicher<br />
Dampfprognose mittels neuronaler<br />
Netze, erweiterter Prozesssteuerung (Advanced<br />
Process Control, APC) und intelligenter Datenverarbeitung.<br />
EnAppSys Weißbuch:<br />
Deutscher Kohleausstieg 360°<br />
Dieser Beitrag gibt einen Überblick über den<br />
geplanten Ausstieg aus der Kohleverstromung<br />
in Deutschl<strong>and</strong> über einen Zeitraum von 18<br />
Jahren und beleuchtet die Probleme, die sich<br />
aus diesen Plänen und den Konsequenzen für<br />
den Stromerzeugungssektor in Deutschl<strong>and</strong><br />
ergeben. Zu Beginn der 1990er-Jahre machten<br />
Stein- und Braunkohle mit durchschnittlich<br />
35,2 GW 58 % der deutschen Stromerzeugung<br />
aus. Seitdem hat sich der Stromerzeugungsmix<br />
erheblich verändert, und die Zahlen liegen bei<br />
23,8 % und 14,4 GW im Jahr 2020. Weitere Reduzierungen<br />
sind geplant, da Deutschl<strong>and</strong> bis<br />
2050 klimaneutral werden soll. Diese folgen auf<br />
ein bestehendes Programm zur Stilllegung von<br />
Kernkraftwerken, nachdem Deutschl<strong>and</strong> nach<br />
dem Fukushima-Unfall den Ausstieg aus der<br />
Kernenergie beschlossen hatte.<br />
Potenzielle Märkte für hocheffiziente,<br />
emissionsarme Kohlekraftwerke<br />
Stephen Mills<br />
Im Vergleich zu älteren kohlebasierten Stromerzeugungssystemen<br />
sind moderne hocheffiziente,<br />
emissionsarme Kraftwerke (HELE) in einigen<br />
Volkswirtschaften nach wie vor eine mögliche<br />
Option. Sie können sauberen und erschwinglichen<br />
Strom liefern und sind in der Lage, flexibel<br />
im zyklischen Betrieb und bei geringer Last<br />
zu arbeiten, was zunehmend er<strong>for</strong>derlich ist,<br />
um die schwankende Leistung der intermittierenden<br />
erneuerbaren Energien, die das gleiche<br />
Netz versorgen, auszugleichen. Verschiedene<br />
Länder arbeiten an Vorschlägen für neue kohlebefeuerte<br />
Stromerzeugungskapazitäten oder<br />
planen dies. Dabei kann es sich um den Ersatz<br />
veralteter Kohlekraftwerke h<strong>and</strong>eln oder um<br />
die Bereitstellung dringend benötigter Elektrizität<br />
für die Bevölkerung, wenn Energiearmut<br />
weit verbreitet ist. Auch kleinere Projekte können<br />
eine große Wirkung haben, insbesondere<br />
in Schwellenländern. Effektive, erschwingliche<br />
Elektrizität ist eine Voraussetzung für die Förderung<br />
einer sinnvollen sozialen und wirtschaftlichen<br />
Entwicklung.<br />
CO 2 -Emissionspreise und ihre Auswirkungen<br />
auf die Kohleverstromung<br />
Stephanie Metzger<br />
Die Bepreisung von Kohlendioxid wird von vielen<br />
Ökonomen als die kosteneffizienteste Methode<br />
zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen<br />
(THG) wie Kohlendioxid (CO 2 ) angesehen.<br />
Seit den 1990er-Jahren haben mehrere Länder<br />
und subnationale Verbünde Maßnahmen zur Bepreisung<br />
von Kohlendioxid eingeführt – mit unterschiedlichen<br />
Ergebnissen. In diesem Bericht<br />
werden das EU-Emissionsh<strong>and</strong>elssystem (ETS),<br />
die US-amerikanische Regional Greenhouse<br />
Gas Initiative (RGGI), das chinesische ETS und<br />
eine Reihe kleinerer Systeme untersucht, um<br />
die Vielfalt der verwendeten Kohlenst<strong>of</strong>fpreiskonzepte<br />
zu veranschaulichen. Bislang war die<br />
Marktstabilität eine große Heraus<strong>for</strong>derung für<br />
die bestehenden Systeme. Mechanismen zur Angebotsanpassung,<br />
Preisunter- und -obergrenzen<br />
und Auktionsreservepreise haben dazu beigetragen,<br />
die ETS-Märkte wieder ins Gleichgewicht<br />
zu bringen.<br />
Digitale Trans<strong>for</strong>mation des Kohlesektors<br />
Qian Zhu<br />
Die globale Energiewirtschaft befindet sich in<br />
einem grundlegenden W<strong>and</strong>el durch Dekarbonisierung,<br />
Dezentralisierung und Digitalisierung.<br />
Dies stellt die Energiesysteme und den Kohlesektor,<br />
insbesondere die Kohleverstromung, vor<br />
große Heraus<strong>for</strong>derungen. Der Energiesektor<br />
hat einen Digitalisierungsprozess eingeleitet,<br />
der die Art und Weise der Stromerzeugung,<br />
-übertragung und -verteilung verändert und<br />
ihm helfen wird, die Heraus<strong>for</strong>derungen zu bewältigen.<br />
Eine Reihe digitaler Technologien wie<br />
das industrielle Internet der Dinge (IIoT), Big<br />
Data, Analytik und künstliche Intelligenz (KI),<br />
digitale Zwillinge, die Cloud und Mobilität wurden<br />
entwickelt und finden Anwendung in den<br />
Stromerzeugungsprozessen. Die Digitalisierung<br />
von Kohlekraftwerken mit diesen innovativen<br />
Technologien wird deren Effizienz, Erschwinglichkeit,<br />
Zuverlässigkeit und Nachhaltigkeit erhöhen.<br />
Methodik der Ausrüstungsauswahl<br />
für die Sicherheitsbewertung für Erdbeben<br />
eines Kernkraftwerks<br />
Junghyun Ryu und Moosung Jae<br />
Auf der Grundlage des Modells für die Wahrscheinlichkeitsbewertung<br />
der Sicherheit interner<br />
Ereignisse (PSA) beträgt die Anzahl der<br />
Basisereignisse für Strukturen, Systeme und<br />
Komponenten (SSCs), die in der PSA von Kernkraftwerken<br />
berücksichtigt werden, im Allgemeinen<br />
mehr als 1000. Wenn alle Basisereignisse<br />
im Modell der seismischen probabilistischen<br />
Sicherheitsbewertung (SPSA) berücksichtigt<br />
werden, wird das PSA-Modell übermäßig groß<br />
und das Ergebnis ist äußerst kompliziert. In diesem<br />
Beitrag wird nach einer Untersuchung der<br />
in Korea und den Vereinigten Staaten allgemein<br />
bei SPSA berücksichtigten Screening-Kriterien<br />
eine Methodik zur Auswahl von Ausrüstungen<br />
für SPSA vorgeschlagen, die die Bewertungsergebnisse<br />
verbessern kann.<br />
Analytische Studie zur Integrität des<br />
Sicherheitsbehälters bei schweren Unfällen<br />
mit Wasserst<strong>of</strong>ffreisetzung<br />
in einem 650-MWe-DWR<br />
Yu Jung Choi, Doo Yong Lee, Jin Yong Lee, Youn<br />
Joon Choo und Dae Young Lee<br />
Ungeachtet der Installation von PARs (Passive<br />
Auto-Catalyst Recombiners) in allen in Betrieb<br />
befindlichen KKWs (Kernkraftwerken) in Korea<br />
als Gegenmaßnahme zur Kontrolle von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
bei schweren Unfällen nach den Nuklearunfällen<br />
in Fukushima, gibt es Bedenken über<br />
wasserst<strong>of</strong>fbedingte Risiken wie Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />
oder Explosion in der Öffentlichkeit.<br />
Im Rahmen dieser Studie wurde eine umfassende<br />
analytische Untersuchung der Integrität eines<br />
Sicherheitsbehälters zu Gefährdungen durch<br />
Wasserst<strong>of</strong>f in KKWs durchgeführt. Als Referenzanlage<br />
wurde der Westinghouse-PWR (Druckwasserreaktor)<br />
des Typs 650 MWe ausgewählt.<br />
Die Bewertungsergebnisse bestätigen, dass die<br />
strukturelle Integrität des Sicherheitsbehälters<br />
für das Referenz-KKW gegenüber Gefährdungen<br />
durch Wasserst<strong>of</strong>f innerhalb des Sicherheitskriteriums<br />
für den Sicherheitsbehälter lag.<br />
Studie zur Verifizierung des SPACE-Codes<br />
auf der Grundlage eines MSGTR-<br />
Experiments in der ATLAS-PAFS-Anlage<br />
Kyungho Nam<br />
Ein MSGTR-Unfall (Multiple Steam Generator<br />
Tube Rupture) wird in Korea als ein Unfall<br />
definiert, bei dem mehr als fünf U-Rohre eines<br />
Dampferzeugers ausfallen. Um die thermohydraulischen<br />
Phänomene eines MSGTR-Unfalls<br />
zu verstehen, wurde von KAERI eine experimentelle<br />
Studie durchgeführt. Das Experiment<br />
wurde durchgeführt, um die transienten Phänomene<br />
zu simulieren, die durch den Bruch von<br />
fünf U-Rohren verursacht werden, und um die<br />
Wärmeabfuhrkapazität des passiven Hilfsspeisewassersystems<br />
(PAFS) während des Transienten<br />
zu validieren. In diesem Beitrag wurde ein<br />
MSGTR-Experiment in der ATLAS-PAFS-Versuchsanlage<br />
mit dem SPACE-Code simuliert,<br />
um die Vorhersagefähigkeit dieses Codes für<br />
Mehrfachversagensunfälle zu überprüfen, die in<br />
der Auslegungserweiterung enthalten sind. Als<br />
Ergebnis der Sensitivitätsberechnung wird auch<br />
empfohlen, das PAFS-Modell im SPACE-Code<br />
anzuwenden, um genauere Vorhersageergebnisse<br />
über den PAFS-Betrieb zu erhalten, indem<br />
eine Sicherheitsanalyse des Kernkraftwerks<br />
APR+ durchgeführt wird.<br />
7
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Members´ News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´<br />
News<br />
Aquila Capital und Alpiq<br />
unterzeichnen 5-Jahres-<br />
Stromabnahmevertrag (PPA) für<br />
50-MW-Solarkraftwerk in Almeria<br />
• Der im Rahmen des PPA gelieferte<br />
Strom stammt zu 100 Prozent aus<br />
erneuerbaren Quellen und wird im<br />
50-MW-Solarpark von Aquila Capital im<br />
spanischen Almeria erzeugt.<br />
• Der Solarpark wird im dritten Quartal<br />
<strong>2021</strong> in Betrieb gehen und ist Teil des<br />
rund 2,3 GW umfassenden Portfolios<br />
von Aquila Capital in Spanien.<br />
(alpiq) Aquila Capital (Deutschl<strong>and</strong>), die<br />
Investment- und Industrieentwicklungsgesellschaft<br />
mit Fokus auf der Entwicklung<br />
und dem Management essenzieller Sachwertanlagen,<br />
und Alpiq, die Schweizer<br />
Stromproduzentin und Energiehändlerin,<br />
haben einen langfristigen Stromabnahmevertrag<br />
(Power Purchase Agreement –<br />
PPA) für den Solarpark „La Cabrita“ im<br />
spanischen Almeria geschlossen.<br />
Im Rahmen des 5-Jahres-PPA wird Aquila<br />
Capital ab Sommer <strong>2021</strong> zu 100 Prozent<br />
erneuerbare Energie zu wettbewerbsfähigen<br />
Preisen an Alpiq liefern. Der erzeugte<br />
Strom wird den Energiebedarf von 25 000<br />
spanischen Haushalten decken.<br />
„La Cabrita“ befindet sich in Almeria und<br />
wird eine installierte Kapazität von insgesamt<br />
50 MW haben. Sobald der Solarpark<br />
an das Netz angeschlossen ist, wird er jährlich<br />
87 GWh Solarenergie erzeugen, einschliesslich<br />
des von Alpiq bezogenen<br />
Stroms. Mit dem im Solarpark erzeugten<br />
Strom werden künftig pro Jahr 28.986<br />
Tonnen CO 2 -Emissionen eingespart.<br />
Marcos Dominguez, Director <strong>of</strong> Power Sales<br />
Iberia von Aquila Capital, betont: „Dieser<br />
PPA mit Alpiq ist ein Meilenstein für<br />
Aquila Capital in Spanien. Wir unterstreichen<br />
damit unsere Selbstverpflichtung zur<br />
Erzeugung von zu 100 Prozent klimaneutraler<br />
Energie im Hinblick auf die Energiewende.<br />
Dies ist der zweite langfristige Stromabnahmevertrag,<br />
den wir in Spanien unterzeichnet<br />
haben. Wir streben den Abschluss<br />
weiterer Verträge mit dieser Art<br />
Vermarktung an, da diese unserer Ansicht<br />
nach sowohl für uns als auch für die Käufer<br />
sehr attraktiv sind.“<br />
Guillermo Negro, Country Manager von<br />
Alpiq in Spanien, sagt: „Dieser Vertrag ist<br />
ein wichtiger Schritt hin zur klimaneutralen<br />
Energieversorgung in Spanien und<br />
steht im Einklang mit den ehrgeizigen Klimazielen<br />
des L<strong>and</strong>es. Alpiq möchte in den<br />
kommenden Jahren nachhaltige Werte<br />
schaffen. Wir unterstützen unsere Kunden<br />
Erneuerbare Wasserkraft in der Schweiz: Wasserkraftwerk Wildegg-Brugg (Foto: Axpo)<br />
beim Übergang zur Nachhaltigkeit, indem<br />
wir die Integration erneuerbarer Energiequellen<br />
in den spanischen Strommarkt voranbringen.<br />
Für beide Partner bedeutet<br />
dieser PPA zudem mehr Planungssicherheit.“<br />
LL<br />
www.alpiq.com (212251342)<br />
Axpo: Ausbau der Erneuerbaren<br />
zu langsam, Strom aus<br />
Wasserkraft in Gefahr<br />
(axpo) Der Schweizer Bundesrat hat die<br />
Botschaft zum Bundesgesetz über eine sichere<br />
Stromversorgung mit erneuerbaren<br />
Energien verabschiedet. Axpo begrüßt die<br />
Stoßrichtung, nicht aber Tempo und Maßnahmen.<br />
Axpo ist überzeugt, dass mit einer<br />
auktionierten, gleitenden Marktprämie<br />
nach internationalem Vorbild der Ausbau<br />
der Erneuerbaren schneller und günstiger<br />
vorankommt als mit den vorgesehenen Investitionsbeiträgen.<br />
Unverständlich ist zudem,<br />
dass bestehende Großwasserkraftanlagen<br />
nicht mehr unterstützt werden sollen.<br />
Das Rückgrat der Schweizer Stromversorgung<br />
ist gefährdet.<br />
Heute bestehen kaum Anreize für den<br />
Bau zusätzlicher Stromkapazitäten in der<br />
Schweiz. Entsprechend f<strong>and</strong> in den letzten<br />
20 Jahren kein nennenswerter Zubau bei<br />
den neuen erneuerbaren Energien statt.<br />
Während hierzul<strong>and</strong>e der Anteil von<br />
Wind und Photovoltaik nur rund fünf Prozent<br />
an der Stromproduktion ausmacht,<br />
liegt er beispielsweise in Dänemark bereits<br />
bei deutlich über der Hälfte, in Deutschl<strong>and</strong><br />
bei einen Drittel. Deshalb ist eine<br />
neue gesetzliche Grundlage dringend nötig,<br />
um die ambitionierten Ziele der Energiestrategie<br />
zu erreichen und einen wesentlichen<br />
Beitrag an das Nettonull-Ziel im<br />
Jahr 2050 zu leisten.<br />
Gleitende Marktprämie<br />
für mehr Winterstrom<br />
In seinem Gesetzesentwurf sieht der Bundesrat<br />
Investitionsbeiträge für alle erneuerbaren<br />
Energien vor. Diese können zwar,<br />
wenn sie genügend hoch sind, den gewünschten<br />
Zubau herbeiführen. Da die Investoren<br />
dabei aber für jede Anlage das<br />
volle Preisrisiko über Jahrzehnte tragen<br />
müssen, sind sie gezwungen, entsprechende<br />
Risikoprämien in ihre Kalkulationen<br />
aufzunehmen. Erschwerend kommt hinzu,<br />
dass die Strompreise maßgeblich durch politische,<br />
kaum kalkulierbare Entscheide<br />
auf europäischer Ebene beeinflusst werden.<br />
Die höheren Risikoprämien senken<br />
die Fördereffizienz und führen zu einem<br />
höheren Bedarf an Fördermitteln. Zudem<br />
sind Investitionsbeiträge in der Umsetzung<br />
mit hohem administrativen Aufw<strong>and</strong> verbunden,<br />
etwa um Gesuche zu prüfen und<br />
Auflagen zu kontrollieren.<br />
In der Vernehmlassungsantwort zum<br />
Energiegesetz und zusammen mit der Allianz<br />
Schweizer Energiewirtschaft hat Axpo<br />
ein alternatives Instrument vorgeschlagen:<br />
Eine auktionierte, gleitende Marktprämie<br />
nach internationalem Vorbild. Ein intensiver<br />
Wettbewerb zwischen den Auktionsteilnehmern<br />
würde eine Überförderung<br />
verhindern und dazu führen, dass die Investoren<br />
einen Teil des Marktpreisrisikos<br />
auf sich nehmen, um den Zuschlag zu erhalten.<br />
Auch würden durch die Ausschreibung<br />
nur die effizientesten Anlagen realisiert<br />
und es entstünde keine Warteliste.<br />
Dieses System wird in vielen Ländern, beispielsweise<br />
in Frankreich und Deutschl<strong>and</strong>,<br />
erfolgreich angew<strong>and</strong>t.<br />
8
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Axpo nimmt zur Kenntnis, dass der Bundesrat<br />
die Anregung, die Stromproduktion<br />
im Winterhalbjahr mit einem zusätzlichen<br />
Beitrag zu fördern, in die Vorlage aufgenommen<br />
hat. Doch Axpo ist nach wie vor<br />
überzeugt, dass das Instrument einer auktionierten,<br />
gleitenden Marktprämie mit<br />
differenzieren Vergütungssätzen für die<br />
Sommer- und Wintermonate höhere Anreize<br />
für Investoren zur Optimierung der Winterproduktion<br />
setzen und mehr Planungssicherheit<br />
bieten würde.<br />
Wasserkraft: Rückgrat der<br />
Stromversorgung gefährdet<br />
Neben dem Zubau von neuen Erneuerbaren<br />
(in der Schweiz vor allem Photovoltaik)<br />
kommt der Wasserkraft eine zentrale<br />
Rolle zu. Bereits heute ist sie für fast 60<br />
Prozent der gesamten Stromproduktion<br />
verantwortlich. Gemäss Bundesrat soll das<br />
Rückgrat der Schweizer Stromproduktion<br />
noch weiter ausgebaut werden. Die Realität<br />
ist aber leider eine <strong>and</strong>ere. Die europaweit<br />
mit Abst<strong>and</strong> höchsten Abgaben, ständig<br />
verschärfte ökologische Auflagen und<br />
die Unsicherheit über die künftigen regulatorischen<br />
und ökonomischen Rahmenbedingungen<br />
führen dazu, dass notwendige<br />
Investitionen ausbleiben und die produzierte<br />
Strommenge aus der Wasserkraft<br />
bereits heute im Abnehmen begriffen ist.<br />
Nicht nur der Ausbau, sondern sogar der<br />
Substanzerhalt ist gefährdet.<br />
Trotz dieser Ausgangslage fehlen im neuen<br />
Bundesgesetz Unterstützung und Anreize<br />
für Erneuerungsinvestitionen in Großwasserkraftanlagen<br />
über 5 MW komplett.<br />
Dies ist für Axpo nicht nachvollziehbar und<br />
läuft den energiepolitischen Zielen zuwider.<br />
Der Erhalt der bestehenden Großwasserkraftwerke<br />
ist für die Versorgungssicherheit<br />
und das Erreichen der Ziele für die<br />
Wasserkraft mindestens von gleicher Bedeutung<br />
wie der Zubau zusätzlicher Produktionskapazitäten.<br />
Die im Stromversorgungsgesetz vorgesehene<br />
vollständige Strommarktöffnung unterstützt<br />
Axpo klar, da sie bestehende<br />
Marktverzerrungen beseitigen und Innovationen<br />
auf Stufe der Haushalte und der lokalen<br />
Versorger auslösen wird.<br />
Axpo wird die Botschaft des Bundesrats<br />
nun eingehend prüfen. Sie wird ihre Expertise<br />
als größte Produzentin von erneuerbarer<br />
Energie und ihre Erfahrung aus 40 Ländern<br />
auch in den kommenden Monaten<br />
konstruktiv zur Verfügung stellen und ihren<br />
Beitrag für eine erfolgreiche Schweizer<br />
Energiezukunft leisten.<br />
LL<br />
www.axpo.com (212251350)<br />
Für die TÜV NORD EnSys GmbH & Co. KG ist wahlweise am<br />
St<strong>and</strong>ort Hamburg oder Hannover folgende Position zu<br />
besetzen:<br />
Sachverständiger*<br />
Sachverständige für Elektrooder<br />
Leittechnik im Bereich<br />
Energieinfrastruktursysteme<br />
Was Sie bei uns bewegen<br />
n Als langjährig erfahrener*erfahrene Sachverständiger*Sachverständige<br />
prüfen und bewerten Sie elektro- oder leittechnische<br />
Komponenten und Systeme in kerntechnischen Anlagen unter<br />
sicherheitstechnischen Gesichtspunkten und im Hinblick auf<br />
Auslegung, Aufbau und Funktion.<br />
n Sie führen eigenverantwortlich Prüfungen, Nachrüstungen und<br />
Inbetriebsetzungen durch und erarbeiten Lösungs- und<br />
Optimierungsvorschläge zu elektro- oder leittechnischen<br />
Fragestellungen innerhalb eines Teams.<br />
n Sie analysieren Vorkommnisse im Bereich der Elektro- und<br />
Leittechnik in Bezug auf ihre jeweiligen Auswirkungen sowie<br />
deren mögliche Übertragbarkeit der sicherheitstechnischen<br />
Folgen.<br />
n Sie beurteilen elektro- oder leittechnische Komponenten und<br />
Systeme im Zusammenhang mit dem Rückbau von Kernkraftwerken<br />
und der Lagerung von radioaktiven Abfällen.<br />
n Sie vertreten fachübergreifend die Ergebnisse von Prüfungen<br />
und Begutachtungen gegenüber Kunden, Aufsichtsbehörden,<br />
Herstellern und Betreibern.<br />
Was Sie ausmacht<br />
n Sie haben ein technisches Studium der Fachrichtung<br />
Elektrotechnik (Energietechnik, Automatisierungstechnik,<br />
Nachrichtentechnik) oder in einer vergleichbaren Disziplin<br />
abgeschlossen.<br />
n Sie verfügen über mind. 5 Jahre einschlägige Berufserfahrung<br />
in kerntechnischen Anlagen aus einem der folgenden<br />
Bereiche: Energieversorgung (Schaltanlagen, Notstromversorgung),<br />
Steuerungstechnik (u.a. SPS), Messtechnik (u.a.<br />
Störfallinstrumentierung) oder Leittechnik (u.a. Reaktorschutz,<br />
Begrenzungen).<br />
n Sie kennen das relevante kerntechnische Regelwerk<br />
(z.B. KTA-Regeln).<br />
n Sie bringen gute Englischkenntnisse in Wort und Schrift mit.<br />
n Sie zeichnen sich durch gutes Kommunikationsvermögen<br />
(mündlich wie schriftlich), eine engagierte, zielorientierte<br />
Arbeitsweise sowie durch analytisches Verständnis, Teamgeist<br />
und Kundenorientierung aus.<br />
n Sie besitzen den Führerschein der Klasse B und sind bereit<br />
Tätigkeiten im Außendienst (hauptsächlich Norddeutschl<strong>and</strong>)<br />
wahrzunehmen.<br />
Bewerben Sie sich bevorzugt online unter www.tuev-nord-group.<br />
com/de/karriere/stellenangebote über die<br />
JobID: <strong>2021</strong>EnSys14259. Bewerbungsschluss: keiner<br />
Bitte beachten Sie auf www.tuev-nord-group.com/de/karriere/<br />
auch unsere weiteren Stellenausschreibungen.<br />
TÜV NORD EnSys GmbH & Co. KG<br />
Ihre Ansprechperson: Theresa Meyer<br />
Tel.: 0511/998-62371<br />
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TÜV ®<br />
9
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Axpo: Hoher Erdbebenschutz des<br />
KKW Beznau bestätigt<br />
(axpo) Das eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat<br />
ENSI hat seinen Bericht<br />
zur Montageabweichung an zwei von sechs<br />
Notstromdieseln des Kernkraftwerks Beznau<br />
(KKB) veröffentlicht. Das ENSI kommt<br />
zum Schluss, dass das KKB trotz Montageabweichung<br />
sicher und gegen Erdbeben<br />
geschützt war.<br />
Als Konsequenz aus Fukushima erhöhte<br />
das ENSI 2012 die An<strong>for</strong>derungen an den<br />
Erdbebenschutz aller Schweizer Kernkraftwerke.<br />
Das KKB erbrachte damals die er<strong>for</strong>derlichen<br />
Nachweise mit positivem Ergebnis.<br />
2020 wurden jedoch die Montageabweichungen<br />
an den Notst<strong>and</strong>sdieseln<br />
festgestellt. Dadurch wurde erst im Nachhinein<br />
klar, dass die <strong>for</strong>malen An<strong>for</strong>derungen<br />
für den Fall eines Erdbebens, wie es<br />
nur einmal in 10‘000 Jahren zu erwarten<br />
ist, nicht vollständig erfüllt waren. Damit<br />
kam es während zweier Monate (April und<br />
Mai 2012) <strong>for</strong>mell zu einer Abweichung.<br />
Mit der Inbetriebnahme zweier nachgerüsteter<br />
Dieselgeneratoren im Juni 2012 wurden<br />
die Vorgaben gemäß Behörde wieder<br />
erfüllt.<br />
Das ENSI attestiert dem KKB dank verschiedener<br />
Nachrüstungen und weiterer<br />
Maßnahmen eine sehr hohe Erdbebensicherheit.<br />
Während der letzten Jahrzehnte<br />
hat Axpo rund 2,5 Milliarden Franken in<br />
die Zuverlässigkeit und Sicherheit der Anlage<br />
investiert. Auch während der Monate<br />
April und Mai 2012 war der Erdbebenschutz<br />
gleich hoch, wie in den Monaten<br />
und Jahren zuvor.<br />
Das KKB hat die Gründe für die Nichtentdeckung<br />
der Montageabweichung mittlerweile<br />
analysiert und verschiedene Maßnahmen<br />
werden umgesetzt. So wird beispielsweise<br />
bei laufenden Projekten mit<br />
zusätzlichen Checks geprüft, ob die gelieferten<br />
Komponenten mit der Auslegung<br />
übereinstimmen. Zudem werden bestehende<br />
Prozesse analysiert und gegebenenfalls<br />
angepasst.<br />
LL<br />
www.axpo.com (212251346)<br />
BKW: Mont-Soleil – Speicherung<br />
und Integration im Blickpunkt<br />
(bkw) Die Speichertechnologien und die<br />
Netzintegration der erneuerbaren Energien<br />
erhalten in diesem Jahr für die Société<br />
Mont-Soleil eine neue Dimension, da sie<br />
den Swiss Energypark in ihre Obhut<br />
nimmt. Weil die einmaligen Gegebenheiten<br />
der Platt<strong>for</strong>m Mont-Soleil im höheren<br />
Fachbildungswesen erkannt wurden, findet<br />
diesen Sommer eine Woche lang die<br />
dritte Ausgabe der „Summer PhD School<br />
Mont-Soleil“ statt. <strong>International</strong>e, auf<br />
Energie spezialisierte Doktor<strong>and</strong>en der<br />
Eidgenössischen Technische Hochschule<br />
Lausanne und der Universität Bern werden<br />
Gelegenheit haben, ihre Theorien mit den<br />
im Freiluftlabor Mont-Soleil durchgeführten<br />
Experimenten zu vergleichen.<br />
Das Sonnenkraftwerk Mont-Soleil speist<br />
seinen Strom in das Netz der Société des<br />
Forces Electriques de La Goule ein. Die dortige<br />
Region hat die Besonderheit, dass sie<br />
praktisch ihren gesamten Strombedarf aus<br />
lokaler, erneuerbarer Energie deckt. Diese<br />
Region ist auch der St<strong>and</strong>ort des Swiss<br />
Energypark, einer Innovationsplatt<strong>for</strong>m,<br />
die wie die Gesellschaft Mont-Soleil zum<br />
Ziel hat, Forschungsprojekten zu innovativen<br />
Lösungen im Bereich der Energiezukunft<br />
eine Testumgebung zu bieten.<br />
Im Jahr <strong>2021</strong> besteht die Aufgabe nicht<br />
mehr darin, das Potenzial der Photovoltaik<br />
aufzuzeigen, sondern darin, die Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
der intermittierenden Stromerzeugung<br />
im großen Maßstab zu bewältigen.<br />
Die Gesellschaft Mont-Soleil wird in<br />
Zukunft die Verwaltung und die Forschungsprojekte<br />
des Swiss Energypark koordinieren.<br />
Diese logische Annäherung ermöglicht<br />
es, neue Forschungsprojekte in<br />
Gang zu bringen.<br />
Anlässlich der Würdigung seines Vorgängers<br />
Martin Pfisterer, der nach 30 Jahren in<br />
Pension geht, hält der neue Präsident,<br />
Cédric Zbinden, fest, dass die Daseinsberechtigung<br />
des Unternehmens angesichts<br />
des weltweiten Booms der Solarenergie<br />
und der damit verbundenen Heraus<strong>for</strong>derungen<br />
für die zuverlässige Versorgung der<br />
Kunden nach wie vor aktuell ist. Und er ergänzt:<br />
„Die Produktion aus erneuerbaren<br />
Energien und die Forschung in diesem Gebiet<br />
gehören heute zur DNA der Region.<br />
Diese war stets Pionierin und <strong>of</strong>fen gegenüber<br />
diesen Technologien“. Adolf Ogi, der<br />
1992 als zuständiger Bundesrat an der Einweihung<br />
des Sonnenkraftwerks teilnahm,<br />
kehrte zu dem Anlass nach Mont-Soleil<br />
zurück und würdigte die entscheidende<br />
Bedeutung, die der Gesellschaft dank der<br />
von ihrem Gründer Martin Pfisterer initiierten<br />
Entwicklungs- und Kommunikationsarbeit<br />
zukommt.<br />
Kontakte zu Hochschulen münden<br />
in neue Forschungsprojekte<br />
Die dritte Ausgabe der „PhD Summer<br />
School Mont-Soleil“ findet <strong>2021</strong> vom 9. bis<br />
14. August statt. Es h<strong>and</strong>elt sich um einen<br />
praktischen Lehrgang für Doktor<strong>and</strong>en in<br />
einem Freiluftlabor mit international renommierten<br />
Dozenten sowie Fachspezialisten<br />
der Bereiche Klima, Umwelt, erneuerbare<br />
Energien, Stromnetze und Speicherung.<br />
Die engen Kontakte der Gesellschaft<br />
Mont-Soleil mit universitären Fachinstitutionen<br />
verleihen den Forschungsarbeiten<br />
auf dem Gelände frische Impulse.<br />
LL<br />
www.axpo.com (212251354)<br />
BKW: Mont-Soleil – Speicherung und Integration im Blickpunkt<br />
10
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
BKW: Baustart Wasserkraftwerk<br />
Arvigo in Calanca<br />
• Ab 2022 erneuerbarer und regionaler<br />
Strom für rund 1.100 Haushalte<br />
(bkw) Im Calancatal (GR) entsteht entlang<br />
des Rià di Arvigo ein Kleinwasserkraftwerk.<br />
Die Bauarbeiten dazu haben im Mai<br />
<strong>2021</strong> gestartet. Nach knapp zweijähriger<br />
Bauzeit geht das Kraftwerk voraussichtlich<br />
im Spätherbst 2022 in Betrieb. Ab dann<br />
wird es jährlich ca. 5,0 Gigawattstunden<br />
Strom produzieren. Diese Menge reicht für<br />
rund 1.100 Haushalte.<br />
Im Mai <strong>2021</strong> haben die Bauarbeiten für<br />
das Wasserkraftwerk Arvigo im Calancatal<br />
gestartet. Ab Spätherbst 2022 nutzt das<br />
Kraftwerk das 710 Meter hohe Gefälle des<br />
Rià di Arvigo zwischen dem Zusammenfluss<br />
des Rià della Pianca und des Rià d’Auriglia<br />
bis hinunter ins Dorf Arvigo. Mit einer<br />
Peltonturbine wird es über eine Leistung<br />
von 1,7 Megawatt verfügen. Jährlich<br />
produziert das Kraftwerk ca. 5,0 Gigawattstunden<br />
erneuerbaren Strom und deckt<br />
den Bedarf von rund 1’100 Haushalten.<br />
Das Kraftwerk leistet damit einen wichtigen<br />
Beitrag zur Stromversorgung in der<br />
Region.<br />
Kraftwerksgesellschaft baut<br />
und betreibt Kraftwerk<br />
Für die Planung, die Bauausführung und<br />
den Betrieb der Anlage wurde die Kraftwerkgesellschaft<br />
Idro Arvigo SA mit Sitz in<br />
Arvigo gegründet. Diese ist zusammengesetzt<br />
aus der BKW (Beteiligung 95,16 Prozent)<br />
und der Gemeinde Calanca (4,84<br />
Prozent). Die Gesamtinvestitionen für das<br />
neue Kraftwerk betragen rund 11 Millionen<br />
Franken.<br />
Bauetappen<br />
• 10. Mai <strong>2021</strong>: <br />
Baustart mit Aushub Baugrube Zentrale<br />
• Bis November <strong>2021</strong>: Rohbau Zentrale<br />
• Juli – Oktober <strong>2021</strong>:<br />
Rohbau Wasserfassung in Pianca<br />
• September <strong>2021</strong> – September 2022:<br />
Bau Druckleitung von Wasserfassung<br />
und Zentrale aus, je bis Rüncon<br />
• April 2022 – Spätherbst 2022:<br />
Innenausbau, Montage<br />
Elektromechanik, Fertigstellung,<br />
Inbetriebnahme<br />
LL<br />
www.bkw.ch (212251358)<br />
ČEZ: Lower emissions <strong>and</strong> water<br />
consumption, faster innovation -<br />
sustainable development report at<br />
the ČEZ group maps out the<br />
company’s “greening”<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 />
Kunden aus dem Energiesektor und der Industrie.<br />
Wir bieten Full-Service rund<br />
um Ihre Armaturen<br />
(cez) The annual reduction <strong>of</strong> greenhouse<br />
gas emissions has been a tradition at the<br />
ČEZ Group <strong>for</strong> several years now, last year<br />
being no exception. The ČEZ Group succeeded<br />
in reducing emissions <strong>of</strong> greenhouse<br />
gases by 15 % year-on-year, meaning<br />
a reduction <strong>of</strong> one-fifth in the past three<br />
years. Alongside its progressing decarbonisation,<br />
the company increased the generation<br />
<strong>of</strong> energy from renewable sources by<br />
more than 7 % <strong>and</strong> accelerated the construction<br />
<strong>of</strong> public charging points <strong>for</strong> electric<br />
cars by 50 %. The current Sustainable<br />
Development Report maps out the individual<br />
steps that ČEZ has taken on the road to<br />
clean energy. The report also defines ambitious<br />
targets <strong>for</strong> the future within Vision<br />
2030 Clean Energy <strong>for</strong> Tomorrow.<br />
The ČEZ Group takes the threat <strong>of</strong> global<br />
warming seriously. In 2015, <strong>for</strong> example, it<br />
actively subscribed to the conclusions <strong>of</strong><br />
the Paris Accord <strong>and</strong> undertook to achieve<br />
carbon-neutral production by the middle<br />
<strong>of</strong> the century. In the past five years ČEZ<br />
succeeded in reducing the emission intenaas<br />
gmbh<br />
Armaturen Anlagen Service<br />
Rudolf-Diesel-Str. 105<br />
46485 Wesel | Germany<br />
+49 (0)281 206980-0<br />
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Konstruktion und Fertigung<br />
von Neuarmaturen<br />
Planung / Durchführung von<br />
Revision, Wartung und Reparatur<br />
Reproduktion von Ersatzteilen<br />
Sicherheitsventilprüfung<br />
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www.aasgmbh.de<br />
11
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
sity <strong>of</strong> the production portfolio by 25 %.<br />
Climate change, however, dem<strong>and</strong>s a more<br />
radical <strong>and</strong> faster approach, <strong>and</strong> <strong>for</strong> this<br />
reason ČEZ presented its accelerated strategy<br />
in May <strong>of</strong> this year. The strategy has<br />
been designed to achieve ambitious targets<br />
in the sphere <strong>of</strong> decarbonisation <strong>and</strong> environmental<br />
protection by the end <strong>of</strong> the decade.<br />
Specifically, <strong>for</strong> example, the ČEZ<br />
Group will by 2025 reduce CO 2 emissions<br />
on the MWh <strong>of</strong> electricity generated by<br />
33 % in comparison with the year 2018.<br />
In addition to the environment, the new<br />
vision also considers social relations <strong>and</strong><br />
the method <strong>of</strong> governance at the company.<br />
The Sustainable Development Report has<br />
<strong>for</strong> the third year now provided detailed<br />
in<strong>for</strong>mation about how the ČEZ Group is<br />
run in more than 130 indicators according<br />
to the international methodology <strong>of</strong> GRI<br />
St<strong>and</strong>ards <strong>and</strong> how successful it has been<br />
in achieving individual targets.<br />
“Our new Vision 2030 Clean Energy <strong>for</strong><br />
Tomorrow is built on ambitious targets that<br />
fully reflect the necessary trans<strong>for</strong>mation<br />
<strong>of</strong> the energy industry towards low emissions.<br />
At the same time, however, it takes<br />
account <strong>of</strong> our ef<strong>for</strong>ts to date in terms <strong>of</strong><br />
sustainable development, which set out<br />
clear parameters within which the set targets<br />
can actually be achieved. We have, <strong>for</strong><br />
example, undertaken to reduce the share<br />
<strong>of</strong> electricity generation from coal from almost<br />
40 % to around 12 % within a decade.<br />
At the same time, we are preparing <strong>for</strong> the<br />
construction <strong>of</strong> large renewable energy<br />
sources in the Czech Republic. We want to<br />
deploy these clean sources, with a capacity<br />
<strong>of</strong> up to 6,000 MW, within ten years,” says<br />
Daniel Beneš, Director General <strong>and</strong> Chair<br />
<strong>of</strong> the Board <strong>of</strong> Directors at ČEZ.<br />
Emissions <strong>of</strong> greenhouse gases <strong>and</strong> other<br />
substances that pollute the air are <strong>for</strong> that<br />
matter the most significant values which<br />
ČEZ monitors in its Sustainable Development<br />
Reports. We succeeded in reducing<br />
emissions <strong>of</strong> SO 2 by 32.2 %, NO x by 16 %,<br />
<strong>and</strong> solid harmful pollutants by 16.8 % yearon-year.<br />
The key events having an impact on<br />
the reduction <strong>of</strong> emissions from combustion<br />
sources in 2020 included, <strong>for</strong> example, the<br />
permanent shutdown <strong>of</strong> the Prunéřov I coal<br />
power plant, with an installed output <strong>of</strong> 440<br />
MW, the transfer <strong>of</strong> Block B9 at the Mělník<br />
power plant <strong>and</strong> Block B2 <strong>of</strong> the Dětmarovice<br />
power plant to back-up source regime,<br />
with an actual limitation <strong>of</strong> generation, <strong>and</strong><br />
the replacement <strong>of</strong> heat generation using<br />
coal sources with gas sources at the Dvůr<br />
Králové heat-production plant <strong>and</strong> the Dětmarovice<br />
power plant.<br />
Water is fundamental in the generation <strong>of</strong><br />
electricity, <strong>and</strong> <strong>for</strong> this reason we have long<br />
focused on the effective use <strong>of</strong> this essential<br />
material. We reduced water consumption<br />
by more than 10 % in 2020 <strong>and</strong> reduced<br />
the volume <strong>of</strong> water used <strong>for</strong> generated<br />
electricity <strong>and</strong> heat by more than 6 %.<br />
Helping save resources <strong>and</strong> achieving<br />
clean transport in cities<br />
In addition to reducing its own emissions,<br />
the ČEZ Group helps others with climate<br />
measures, <strong>for</strong> example by making energy<br />
savings <strong>for</strong> clients in industry, <strong>for</strong> municipalities,<br />
<strong>and</strong> <strong>for</strong> state administration. Energy-saving<br />
projects (EPC) from ČEZ ESCO<br />
saved customers CZK 232 million in 2020,<br />
<strong>and</strong> from the environmental perspective,<br />
the energy saving represents a reduction in<br />
CO 2 emissions <strong>of</strong> 36,700 tons. ČEZ ESCO<br />
carried out the biggest energy-saving project<br />
in the Czech Republic in its history <strong>for</strong><br />
the Czech Technical University in Prague.<br />
There were 660 photovoltaic units <strong>and</strong> 514<br />
heat pumps installed in 2020 with the aim<br />
<strong>of</strong> making energy savings.<br />
ČEZ also confirmed its position as the operator<br />
<strong>of</strong> the largest network <strong>of</strong> public<br />
charging points <strong>for</strong> electric cars in the<br />
Czech Republic in 2020. In spite <strong>of</strong> the<br />
complications brought about by the Covid-19<br />
p<strong>and</strong>emic, we increased the tempo <strong>of</strong><br />
deploying charging points, with the<br />
amount <strong>of</strong> energy supplied to electric cars<br />
via ČEZ charging points rising by 24 %. In<br />
the future, ČEZ plans to exp<strong>and</strong> its business<br />
activity in the production <strong>of</strong> batteries,<br />
electromobility, <strong>and</strong> hydrogen.<br />
We devote energy to care <strong>for</strong> employees,<br />
customers, <strong>and</strong> the needy<br />
Although climate measures are outwardly<br />
the most visible <strong>and</strong> most frequently observed<br />
criteria, ČEZ also devotes considerable<br />
attention to other aspects <strong>of</strong> sustainable<br />
business activity. These are defined by<br />
ESG criteria (Environment, Social, Governance).<br />
Last year, ČEZ put a great deal <strong>of</strong><br />
ef<strong>for</strong>t into education <strong>and</strong> other support <strong>for</strong><br />
employees in connection with the Covid-19<br />
p<strong>and</strong>emic; <strong>for</strong> example, training, a psychological<br />
telephone line, <strong>and</strong> the chance to<br />
discuss medical issues with experts. As far<br />
as diversity is concerned, we were able to<br />
increase the proportion <strong>of</strong> women in management<br />
<strong>and</strong> control bodies at the ČEZ<br />
Group from 11 % to 14 %, <strong>and</strong> we want to<br />
continue this trend into the future. The<br />
planned closure <strong>of</strong> coal operations means<br />
that we are also involved in the transfer <strong>of</strong><br />
employees to other work positions <strong>and</strong> in<br />
providing them with the required retraining.<br />
As has become the tradition, we involve<br />
employees in sustainable activities,<br />
such as volunteer days <strong>and</strong> helping those in<br />
need. We are systematically improving customer<br />
services, too, <strong>and</strong> last year defended<br />
our position as the most trustworthy br<strong>and</strong><br />
<strong>of</strong> energy supplier. In spite <strong>of</strong> the restrictions<br />
<strong>of</strong> the Covid-19 p<strong>and</strong>emic, we were<br />
able to ensure quality care <strong>for</strong> our customers<br />
<strong>and</strong> keep the level <strong>of</strong> customer satisfaction<br />
at 96 %.<br />
The download <strong>of</strong> ČEZ´s Sustainable Development<br />
Report <strong>for</strong> the year 2020 is<br />
available on the website, www.cez.com.<br />
LL<br />
www.cez.com (212251407)<br />
ČEZ started security screening <strong>of</strong><br />
potential bidders <strong>for</strong> a new<br />
nuclear unit in Dukovany<br />
(cez) CEZ Group’s Dukovany II power plant<br />
has today sent out letters <strong>and</strong> started a security<br />
screening <strong>of</strong> three potential bidders<br />
<strong>for</strong> a new nuclear unit. The letters were<br />
sent to EdF <strong>of</strong> France, Westinghouse <strong>of</strong> the<br />
USA, <strong>and</strong> KHNP <strong>of</strong> South Korea. The potential<br />
bidders will submit all relevant in<strong>for</strong>mation<br />
to ČEZ by the end <strong>of</strong> November, <strong>and</strong><br />
the Government will then decide which<br />
potential bidders will be invited to participate<br />
in the tender.<br />
The purpose <strong>of</strong> the security screening is<br />
to assess all potential vendors <strong>and</strong> obtain<br />
in<strong>for</strong>mation needed to protect relevant security<br />
interests. The procedure aims at<br />
clarifying the ownership structure, supply<br />
chain, relations <strong>of</strong> the entities with their<br />
respective governments, project implementation<br />
issues, charges <strong>and</strong> other issues,<br />
if any, in nuclear source projects, technology<br />
<strong>and</strong> know-how transfer <strong>and</strong> other aspects.<br />
In order to facilitate answering questions<br />
in the security screening, the potential bidders<br />
will receive complete preliminary documentation,<br />
which will speed up the subsequent<br />
processing <strong>of</strong> bids submitted by<br />
those bidders who will eventually be invited<br />
to take part in the tender.<br />
LL<br />
www.cez.com (212251409)<br />
EEW Energy from Waste platziert<br />
erfolgreich die erste grüne Anleihe<br />
eines thermischen<br />
Abfallverwertungsunternehmens<br />
(eew) Die Debütemission des EEW Green<br />
Bonds über 400 Millionen Euro dient der<br />
(Re-)Finanzierung nachhaltiger Projekte<br />
und stieß auf eine sehr hohe Investorennachfrage<br />
„Die Resonanz war überwältigend. Die<br />
Investoren sind vom nachhaltigen Engagement<br />
der Unternehmensgruppe überzeugt.<br />
Wir freuen uns sehr, dass unsere Vision der<br />
Kreislaufwirtschaft und Ressourcenschonung<br />
nun auch auf der Finanzierungsseite<br />
das Bild komplett macht“ beschreibt Markus<br />
Hauck, Chief Financial Officer und Mitglied<br />
der Geschäftsleitung der EEW Energy<br />
from Waste GmbH (EEW), die erfolgreiche<br />
Emission der ersten grünen Anleihe des<br />
Unternehmens. Im Mittelpunkt habe dabei<br />
die bereits gelebte Nachhaltigkeitsstrategie<br />
des Unternehmens und deren Beitrag zum<br />
Schutz der Umwelt gest<strong>and</strong>en, wobei die<br />
Innovationskraft von EEW auf diesem Gebiet<br />
auch bei den internationalen Investoren<br />
sehr gut ankam.<br />
„Wir sind“, so Markus Hauck auch im Namen<br />
seiner Kollegen Bernard M. Kemper<br />
und Dr. Joachim Manns, „sehr stolz, dieses<br />
Resultat erzielt zu haben. Es unterstreicht<br />
12
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
konkret, dass die strategische Ausrichtung<br />
von EEW als elementarer Best<strong>and</strong>teil einer<br />
nachhaltigen Kreislauf- und Ressourcenwirtschaft<br />
die Investoren überzeugt hat.<br />
Wir werden die Emissionserlöse vor allem<br />
für nachhaltige Investitionen in die Kreislaufwirtschaft<br />
und die Energieeffizienz unserer<br />
Anlagenflotte nutzen. Mit dieser<br />
weltweit ersten und sehr erfolgreichen<br />
grünen Anleihe eines thermischen Abfallverwertungsunternehmens<br />
hat der internationale<br />
Finanzmarkt auch ein wesentliches<br />
Zeichen für die gesamte Branche in<br />
Richtung Gesellschaft und Politik gesetzt:<br />
Weltweit ist thermische Abfallverwertung<br />
die nachhaltigste Beh<strong>and</strong>lungs<strong>for</strong>m<br />
für Abfälle, für die es keine st<strong>of</strong>fliche Verwertung<br />
oder kein nachhaltiges Recycling<br />
gibt - um dann daraus grüne Energie für<br />
regionale Kunden zu erzeugen.<br />
Denn der nachhaltige Einsatz moderner<br />
thermischer Abfallverwertungsanlagen<br />
• hygienisiert nicht-recyclebare Abfälle,<br />
wodurch nachteilige Auswirkungen auf<br />
die menschliche Gesundheit und die<br />
Umwelt vermieden werden,<br />
• nutzt die in nicht-recyclebaren Abfällen<br />
enthaltene Energie und substituiert<br />
dadurch Primärenergieträger wie Gas,<br />
Kohle oder Erdöl,<br />
• gewinnt aus den Resten der Verwertung<br />
durch st<strong>of</strong>fliches Recycling Baust<strong>of</strong>fe<br />
und Metalle zurück,<br />
• vermeidet die Deponierung von nichtrecycelbaren<br />
Abfällen und verringert<br />
somit hohe und klimaschädliche<br />
Methanemissionen,<br />
• vermeidet die unkontrollierte<br />
Verbrennung oder die wilde Ablagerung<br />
von Abfällen und ist damit eine der<br />
wesentlichen Maßnahmen zur<br />
Vermeidung der Meeres- und<br />
Umweltverschmutzung durch<br />
Mikroplastik.<br />
LL<br />
www.eew-energyfromwaste.com<br />
(212251413)<br />
EDF, Meridiam <strong>and</strong> SIFCA sign<br />
with Proparco <strong>and</strong> EAIF the financing<br />
agreements <strong>for</strong> the largest<br />
biomass plant in West Africa<br />
(edf) EDF, Meridiam <strong>and</strong> the agro-industrial<br />
group SIFCA, united in the BIOVEA<br />
Energie (Regrouping EDF: 40 %, Meridiam:<br />
36 % <strong>and</strong> SIFCA: 24 %) project company,<br />
have signed with Proparco (AFD Group)<br />
<strong>and</strong> Emerging Africa Infrastructure Fund<br />
(PIDG Group) the financing agreements**<br />
<strong>for</strong> a 46 MW biomass power plant project in<br />
Côte d‘Ivoire. Under the terms <strong>of</strong> the agreements,<br />
Proparco <strong>and</strong> EAIF are providing<br />
€ 165 million in debt <strong>and</strong> € 13 million in<br />
grants, corresponding to 77 % <strong>of</strong> the total<br />
project cost estimated at € 232 million. The<br />
balance will be provided by the shareholders<br />
<strong>of</strong> Biovea Energie. Located in the town<br />
<strong>of</strong> Aboisso, 100 km east <strong>of</strong> Abidjan, Biovea<br />
will be the largest power plant in West Africa<br />
powered by agricultural waste <strong>and</strong> will<br />
meet the renewable electricity needs <strong>of</strong> the<br />
equivalent <strong>of</strong> 1.7 million people per year.<br />
Construction <strong>of</strong> the biomass plant is scheduled<br />
to begin in September <strong>2021</strong> <strong>and</strong> is expected<br />
to be commissioned in 2024. This<br />
plant will contribute to Côte d‘Ivoire‘s ambition<br />
to achieve 42 % <strong>of</strong> its energy mix from<br />
renewable energy sources by 2030. It will<br />
contribute to reducing the country‘s greenhouse<br />
gas emissions by 4.5 million tonnes <strong>of</strong><br />
CO 2 (The project has been certified by the<br />
UNFCCC under the Clean Development<br />
Mechanism) over the duration <strong>of</strong> the concession<br />
(25 years after commissioning).<br />
A true circular economy project, the plant<br />
will generate positive impacts on the agricultural<br />
sector <strong>and</strong> the Ivorian agro-industrial<br />
sector, in particular through the development<br />
<strong>of</strong> a local biomass sector using<br />
waste. Indeed, the biomass fuel will come<br />
from the residues <strong>of</strong> palm leaves from the<br />
local crop. The project will improve the living<br />
conditions <strong>of</strong> rural populations <strong>and</strong> increase<br />
the annual income <strong>of</strong> nearly 12,000<br />
planters by up to 20 %. It will also contribute<br />
to the fight against de<strong>for</strong>estation <strong>and</strong><br />
extensive agriculture by promoting good<br />
agricultural practices <strong>and</strong> increased yields<br />
in village plantations. Finally, the planters<br />
will benefit from the provision <strong>of</strong> combustion<br />
ashes which will be used as natural<br />
fertiliser.<br />
This project, which is in line with EDF‘s<br />
raison d‘être <strong>and</strong> rein<strong>for</strong>ces Meridiam‘s<br />
commitment, as a mission-driven company,<br />
to build sustainable infrastructure with<br />
a positive impact, contributes directly to<br />
the achievement <strong>of</strong> the Sustainable Development<br />
Goals (SDGs) set by the United Nations,<br />
including:<br />
• Building resilient infrastructure,<br />
promoting inclusive <strong>and</strong> sustainable<br />
industrialisation that benefits all <strong>and</strong><br />
fosters innovation.<br />
• Provide accessible <strong>and</strong> clean energy.<br />
The project will produce 348 GWh/year,<br />
equivalent to the consumption <strong>of</strong><br />
approximately 1.7 million people,<br />
increasing renewable energy production<br />
in Côte d‘Ivoire by 10 %.<br />
• Promote decent work <strong>and</strong> economic<br />
growth <strong>for</strong> all. By improving the living<br />
conditions <strong>of</strong> 12,000 village planters,<br />
the project fully meets this objective<br />
contributing to the achievement <strong>of</strong> full<br />
<strong>and</strong> productive employment <strong>and</strong> decent<br />
work. The project provides a safe <strong>and</strong><br />
secure working environment <strong>for</strong> its<br />
employees by complying with the best<br />
international st<strong>and</strong>ards <strong>and</strong> by<br />
implementing action plans on working<br />
conditions <strong>and</strong> health <strong>and</strong> safety rules.<br />
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13
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
EDP Renováveis <strong>and</strong> Reganosa<br />
invest 780 million in energy<br />
transition in Galicia<br />
• Clean energies generation <strong>and</strong> storage<br />
projects will create more than 7000<br />
direct <strong>and</strong> indirect jobs in the<br />
Ferrolterra region. The goal is to create<br />
a green energy hub.<br />
(edp) EDP Renováveis <strong>and</strong> Reganosa, the<br />
Galician energy multinational, will invest<br />
780 million euros to make a decisive contribution<br />
to the energy transition in Galicia,<br />
Spain. This joint investment, which will<br />
create more than 7,000 indirect jobs <strong>and</strong> a<br />
total <strong>of</strong> 400 effective jobs, will be allocated<br />
to production <strong>and</strong> storage projects, aiming<br />
to create a true, digital <strong>and</strong> inclusive clean<br />
energy hub in the Ferrolterra region.<br />
The investment includes the construction<br />
<strong>of</strong> an electrolysis hydrogen (H2) production<br />
plant, which will reach a capacity <strong>of</strong><br />
100 MW. This plant, which will use water<br />
from a lake in the region <strong>and</strong> new sources <strong>of</strong><br />
renewable energy, will have an annual production<br />
capacity <strong>of</strong> up to 14,400 tons <strong>of</strong> H2.<br />
An energy storage system, with an installed<br />
capacity <strong>of</strong> 570 MW, will also be<br />
created, through a pumping hydroelectric<br />
power station with that will use the same<br />
lake <strong>and</strong> a new dam as reservoirs, maximizing<br />
the use <strong>of</strong> renewable energies.<br />
A wind power complex will also be developed,<br />
comprising four parks with new generation<br />
turbines, totaling more than 270<br />
MW <strong>of</strong> installed power.<br />
This 780 million investment, whose execution<br />
depends on auctions <strong>of</strong> pending capacity,<br />
will give priority to the local population<br />
<strong>and</strong> companies in the hiring <strong>of</strong> workers<br />
<strong>and</strong> suppliers.<br />
Create a “Green Energy Capital”<br />
In total, close to 1 GW <strong>of</strong> installed green<br />
power is at stake, thus embodying the most<br />
ambitious investment made so far in the<br />
decarbonization <strong>of</strong> Galicia‘s economy, with<br />
the objective <strong>of</strong> trans<strong>for</strong>ming Ferrolterra<br />
into a green energy capital. This important<br />
step is part <strong>of</strong> the Agreement <strong>for</strong> a Just<br />
Transition, signed this year in March, between<br />
EDP, the Spanish Government <strong>and</strong><br />
trade unions with the aim <strong>of</strong> ensuring the<br />
maintenance <strong>of</strong> economic activity <strong>and</strong> employment<br />
in regions where coal-fired power<br />
stations are deactivated.<br />
“This initiative shows, once again, the<br />
strategic importance that Galicia has had<br />
<strong>for</strong> EDP Renováveis <strong>for</strong> more than 20 years.<br />
It is also a reflection <strong>of</strong> the positive impact<br />
<strong>of</strong> renewable energies in terms <strong>of</strong> qualified<br />
employment, favoring the economic <strong>and</strong><br />
social dynamism <strong>of</strong> the Galician population.<br />
This is the most ambitious commitment<br />
to this date to decarbonize the economy<br />
in Galicia <strong>and</strong> it is in line with our goal<br />
<strong>of</strong> leading the energy transition. On the<br />
other h<strong>and</strong>, the promotion <strong>of</strong> Ferrolterra as<br />
a green energy capital is in line with the<br />
objectives set by both the European Union<br />
<strong>and</strong> the Spanish Government regarding renewable<br />
energies. Our commitment to a<br />
fair transition is total <strong>and</strong> we will continue<br />
to focus on Galicia as a key territory to implement<br />
clean <strong>and</strong> green energy”, highlights<br />
Rocío Sicre, general manager <strong>of</strong><br />
EDPR Spain.<br />
“Fourteen years ago, we brought gas to<br />
Galicia <strong>and</strong> now, with EDP Renováveis, we<br />
are going to bring hydrogen; we are going<br />
to participate in the configuration <strong>of</strong> a new<br />
energy ecosystem in our community”, says<br />
Reganosa CEO, Emilio Bruquetas. “We are<br />
now applying all the knowledge <strong>and</strong> experience<br />
we have acquired over these years in<br />
the service <strong>of</strong> Galicia, to the service <strong>of</strong> a<br />
faster, more solid <strong>and</strong> fairer socioeconomic<br />
recovery. At the same time that we deepened<br />
the internationalization undertaken<br />
in the last decade, we increased <strong>and</strong> diversified<br />
our activity; we face a new Reganosa,<br />
the global energy company <strong>of</strong> the Galicians”,<br />
he adds.<br />
LL<br />
www.edp.com (212251422)<br />
EDP enters Vietnam with<br />
solar energy project<br />
• The contract <strong>for</strong> the acquisition <strong>of</strong> a 28<br />
MW project with Trina Solar, worth 30<br />
million euros, represents the group‘s<br />
first step towards establishing a<br />
presence in Asia. With this investment,<br />
EDP is now operating in 22 countries.<br />
(edp) EDP Renováveis, the renewable energy<br />
company <strong>of</strong> the EDP group, signed a<br />
contract with Trina Solar, one <strong>of</strong> the<br />
world‘s leading manufacturers <strong>of</strong> photo-voltaic<br />
<strong>and</strong> intelligent energy solutions,<br />
to acquire a 28 MWac (35 MWdc) photo-voltaic<br />
solar energy project, totaling<br />
30.3 million euros.<br />
The Trung Son photo-voltaic solar energy<br />
project, located in Khanh Hoa Province, Vietnam,<br />
has been in operation since December<br />
2020 <strong>and</strong> has a Power Purchase Agreement<br />
(CAE) signed with Vietnam <strong>Electricity</strong><br />
(EVN), at a tariff <strong>of</strong> 20-year acquisition .<br />
Vietnam is one <strong>of</strong> the fastest growing<br />
economies in Southeast Asia, with energy<br />
dem<strong>and</strong> increasing by around 10 % per<br />
year in this market. Thermal energy represents<br />
around 50 % <strong>of</strong> the total installed capacity<br />
<strong>and</strong> energy dependence has increased<br />
significantly in the country, with<br />
net imports currently around 30 % <strong>of</strong> total<br />
energy dem<strong>and</strong>.<br />
Entering Vietnam is part <strong>of</strong> the EDP<br />
Renováveis Business Plan <strong>for</strong> <strong>2021</strong>-25 <strong>and</strong><br />
represents the first step towards establishing<br />
its presence in Asia. The company will<br />
continue to invest in exp<strong>and</strong>ing into new<br />
geographies as a part <strong>of</strong> its 20 GW growth<br />
plan until 2025, further strengthening its<br />
position as the global leader in renewable<br />
energies.<br />
The transaction has already been signed<br />
<strong>and</strong> concluded, increasing the number <strong>of</strong><br />
markets in which the EDP group is present<br />
to 24, <strong>and</strong> the total number <strong>of</strong> geographies<br />
where EDP Renováveis already has operations<br />
to 17.<br />
“The agreement we reached to enter the<br />
Vietnamese market is a big step towards<br />
consolidating our presence in the Asia-Pacific<br />
region <strong>and</strong>, thus, further strengthening<br />
our global leadership position. Vietnam<br />
is a country that <strong>of</strong>fers great opportunities,<br />
it is one <strong>of</strong> the fastest growing economies<br />
in Southeast Asia <strong>and</strong> it also needs to progressively<br />
reduce its energy dependence.<br />
Thanks to this new milestone, the EDP<br />
group rein<strong>for</strong>ces its commitment to being a<br />
carbon-free company by 2025”, says<br />
Miguel Stilwell de Andrade, CEO <strong>of</strong> EDP<br />
<strong>and</strong> EDP Renováveis.<br />
LL<br />
www.edp.com (212251435)<br />
eins prüft Ausstieg aus der<br />
Braunkohle im Jahr 2023<br />
(eins) eins hat sehr frühzeitig damit begonnen,<br />
ein Konzept zum Ausstieg aus der<br />
Kohle voranzutreiben und für die Erzeugung<br />
an den St<strong>and</strong>orten in Chemnitz auch<br />
schon umzusetzen. Die Gründe für diese<br />
zeitige Entscheidung lagen vor allem in der<br />
Verantwortung für unsere Kunden*innen<br />
und Mitarbeiter*innen sowie in wirtschaftlichen<br />
Erwägungen.<br />
Mit dem geplanten Umstieg auf effiziente<br />
gasgefeuerte Motorenkraftwerke wird der<br />
Grundstein für eine wirtschaftliche Erzeugung<br />
von Strom und Wärme bei Wahrung<br />
der Versorgungssicherheit durch eins gelegt.<br />
Bis Ende 2022 sollen die Motorenheizkraftwerke<br />
in Betrieb gehen und damit die<br />
Voraussetzung für den Kohleausstieg<br />
schaffen. Mit den beiden MHKWs gestaltet<br />
eins die Energieerzeugung zukünftig noch<br />
umweltschonender und deutlich flexibler.<br />
Die mit Methan betriebenen MHKWs können<br />
Erdgas, Biogas, synthetisches Gas und<br />
bis zu 20 Prozent Wasserst<strong>of</strong>f im Gasgemisch<br />
verbrennen.<br />
Am St<strong>and</strong>ort Heizkraftwerk Chemnitz<br />
Nord entsteht ein Motorenheizkraftwerk<br />
mit insgesamt sieben Motormodulen, einer<br />
thermischen Leistung von circa 80 MW<br />
und einer elektrischen Leistung von circa<br />
88 MW. Das typgleiche Motorenheizkraftwerk<br />
in Altchemnitz wird aus fünf Modulen<br />
bestehen und erreicht eine thermische<br />
Leistung in Höhe von mindestens 55 Megawatt<br />
und eine elektrische Leistung von<br />
etwa 63 MW.<br />
Laut ursprünglichem Konzept hat sich<br />
eins für den Ausstieg aus der Braunkohle in<br />
folgenden zwei Schritten entschieden: Im<br />
ersten Schritt wird der Block B im Jahr<br />
2023 außer Betrieb genommen und im 2.<br />
Schritt Ende 2029 der Block C. Damit ist<br />
dann der Kohleausstieg vollzogen.<br />
14
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Seit November vorigen Jahres hat sich jedoch<br />
eine dramatische Entwicklung bei<br />
den CO 2 -Preisen eingestellt, die in dieser<br />
Schärfe nicht vorhersehbar war. So stiegen<br />
die CO 2 -Preise im Emissionsh<strong>and</strong>el von<br />
27 €/ t CO 2 auf jetzt 58 €/ t. Diese massive<br />
Steigerung wirkt sich auf die Vermarktung<br />
des Stromes aus dem Heizkraftwerk massiv<br />
aus. Für dieses und die Folgejahre erwartet<br />
eins aus diesen Gründen massive Verluste<br />
im zweistelligen Millionenbereich für den<br />
Betrieb des Kraftwerks.<br />
Die wirtschaftliche Belastung für das Unternehmen<br />
wird dabei so schwer werden,<br />
dass eins bereits für das Jahr 2023 den Ausstieg<br />
aus der Braunkohleverstromung bzw.<br />
-verbrennung prüft und bei Bestätigung<br />
der Annahmen auch umsetzen wird. Dies<br />
führt wiederum zu wirtschaftlichen Verlusten<br />
im zweistelligen Millionenbereich,<br />
welche jedoch geringer ausfallen als in der<br />
ursprünglich geplanten Variante.<br />
Die Entscheidung ist noch durch den Aufsichtsrat<br />
von eins zu bestätigen.<br />
2023 haben die Motorenkraftwerke den<br />
Betrieb aufgenommen und werden mit den<br />
<strong>and</strong>eren Neuanlagen die Versorgungssicherheit<br />
im Bereich Fernwärme in Chemnitz<br />
gewährleisten.<br />
Auf politischer Ebene kämpft eins aus<br />
diesen Gründen darum, die gleichen Kompensationszahlungen<br />
wie Großkonzerne<br />
zu erhalten. Hier werden mehr als 4 Milliarden<br />
Euro für den Ausstieg gezahlt. Bei<br />
den Entscheidern in der Politik konnte eins<br />
mit den Forderungen bisher kein Entgegenkommen<br />
erreichen.<br />
LL<br />
www.eins.de (212251440)<br />
EnBW will künftig kommunalen<br />
Klärschlamm in Walheim<br />
verwerten<br />
• Neue Anlage mit Option zum Phosphor-<br />
Recycling geplant.<br />
(enbw) Die EnBW plant, auf ihrem Kraftwerksgelände<br />
an der Mühlstraße in die<br />
umweltgerechte Verwertung von kommunalem<br />
Klärschlamm zu investieren. In einem<br />
ersten Schritt soll dort eine Anlage<br />
für die thermische Beh<strong>and</strong>lung von entwässerten<br />
Klärschlämmen aus der Region<br />
errichtet werden. Gleichzeitig kann mit<br />
dieser Anlage auch dezentral „grüne“<br />
Energie in Form von Wärme und ausreichend<br />
Strom zur Eigenversorgung erzeugt<br />
werden.<br />
Der geplante Neubau wird im Wesentlichen<br />
aus einem nach außen abgedichteten<br />
Klärschlammbunker, einem Ofen zur Verbrennung<br />
des Klärschlamms mit Wärmeauskopplung<br />
sowie einer hocheffizienten<br />
Rauchgasreinigung bestehen. Ein Schleusensystem<br />
sowie spezielle Filter sorgen für<br />
eine geruchsneutrale Anlieferung und Lagerung<br />
des Materials. „Neben der Projektierung<br />
der Anlage prüfen wir derzeit den<br />
Aus?und Aufbau eines Nah- und Fernwärmenetzes<br />
in Walheim und den benachbarten<br />
Gemeinden“, berichtet EnBW-Projektleiter<br />
Andreas Pick. „Mittelfristig ist zudem<br />
eine bauliche Erweiterung angedacht, um<br />
zusätzlich aus der anfallenden Asche Phosphor<br />
zurückgewinnen zu können.“<br />
L<strong>and</strong>wirtschaftliche Verwertung von<br />
Klärschlamm gehört der Vergangenheit an<br />
Auf Städte und Gemeinden komme früher<br />
oder später ein Entsorgungsproblem<br />
zu, wie Pick weiter erläutert. Denn der direkte<br />
Einsatz von Klärschlamm in der<br />
L<strong>and</strong>wirtschaft ist in den meisten Bundesländern<br />
nur noch sehr eingeschränkt möglich.<br />
In Baden-Württemberg ist dies überhaupt<br />
keine Option mehr. Daher wird Klärschlamm<br />
aktuell überwiegend in Zementwerken<br />
und Kohlekraftwerken mitverbrannt.<br />
Letztere aber werden bald nicht<br />
mehr zur Verfügung stehen, da der Ausstieg<br />
aus der Kohleverstromung beschlossene<br />
Sache ist.<br />
Bei der EnBW hat man sich frühzeitig mit<br />
dieser Problematik ausein<strong>and</strong>ergesetzt.<br />
„Schließlich wollen wir unseren Kunden<br />
auch weiterhin eine gewohnt zuverlässige<br />
Verwertung ihrer Klärschlämme bieten“,<br />
erklärt Leo Homann, Geschäftsführer der<br />
MSE Mobile Schlammentwässerungsgesellschaft.<br />
Die EnBW-Tochter MSE soll in<br />
Zukunft die geplante Anlage beliefern.<br />
MSE ist unter <strong>and</strong>erem spezialisiert auf die<br />
Verwertung von Klärschlamm und deren<br />
Verbrennungsrückständen.<br />
Phosphor-Rückgewinnung statt Import<br />
Der Bedarf für eine solche Anlage ist groß<br />
und wäre für die gesamte Region von Bedeutung.<br />
„Das Thema Klärschlamm betrifft<br />
viele Kommunen“, so Homann. „Zumal Betreiber<br />
kommunaler Kläranlagen künftig<br />
gesetzlich verpflichtet sind, Phosphor zurückzugewinnen.“<br />
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15
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Spätestens ab dem Jahr 2032 bedarf es<br />
wegen der Novellierung der Klärschlammverordnung<br />
(AbfKlärV) neuer Verwertungswege.<br />
Eine Forderung darin ist die<br />
Rückgewinnung von Phosphor. Denn der<br />
Mineralst<strong>of</strong>f wird weiterhin für die Düngemittelherstellung<br />
benötigt, muss dafür allerdings<br />
heute zu hundert Prozent importiert<br />
werden. Nur bei einem geringen Anteil<br />
der Klärschlämme wird dann eine Mitverbrennung<br />
in Zementwerken oder auch<br />
in Abfallverbrennungsanlagen noch möglich<br />
sein, etwa wenn der Phosphorgehalt<br />
zu gering für ein sinnvolles Recycling ist.<br />
Weiterer Ablauf des Projekts<br />
Bevor das Projekt in Walheim umgesetzt<br />
werden kann, durchläuft es ein mehrmonatiges<br />
Genehmigungsverfahren beim Regierungspräsidium<br />
Stuttgart. Vorbehaltlich<br />
eines positiven Genehmigungsbescheids<br />
und der endgültigen Investitionsentscheidung<br />
der EnBW könnte mit dem<br />
Bau der Anlage frühestens 2023 begonnen<br />
werden und nach etwa zweijähriger Bauzeitdie<br />
Inbetriebnahme erfolgen. Das Unternehmen<br />
rechnet für die Realisierung<br />
des Vorhabens mit einem hohen zweistelligen<br />
Millionenbetrag.<br />
Im Jahr 2023 könnten möglicherweise<br />
die beiden Kohleblöcke in Walheim endgültig<br />
stillgelegt werden, die derzeit noch<br />
als Netzreserveanlagen in Betriebsbereitschaft<br />
gehalten werden müssen. Diese Entscheidung<br />
treffen letztlich jedoch die Bundesnetzagentur<br />
und der Übertragungsnetzbetreiber<br />
TransnetBW. Damit stellt die<br />
Entscheidung zur Planung der Klärschlammverwertungsanlage<br />
für den Kraftwerksst<strong>and</strong>ort<br />
in Walheim den Startpunkt<br />
einer Trans<strong>for</strong>mation hin zu einem modernen<br />
Umwelttechnikst<strong>and</strong>ort dar.<br />
Frühzeitiger Dialog mit der Öffentlichkeit<br />
Damit sich Anwohner*innen und Interessierte<br />
frühzeitig ein eigenes Bild machen<br />
können, lädt die EnBW zu einer Online-In<strong>for</strong>mationsveranstaltung<br />
ein: Am Mittwoch,<br />
23. Juni, 18 Uhr, stellen die Fachleute<br />
des Unternehmens den aktuellen St<strong>and</strong><br />
der Planungen vor und beantworten Fragen<br />
zu dem Projekt. Wer an der Veranstaltung<br />
teilnehmen möchte, kann sich zum<br />
angegebenen Termin direkt über die Projektseite<br />
www.enbw.com/walheim einwählen.<br />
LL<br />
www.enbw.com (212251503)<br />
Fotomontage der geplanten Anlage in Walheim (Quelle: EnBW / Fotograf: Uli Deck)<br />
Blue Elephant Energy und EnBW<br />
schließen langfristige<br />
Stromabnahmeverträge für<br />
PV-Projekte in Spanien ab<br />
• In Andalusien entstehen bis Q2-2022<br />
drei Solarparks mit rund<br />
150 Megawatt Leistung<br />
(enbw) Der Hamburger Solar- und Windparkbetreiber<br />
Blue Elephant Energy AG<br />
(BEE) und die EnBW Energie Baden-Württemberg<br />
AG (EnBW) haben langfristige<br />
Stromabnahmeverträge (Power Purchase<br />
Agreements, kurz: PPA) für ein 150 Megawatt<br />
großes Solarparkprojekt im spanischen<br />
Andalusien abgeschlossen. Zu den<br />
wirtschaftlichen Konditionen des für 10<br />
Jahre fixierten Strompreises wurde Stillschweigen<br />
vereinbart.<br />
Das Projekt der BEE besteht aus drei je 50<br />
Megawatt starken Solarparks inklusive<br />
Umspannwerk und befindet sich bereits im<br />
Bau. Der Netzanschluss der Anlagen ist für<br />
das zweite Quartal 2022 geplant. Nach ihrer<br />
Fertigstellung sollen die Anlagen jährlich<br />
rund 315 Gigawattstunden umweltfreundlichen<br />
Strom erzeugen. Genügend<br />
Sonnenenergie, um den Jahres-Strombedarf<br />
von rund 95.000 Haushalten zu decken<br />
und die jährlichen CO 2 -Emmissionen<br />
um rund 96.000 Tonnen zu reduzieren.<br />
PPAs ermöglichen die Realisierung nicht<br />
geförderter Anlagen und sind dadurch ein<br />
zentrales Instrument der Energiewende<br />
geworden. „Als H<strong>and</strong>elsbereich der EnBW<br />
verbinden wir mit maßgeschneiderten Angeboten<br />
die Entwickler und Betreiber von<br />
Erneuerbaren-Anlagen mit dem Markt. Wir<br />
freuen uns, unsere Kompetenz nun auch in<br />
den spanischen Markt einbringen zu können“,<br />
erläutert Peter Heydecker, der das<br />
Geschäftsfeld H<strong>and</strong>el bei der EnBW verantwortet.<br />
Dabei agiert die EnBW als Vermittler<br />
zwischen Betreiber und Stromabnehmer<br />
und passt die nur bedingt planbaren<br />
Erneuerbaren Energien dem Bedarf des<br />
Stromverbrauchers an. Denn die Marktintegration<br />
der Erneuerbaren Energien ist<br />
elementar für den Erfolg der Energiewende.<br />
„Mit unserer langjährigen Erfahrung<br />
sowohl auf Erzeugungs- als auch auf H<strong>and</strong>elsseite<br />
sehen wir gute Vermarktungsmöglichkeiten<br />
im spanischen Großh<strong>and</strong>elsmarkt<br />
wie auch für kundenspezifische<br />
Lösungen“, so Heydecker weiter.<br />
Die Vorteile eines energiewirtschaftlich<br />
breit aufgestellten Partners weiß die BEE<br />
zu schätzen: „In dem stark wachsenden<br />
Markt für grünen Strom sichern Stromabnahmeverträge<br />
planbare Umsatzerlöse<br />
und ermöglichen uns so die Realisierung<br />
von Projekten, die staatlich nicht gefördert<br />
werden. Wir freuen uns daher, gemeinsam<br />
mit der EnBW unser erstes förderfreies Solarprojekt<br />
in Spanien zu realisieren und<br />
gleichzeitig einen Beitrag zu einer nachhaltigen<br />
und sauberen Energieversorgung<br />
auf der iberischen Halbinsel zu leisten“,<br />
kommentiert Tim Kallas, Chief Investment<br />
Officer der Blue Elephant Energy AG.<br />
LL<br />
www.enbw.com (212251506)<br />
Spitzenreiter in Innovation: EnBW<br />
erhält Auszeichnung<br />
• Die EnBW erhält den Digital Lab Award<br />
<strong>2021</strong>. Damit gehört das Unternehmen<br />
wieder zu den besten digitalen<br />
Innovationslaboren Deutschl<strong>and</strong>s.<br />
Grundlage für die Auszeichnung ist eine<br />
unabhängige Studie des<br />
Wirtschaftsmagazins Capital und von<br />
Infront Consulting.<br />
(enbw) Die EnBW gehört auch in diesem<br />
Jahr wieder zu den besten digitalen Innovationslaboren<br />
Deutschl<strong>and</strong>s. Das ist das<br />
Ergebnis einer aktuellen Studie des Wirtschaftsmagazins<br />
Capital und der Hamburger<br />
Unternehmensberatung Infront<br />
Consulting. In ihrer unabhängigen Studie<br />
„Konzerne auf den Spuren von Startups<br />
<strong>2021</strong>“ untersuchten die Experten und Expertinnen,<br />
wie Konzerne und Mittelständler<br />
im deutschsprachigen Raum mit dedizierten<br />
Einheiten Innovationen entwickeln<br />
16
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
und fördern. Die besten Digital Innovation<br />
Units wurden nun mit dem Digital Lab<br />
Award <strong>2021</strong> ausgezeichnet – darunter<br />
auch die EnBW. „Mit der Erfahrung aus<br />
acht Jahren, mehr als 55 Projekten und sieben<br />
Ausgründungen, einem starken Kernteam<br />
und einem signifikanten Budget ist<br />
EnBW Innovation gut aufgestellt“, so das<br />
Fazit der Jury.<br />
Aufstieg auf den ersten Platz<br />
Im Fokus der Auszeichnung st<strong>and</strong>en erfolgreich<br />
kommerzialisierte Innovationen<br />
aus dem kerngeschäftsnahen und dem<br />
kerngeschäftsfernen Bereich – mit dem<br />
Ziel, bestehende Märkte auszubauen und<br />
neue Märkte zu erschließen. Überzeugen<br />
konnte EnBW Innovation in beiden Bereichen.<br />
In der Kategorie „kerngeschäftsferne<br />
Innovationen“ setzte es sich mit seinen<br />
Ventures wie WTT CampusOne, Ben Fleet<br />
Services und LIV-T als Nummer Eins durch.<br />
In der Kategorie „kerngeschäftsnahe Innovationen“<br />
l<strong>and</strong>ete die ENBW auf dem<br />
sechsten Platz. „In einer besonders heraus<strong>for</strong>dernden<br />
Kategorie haben wir uns von<br />
Platz 3 im vergangenen Jahr auf Platz 1<br />
gesteigert“, sagt Christopher McLachlan,<br />
Head <strong>of</strong> Company Builder bei der EnBW,<br />
„wir sind sehr stolz auf dieses Ergebnis und<br />
dankbar für die beeindruckenden Unternehmerpersönlichkeiten<br />
und hochengagierten<br />
Kolleginnen und Kollegen in allen<br />
unseren Ventures, mit denen wir täglich<br />
zusammenarbeiten können.“<br />
Die Studie von Infront Consulting und<br />
Capital wurde in diesem Jahr bereits zum<br />
fünften Mal in Folge durchgeführt. Grundlage<br />
sind ausgewertete Online-Fragebögen<br />
sowie persönliche Interviews mit den operativen<br />
Leitern der Digital Innovation Units<br />
und den konzernseitigen Auftraggebern.<br />
In einer sogenannten ‚Post Mortem-Analyse‘<br />
analysierten die Forscherinnen und Forscher<br />
zudem die Einheiten, die in die Kernorganisation<br />
integriert oder geschlossen<br />
wurden.<br />
Über EnBW Innovation<br />
EnBW Innovation ist seit Mitte 2014 fester<br />
Best<strong>and</strong>teil der EnBW Unternehmensstrategie<br />
und hat sich zwischenzeitlich an die<br />
Spitze der deutschen Corporate Innovationsl<strong>and</strong>schaften<br />
gearbeitet. In Partnerschaft<br />
mit engagierten Gründer*innen, Investor*innen<br />
und Mitarbeiter*innen entwickeln<br />
wir wirtschaftlich erfolgreiche<br />
Geschäftsmodelle in energienahen, aber<br />
auch jenseits davon gelegenen Märkten.<br />
Mit Inkubation, Company Builder und der<br />
EnBW New Ventures sind wir in allen Innovationsphasen<br />
aktiv und unterstützen als<br />
kompetenter und finanzstarker Partner<br />
junge Gründer*innen und reife Start-Ups<br />
in ihrem Weiterkommen.<br />
LL<br />
www.enbw.com/innovation<br />
(212251508)<br />
ENGIE makes a commitment to the<br />
European Commission to help<br />
consumers reduce their carbon<br />
footprint<br />
(engie) ENGIE has responded to the European<br />
Commission’s “European Union<br />
Green Consumption Pledge Initiative”,<br />
which aims to encourage companies to<br />
make voluntary commitments that facilitate<br />
sustainable production <strong>and</strong> consumption.<br />
ENGIE has made several “green commitments”<br />
to reduce both its own carbon<br />
footprint <strong>and</strong> its clients’ <strong>and</strong> consumers’<br />
footprints.<br />
In response to global environmental challenges<br />
<strong>and</strong> human impacts on the climate,<br />
natural resources <strong>and</strong> biodiversity, stakeholders<br />
at every level – countries, cities,<br />
companies <strong>and</strong> citizens – are all playing<br />
their part.<br />
ENGIE is currently the only energy company<br />
selected by the European Commission<br />
<strong>for</strong> this pilot phase, along with Décathlon,<br />
Lego <strong>and</strong> L’Oréal. The Group has made<br />
the following four commitments:<br />
• To increase the overall share <strong>of</strong><br />
renewable energy in electricity<br />
production (from 31 % in 2020 to 58 %<br />
in 2030), to completely phase out coalfuelled<br />
power in Europe by 2025 <strong>and</strong> to<br />
step up investments in renewable assets<br />
(goal: to install an additional 3 GW <strong>of</strong><br />
capacity in <strong>2021</strong>, followed by 4 GW per<br />
year from 2022 to 2025 <strong>and</strong> finally 6<br />
GW per year starting 2026).<br />
• To serve 300,000 Green+[i] clients<br />
(with 100 % renewable electricity<br />
directly from domestic producers,<br />
guaranteed by green certificates) by the<br />
end <strong>of</strong> 2024.<br />
• To provide its customers with additional<br />
means to help reduce their energy<br />
consumption with notably Mon<br />
Programme pour Agir[ii] (goal: 1.2<br />
million subscribers) which rewards<br />
energy savings.<br />
• To report on its progress in achieving<br />
these objectives <strong>and</strong> meeting its<br />
integrated report commitments.<br />
ENGIE, the leading wind <strong>and</strong> solar company<br />
in France, advocates <strong>for</strong> a model<br />
based on less energy-intensive consumption<br />
<strong>and</strong> renewable energy. In France, the<br />
Group is already committed to <strong>of</strong>fering its<br />
clients an energy mix comprising over 70 %<br />
<strong>of</strong> renewable energy, <strong>and</strong> to providing carbon-free<br />
energy supply <strong>and</strong> consumption<br />
control solutions <strong>for</strong> its individual clients.<br />
All its electricity contracts include green<br />
electricity: <strong>for</strong> every KWh <strong>of</strong> electricity<br />
consumed, an equivalent amount <strong>of</strong> renewable<br />
electricity is injected into the network.<br />
ENGIE also <strong>of</strong>fers electricity contracts<br />
that are 100 % hydro <strong>and</strong> wind-powered,<br />
from production sites that are exclusively<br />
located in France. This enables EN-<br />
GIE to commit to a local, eco-friendly<br />
approach, in line with the strategy presented<br />
by the Group in the first semester <strong>of</strong><br />
<strong>2021</strong> <strong>and</strong> with its target <strong>of</strong> achieving Net<br />
Zero Carbon by 2045.<br />
“Our clients are central to the energy<br />
transition. By adapting their energy consumption,<br />
they all contribute, in their own<br />
way, to fighting global warming. ENGIE’s<br />
ambition is to support them throughout<br />
this transition, with a personalised approach<br />
that provides appropriate solutions<br />
to each <strong>of</strong> their needs.” said Sébastien Arbola,<br />
ENGIE Executive Vice President in<br />
charge <strong>of</strong> Thermal <strong>Generation</strong>, Hydrogen<br />
<strong>and</strong> Energy Supply.<br />
LL<br />
www.engie.com (212251512)<br />
König-Brauerei, E.ON und<br />
thyssenkrupp Steel starten<br />
innovatives Klimaschutz-Projekt<br />
(eon, k-b, thst) Ein zukunftsweisendes Projekt<br />
zum Klimaschutz haben jetzt drei traditionsreiche<br />
Unternehmen an Rhein und<br />
Ruhr auf den Weg gebracht. Geplant ist,<br />
industrielle Abwärme von thyssenkrupp<br />
Steel durch eine neue, von E.ON gemanagte<br />
Dampfübernahmeleitung in die König-Brauerei<br />
zu führen, um so die für die<br />
Brauereiprozesse benötigte thermische<br />
Energie bereitzustellen. Dazu soll Abwärmedampf<br />
aus der Stahlproduktion vom<br />
Kraftwerk Ruhrort von thyssenkrupp Steel<br />
eingesetzt werden. E.ON baut die Leitungsinfrastruktur<br />
und übernimmt das Energiemanagement.<br />
Eine entsprechende Vereinbarung<br />
über eine langfristige Kooperation<br />
haben die drei Unternehmen jetzt unterzeichnet.<br />
Das Projekt wird vom Bundeswirtschaftsministerium<br />
im Rahmen des<br />
Wettbewerbs Energieeffizienz gefördert.<br />
Nachhaltige Produktion durch innovative<br />
Sektorkopplung<br />
Bereits seit Ende 2020 braut die Bitburger<br />
Braugruppe, zu der die König-Brauerei<br />
gehört, an allen ihren St<strong>and</strong>orten klimaneutral.<br />
Das hat sie erreicht, indem sie<br />
in erster Linie Emissionen vermeidet und<br />
verringert. Derzeit technisch noch unvermeidbare<br />
Restemissionen werden kompensiert.<br />
„Künftig reduzieren wir in der<br />
König-Brauerei die aktuell noch entstehenden<br />
CO 2 -Emissionen durch die Energieversorgung<br />
mit Abwärme um rund 75<br />
Prozent“, sagt Jan Niewodniczanski, Geschäftsführer<br />
Technik und Umwelt der<br />
Bitburger Braugruppe. Das Besondere:<br />
Alle Prozesse zur Bierherstellung, bei denen<br />
Energie in Form von Wärme benötigt<br />
wird, sind dann zu 100 Prozent emissionsfrei.<br />
Jan Niewodniczanski: „Die König-Brauerei<br />
wird durch diese massive<br />
Reduzierung zu einer der nachhaltigsten<br />
Brauereien in Deutschl<strong>and</strong>.“<br />
17
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Auch für Deutschl<strong>and</strong>s größten Stahlhersteller<br />
thyssenkrupp Steel hat das Projekt<br />
Vorbildcharakter. „Global denken, lokal<br />
h<strong>and</strong>eln“, betont Arnd Köfler, Produktionsvorst<strong>and</strong><br />
von thyssenkrupp Steel. „Das ist<br />
ein in der Nachbarschaft entst<strong>and</strong>enes Projekt,<br />
mit dem wir gemeinsam ganz konkret<br />
Klimaschutz vor Ort betreiben. Die König-Brauerei<br />
als mittelständischer Partner,<br />
in Sichtweite unseres Werks, kann dafür<br />
ein Vorbild werden. Wir haben hier zusammen<br />
über Unternehmensgrenzen hinausgedacht.<br />
Wir freuen uns, dass ein Teil unserer<br />
Abwärme auf diese innovative Art genutzt<br />
wird.“<br />
Für E.ON ist das Projekt wegweisend. Der<br />
Energieversorger übernimmt den Abwärmedampf<br />
von thyssenkrupp Steel, verlegt<br />
eine neue Leitung zur Brauerei und schafft<br />
so die notwendige Infrastruktur für das<br />
Vorhaben: „Wir freuen uns sehr, Energiepartner<br />
für dieses Projekt zu werden“, erläutert<br />
Karsten Wildberger, im Vorst<strong>and</strong><br />
von E.ON für Kundenlösungen verantwortlich.<br />
„Wir starten gemeinsam ein Vorzeige-CO<br />
2 -Einsparprojekt dreier Traditionsunternehmen<br />
für die Stadt Duisburg und<br />
die Region Ruhrgebiet. Das ist ein richtungsweisendes<br />
Projekt für die Wärmewende<br />
und prägnantes Beispiel zu mehr<br />
Nachhaltigkeit mittels Sektorkopplung. So<br />
wird die Energiewende lokal sichtbar.“<br />
Perfekt inein<strong>and</strong>ergreifende Projektteile<br />
Ausgangspunkt für die Kooperation ist<br />
das Kraftwerk Ruhrort von thyssenkrupp<br />
Steel als Teil des integrierten Energieverbundes<br />
des Stahlherstellers. In dieses<br />
Rohrleitungsnetz wird von verschiedenen<br />
Erzeugern, wie zum Beispiel den Stahlwerken,<br />
Dampf eingeleitet. Ein Teil dieser Abwärme<br />
kann nun abgezweigt und der König-Brauerei<br />
über eine neue Leitung zur<br />
Verfügung gestellt werden. E.ON übernimmt<br />
als Energiepartner den Bau dieser<br />
Leitungsinfrastruktur. Die Emschergenossenschaft<br />
stellt für die Errichtung einer<br />
Übergabestation zu thyssenkrupp ein<br />
Grundstück zur Verfügung. Der Dampf<br />
wird von der König-Brauerei übernommen<br />
und als Prozessdampf im Betrieb genutzt.<br />
Nach jetzt erfolgter Vertragsunterzeichnung<br />
wird als nächster Schritt die Leitungsinfrastruktur<br />
gebaut sowie eine neue<br />
Dampfum<strong>for</strong>mungsanlage in der König-Brauerei<br />
errichtet. Starten soll die<br />
neue Energieversorgung der Brauerei im<br />
Frühjahr 2022.<br />
LL<br />
www.eon.com (212251517)<br />
EVN: Windpark Kettlasbrunn geht<br />
in Betrieb – Ökostrom für rund<br />
13.000 Haushalte<br />
• Niederösterreich produziert bereits<br />
knapp 30 % seines Strombedarfs aus<br />
Wind<br />
(evn) Vier moderne Windkraftanlagen errichteten<br />
EVN und die Liechtenstein Gruppe<br />
AG im niederösterreichischen Kettlasbrunn<br />
(Bezirk Mistelbach). Hier wird künftig<br />
Öko-Strom für rund 13.000 Haushalte<br />
produziert.<br />
Für Prinz Constantin von Liechtenstein ist<br />
dieser Windpark etwas Besonderes, ist es<br />
doch das erste eigene Windkraftprojekt der<br />
Liechtenstein Gruppe AG: „Wir beschäftigen<br />
uns schon sehr lange mit erneuerbaren<br />
Energien aus Wind-, Wasserkraft, Biomasse<br />
und Sonnenenergie, da wir von der Umweltfreundlichkeit<br />
dieser Energie<strong>for</strong>men<br />
überzeugt sind. Im Jahr 2006 wurde der<br />
damals größte Windpark im Weinviertel<br />
von der EVN auf unseren Flächen errichtet.<br />
Nun investierten wir bei diesem gemeinsamen<br />
Windpark mit der EVN erstmals auch<br />
selbst in Windräder in Österreich.“<br />
Niederösterreich produziert bereits<br />
knapp 30 % seines Strombedarfs aus Wind.<br />
L<strong>and</strong>tagspräsident Karl Wilfing: „Wir sind<br />
in Niederösterreich Vorreiter der Energiewende<br />
und produzieren unseren Strom sicher<br />
und sauber, statt auf Kohle und Atomkraft<br />
zu setzen. Windkraftprojekte wie<br />
dieses hier in Kettlasbrunn zeigen, wie der<br />
Niederösterreichische Weg auch in Zukunft<br />
aussehen wird.“<br />
„Als politische Vertreter sind wir dafür<br />
verantwortlich, die Weichen für eine lebenswerte<br />
Zukunft der jetzigen und der<br />
kommenden <strong>Generation</strong>en zu stellen. Ich<br />
bin stolz, dass wir mit diesen Windrädern<br />
einen weiteren Beitrag dazu leisten können“,<br />
steht auch Bürgermeister Erich Stubenvoll<br />
hinter diesem Ökoprojekt.<br />
„Die Windkraft nimmt eine zentrale Rolle<br />
in unserer Strategie ein, den Anteil erneuerbarer<br />
Energie konsequent und mit Augenmaß<br />
auszubauen. Mit unserem Anteil<br />
an diesem Windpark betreibt die EVN aktuell<br />
154 Windräder mit einer Gesamtleistung<br />
von rund 380 MW. Damit können wir<br />
über 240.000 Haushalte mit ökologischem<br />
Strom versorgen. Unser Ziel ist, diese Leistung<br />
mittelfristig auf 500 MW auszubauen“,<br />
erläutert EVN Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan<br />
Szyszkowitz.<br />
LL<br />
www.evn.at (212251525)<br />
EVN: Moderne Krananlagen<br />
in der Abfallverwertungsanlage<br />
Dürnrohr schnappen wieder<br />
kräftig zu<br />
• Jährlich 500.000 Tonnen Müll l<strong>and</strong>en<br />
im Müllbunker der<br />
Abfallverwertungsanlage<br />
(evn) Während eines generellen Stillst<strong>and</strong>es<br />
der thermischen Abfallverwertung<br />
Dürnrohr blieben die Krananlagen von einer<br />
Erneuerung nicht verschont. Und davon<br />
sind sogar mehrere, nicht gerade kleine<br />
Kranbahnen mit gigantischer Traglast<br />
im Werk im Einsatz, um die täglich ankommenden<br />
Müllberge zu bewältigen.<br />
Beginnt man mit dem in der Regel per<br />
Bahn ankommenden Haushaltsmüll, wird<br />
ein sogenannter Containerkran mit einer<br />
Traglast von 32 Tonnen eingesetzt, der die<br />
vollen Container von den Waggons greift<br />
und gleichzeitig auch einen leeren Container<br />
wieder auf den Waggon zurücksetzt.<br />
Der voll beladene Container kommt in die<br />
Kippstation, die über eine Schleuse in den<br />
Abkippraum transportiert wird. Dort öffnet<br />
sich der Deckel automatisch. All diese<br />
EVN: Windpark Kettlasbrunn geht in Betrieb – Ökostrom für rund 13.000 Haushalte.<br />
GR OV Martin Schreibvogel aus Kettlasbrunn, EVN Vorst<strong>and</strong>ssprecher Stefan Szyszkowitz, Prinz<br />
Constantin von Liechtenstein, Stadträtin Andrea Hugl, L<strong>and</strong>tagspräsident Karl Wilfing und<br />
Bürgermeister Erich Stubenvoll. © EVN / Antal<br />
18
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
EVN: Moderne Krananlagen in der Abfallverwertungsanlage Dürnrohr schnappen wieder kräftig<br />
zu. Fotocredit: © EVN Wurnig<br />
Arbeiten werden von der Krankabine über<br />
Kameras gesteuert und überwacht. Um einen<br />
reibungslosen Ablauf weiter zu garantieren,<br />
wurde hier bei der Programmierung<br />
in ein neues Kran-Management System investiert.<br />
Jährlich 500.000 Tonnen Müll l<strong>and</strong>en im<br />
Müllbunker der Abfallverwertungsanlage,<br />
wo wieder eine Krananlage mit drei Müllkränen<br />
darauf wartet die Abkippstellen frei<br />
zu halten, den Müll zu stapeln und zu mischen<br />
und schließlich auch in den Aufgabetrichter<br />
der Feuerung zu befördern. Ein<br />
Müllkran mit der Traglast von 17 Tonnen<br />
erhielt bei der aktuellen Revision wieder<br />
neue Schleppkabel und Klemmkästen um<br />
wieder kräftig zugreifen zu können, während<br />
seine beiden Kollegen Müllkran 1 und<br />
2 weiterhin einsatzfähig blieben.<br />
Nach dem Verbrennungsvorgang des<br />
Mülls bleibt die sogenannte Schlacke übrig,<br />
die nun aus der Abfallverwertungsanlage<br />
raus befördert werden möchte. Hier<br />
greift der Schlackekran mit einer Traglast<br />
von 12 Tonnen noch einmal ordentlich zu.<br />
Er wurde mit einem neuen Rahmen,<br />
Seiltrommel und Lager sowie Hub-Getriebe<br />
bestückt.<br />
„Bei jährlich 130.000 Tonnen beförderter<br />
Schlacke vom Schlackebunker auf Bahnwaggons<br />
war diese Erneuerung sicher eine<br />
Art Kur für den seit 2003 arbeitenden<br />
Schlackekran“, freut sich EVN Sprecher<br />
Stefan Zach über die rasch umgesetzten<br />
Modernisierungsarbeiten aller Krananlagen<br />
in weniger als 10 Tagen.<br />
EVN Abfallverwertung NÖ:<br />
Aus Müll wird Energie<br />
Die Thermische Abfallverwertungsanlage<br />
ist ein wichtiger Eckpfeiler des Energieknotens<br />
Dürnrohr. Das Energiepotenzial der<br />
Anlage beträgt 210 MW. Aus dem angelieferten<br />
Abfall entsteht Dampf, welcher zur<br />
Erzeugung von Strom sowie Fernwärme für<br />
die Gemeinde Zwentendorf und zwei Drittel<br />
der L<strong>and</strong>eshauptstadt St. Pölten verwendet<br />
wird. Zusätzlich wird die AGRANA Stärke<br />
GmbH mit Prozessdampf beliefert. Durch<br />
Energie aus Abfall werden dadurch fossile<br />
Energieträger eingespart. Ressourcenschonung,<br />
Verminderung von Emissionen und<br />
des Treibhauseffekts, eine erhöhte Luftqualität<br />
in der Region und eine Verbesserung<br />
der CO 2 -Bilanz sind das Ergebnis.<br />
LL<br />
www.evn.at (212251523)<br />
Helsinki to close the Hanasaari<br />
power plant almost two years<br />
ahead <strong>of</strong> schedule<br />
(helen) The Hanasaari coal-fired power<br />
plant will cease operations by 1 April 2023.<br />
The decision has a significant impact on the<br />
carbon footprint <strong>of</strong> Helsinki <strong>and</strong> the entire<br />
country.<br />
“Coal burning in Hanasaari in Helsinki<br />
will come to an end almost two years ahead<br />
<strong>of</strong> the original plan, which will have significant<br />
positive climate impacts. The Hanasaari<br />
power plant is the third-largest source<br />
<strong>of</strong> industrial emissions in Finl<strong>and</strong>, accounting<br />
<strong>for</strong> two per cent <strong>of</strong> total emissions <strong>of</strong><br />
our country. The total emissions <strong>of</strong> Helsinki<br />
will fall by about 20 per cent as a result<br />
<strong>of</strong> the decision,” says Mayor <strong>of</strong> Helsinki Jan<br />
Vapaavuori.<br />
The decision to bring <strong>for</strong>ward the closing<br />
<strong>of</strong> Hanasaari is economically viable <strong>for</strong> Helen,<br />
<strong>for</strong> example, due to the increased price<br />
<strong>of</strong> emission allowances. According to the<br />
original plan, the closing <strong>of</strong> the Hanasaari<br />
power plant would have taken place at the<br />
end <strong>of</strong> 2024. In accordance with the new<br />
schedule, the Hanasaari power plant will<br />
be transferred <strong>for</strong> reserve use in the heating<br />
season <strong>of</strong> 2022–2023 when the bioenergy<br />
heating plant to be constructed in Vuosaari<br />
starts production. After that, the<br />
Hanasaari power plant will be closed down<br />
permanently.<br />
In this first phase, the production <strong>of</strong> Hanasaari<br />
will be replaced with heat pumps, heat<br />
storage, biomass, <strong>and</strong> heat trade.<br />
“It is possible to close the power plant earlier<br />
than planned because over the past few<br />
years we have done a lot <strong>of</strong> work <strong>and</strong> made<br />
significant investments in the production <strong>of</strong><br />
renewable <strong>and</strong> emission-free heat <strong>and</strong> power<br />
production. Helen has been a <strong>for</strong>erunner<br />
<strong>of</strong> new energy solutions throughout its history,<br />
<strong>and</strong> this decision is also a strong indicator<br />
<strong>of</strong> it. Helen has the expertise <strong>and</strong> the will<br />
to have an impact on the energy transition<br />
<strong>and</strong> to find solutions <strong>for</strong> the mitigation <strong>of</strong><br />
climate change. We have reserved a total <strong>of</strong><br />
one billion euros <strong>for</strong> carbon-neutral investments,<br />
<strong>and</strong> one-third <strong>of</strong> the investment decisions<br />
have already been made,” says Helen’s<br />
CEO Juha-Pekka Weckström.<br />
As a result <strong>of</strong> the decision to bring <strong>for</strong>ward<br />
the closing <strong>of</strong> the plant, the Hanasaari<br />
coal store will disappear from the<br />
streetscape <strong>and</strong> the area will be released in<br />
stages <strong>for</strong> the use <strong>of</strong> Helsinki residents.<br />
“In future, the released areas will <strong>for</strong>m a<br />
new focal point <strong>for</strong> the eastern part <strong>of</strong> the<br />
city centre. As a result <strong>of</strong> the removal <strong>of</strong><br />
power plant operations <strong>and</strong> the coal heap,<br />
unique urban space <strong>and</strong> shore areas will be<br />
freed <strong>for</strong> services, operations <strong>and</strong> leisure-time<br />
facilities <strong>for</strong> a vibrant everyday<br />
urban life <strong>for</strong> Helsinki residents. The Hanasaari<br />
area also has a great connection with<br />
the Suvilahti <strong>and</strong> Teurastamo areas <strong>and</strong>,<br />
together, they will have a huge potential to<br />
develop into a new urban cultural district,”<br />
the Mayor, Mr Vapaavuori envisages.<br />
Carbon-neutral Helsinki 2035<br />
The City <strong>of</strong> Helsinki <strong>and</strong> Helen have committed<br />
to carbon neutrality by year 2035.<br />
This target will be achieved in stages.<br />
The City Council decided on closing the<br />
Hanasaari power plant already in December<br />
2015, at which time the preparations<br />
were launched. Since then, Helen’s employees<br />
<strong>and</strong> organisation have been adapting<br />
to the changes in energy production,<br />
<strong>and</strong> these measures still continue. After the<br />
Hanasaari power plant has been closed<br />
down <strong>and</strong> its production has ceased, Helen<br />
will phase out the use <strong>of</strong> coal in full by<br />
2029 at the latest, by which time coal burning<br />
will also come to an end in the Salmisaari<br />
power plant.<br />
Alternative energy solutions <strong>of</strong> the future<br />
have also been sought with new <strong>and</strong> innovative<br />
methods. The City <strong>of</strong> Helsinki requested<br />
sustainable solutions <strong>for</strong> the heating<br />
<strong>of</strong> Helsinki from energy experts from<br />
throughout the world in the Helsinki Energy<br />
Challenge competition. The objective <strong>of</strong><br />
solutions sought with the challenge competition<br />
is to completely phase out combustion-based<br />
energy production in the next<br />
few years, <strong>for</strong> example, with alternative<br />
solutions in Salmisaari.<br />
LL<br />
www.helen.fi (212251531)<br />
19
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
kelag: Solarthermische<br />
Großanlage für die Fernwärme<br />
Friesach. Die Bauarbeiten sind<br />
im Zeitplan<br />
(kelag) In Friesach, Kärnten/Österreichwird<br />
derzeit die größte solarthermische<br />
Anlage Österreichs installiert. Schon ab<br />
Juli wird sie in den Sommermonaten 100 %<br />
des Wärmebedarfes der Fernwärmekunden<br />
in Friesach decken.<br />
Die Anlage wird von „Unser Kraftwerk“<br />
errichtet, die Solarkollektoren stammen<br />
von GREENoneTEC in St. Veit an der Glan,<br />
die Solarwärme wird in das bestehende<br />
Fernwärmenetz der KELAG Energie & Wärme<br />
GmbH in Friesach eingespeist.<br />
„Unser Kraftwerk“ errichtet große<br />
Solarthermieanlage und Pufferspeicher<br />
Auf dem Areal südlich von Friesach installieren<br />
derzeit Fachkräfte im Auftrag von<br />
„Unser Kraftwerk“ 436 Stück Großflächenkollektoren,<br />
mit einer Gesamtfläche von<br />
5.750 Quadratmetern. Das entspricht fast<br />
der Größe eines Fußballfeldes. Bereits verlegt<br />
ist die 1,1 km Fernwärmeleitung vom<br />
Kollektorfeld zum großen Pufferspeicher<br />
beim Biomasseheizwerk der KELAG Energie<br />
& Wärme, auch der 1.000 Kubikmeter<br />
große Speicher ist fertiggestellt. Der Pufferspeicher<br />
hat einen Durchmesser von knapp<br />
11 Meter und ist 11 Meter hoch, er ist mit 30<br />
cm Dämmmaterial ummantelt. „Die Sonnenkollektoren<br />
haben eine maximale Leistung<br />
von 4 MW, sie werden Wasser auf bis<br />
zu 90 Grad Celsius erwärmen und in den<br />
Pufferspeicher leiten“, erläutert Gerhard<br />
Rabensteiner, Geschäftsführer von „Unser<br />
Kraftwerk“. „Die Solarthermie wird vor allem<br />
den Warmwasserbedarf der Kunden im<br />
Sommer decken, in der Übergangszeit aber<br />
auch zur Heizung beitragen.“<br />
Kärntner Sonnenkollektoren für<br />
Vorzeigeprojekt in Friesach<br />
Die Sonnenkollektoren für die größte Solarthermieanlage<br />
Österreichs produziert<br />
und liefert die Firma GREENoneTEC aus<br />
St. Veit an der Glan, Weltmarktführer in<br />
der Produktion von thermischen Sonnenkollektoren.<br />
Für Geschäftsführer Robert<br />
K<strong>and</strong>uth ist diese Anlage ein Vorzeigeprojekt:<br />
„Wir haben bereits Anmeldungen aus<br />
Italien, Chile und Mexiko zur Besichtigung<br />
dieser Anlage. So wird österreichisches<br />
Know-How in die ganze Welt getragen und<br />
wir können mit Stolz behaupten, hier auch<br />
eine wichtige Vorreiterrolle zur Erreichung<br />
von Klimaschutzzielen einzunehmen.“<br />
Produziert werden die Großflächenkollektoren<br />
auf einer H<strong>and</strong>fertigungslinie mit einem<br />
speziell geschulten Team aus fünf Personen.<br />
12 Stück können in einer Schicht<br />
erzeugt werden. Die Gesamtproduktionszeit<br />
der Kollektoren für die Anlage in<br />
Friesach lag bei acht Wochen.<br />
Neul<strong>and</strong> für die KELAG Energie & Wärme<br />
In Friesach betreibt die KELAG Energie &<br />
Wärme GmbH ein Biomasseheizwerk und<br />
liefert über ihr mehr als 10 km langes Fernwärmenetz<br />
rund 15 Millionen Kilowattstunden<br />
Wärme an ihre Kunden. 2,5 Millionen<br />
Kilowattstunden kommen in Zukunft<br />
aus der solarthermischen Großanlage, das<br />
entspricht dem Jahresverbrauch von rund<br />
500 Wohnungen. In der Übergangszeit und<br />
im Winter kann die KELAG Energie & Wärme<br />
GmbH mit dem großen Wärmespeicher<br />
den Einsatz der beiden Biomassekessel optimieren,<br />
das ist ein weiterer Vorteil.<br />
„Der gute Fortschritt des Projektes wird<br />
es ermöglichen, bereits heuer im Sommer<br />
unser Fernwärmesystem in Friesach ausschließlich<br />
mit Solarthermie zu betreiben“,<br />
erläutert Adolf Melcher, Geschäftsführer<br />
der KELAG Energie & Wärme GmbH. „Wir<br />
betreiben in ganz Österreich 85 Fernwärmenetze,<br />
trotzdem ist dieser Schritt in<br />
Friesach absolutes Neul<strong>and</strong>. Wir brauchen<br />
im Sommer in Friesach weder Biomasse<br />
noch einen <strong>and</strong>eren Brennst<strong>of</strong>f für die<br />
Fernwärme. Nur durch die gute Zusammenarbeit<br />
mit den beiden Partnern ist es<br />
möglich, dieses Projekt rasch umzusetzen.<br />
Es freut mich auch, dass dieses innovative<br />
Vorhaben vom Klima- und Energiefonds<br />
und vom L<strong>and</strong> Kärnten gefördert wird.“<br />
„Wärme für die gesamte Innenstadt!“<br />
Vizebürgermeisterin Ursula Heitzer freut<br />
sich über die Innovation in der Stadtgemeinde<br />
Friesach. „Wir sind ausgesprochen<br />
stolz darauf, dass die größte Solarthermie<br />
Österreichs in unserem Gemeindegebiet errichtet<br />
wird. Wir können mit der dadurch<br />
gewonnen Energie 500 Haushalte, somit die<br />
gesamte Innenstadt, mit der notwendigen<br />
Wärme versorgen. Wir leisten dadurch nicht<br />
nur einen erheblichen Beitrag zu klimaneutralen<br />
Energiegewinnung, sondern sind<br />
auch wahrlich Vorreiter auf diesem Gebiet.<br />
Wir bedanken uns bei der KELAG Energie<br />
und Wärme GmbH, bei „Unser Kraftwerk“<br />
und GREENoneTec für die Umsetzung dieses<br />
zukunftsorientierten Projektes.“<br />
Bürgerbeteiligung für die Solarthermie<br />
„Unser Kraftwerk“ finanziert die Investition<br />
von rund zwei Millionen Euro in die Solarthermieanlage<br />
und in den Pufferspeicher<br />
über ein Bürgerbeteiligungsmodell.<br />
Gerhard Rabensteiner: „Wir bieten interessierten<br />
Kleininvestoren den Kauf einzelner<br />
Sonnenkollektoren an und mieten sie gegen<br />
eine fixe jährliche Pacht von 3 % der<br />
Investitionssumme zurück. Es freut uns,<br />
dass wir für unsere Bürgerbeteiligungsmodelle<br />
sehr viele Investoren aus der Region<br />
gewinnen können, bei PV-Projekten haben<br />
wir sehr gute Erfahrungen mit dieser Form<br />
der Bürgerbeteiligung gemacht, sodass wir<br />
dieses Modell auch für die Solarthermie<br />
Friesach anwenden.“<br />
LL<br />
www.kelag.at (212251534)<br />
LEAG: 440-MW-Solarenergie<br />
unterstützen regionale<br />
Strukturentwicklung<br />
• EP New Energies und LEAG entwickeln<br />
den Energiepark Bohrau sowie<br />
Solarnutzung auf stillgelegter<br />
Aschedeponie in der Rekultivierung des<br />
Tagebaus Jänschwalde<br />
(leag) Die erneuerbare Energiel<strong>and</strong>schaft<br />
auf rekultivierten Bereichen des Tagebaus<br />
Jänschwalde erhält neben dem geplanten<br />
100 MW-Windpark Forst-Briesnig II zwei<br />
weitere Solarprojekte. Der 400-MW starke<br />
„Energiepark Bohrau“ in der Nähe von<br />
Forst (Lausitz), der ohne staatliche Förderung<br />
auskommen soll, sowie eine<br />
40-MW-Solaranlage auf der stillgelegten<br />
Aschedeponie Jänschwalde I in unmittelbarer<br />
Nähe werden derzeit von der Projektentwicklerin<br />
für erneuerbare Energien EP<br />
New Energies GmbH (EPNE) gemeinsam<br />
mit der LEAG geplant. Erste Gespräche mit<br />
Vertretern der Stadt Forst und der Anrainerortschaften<br />
zum Energiepark Bohrau sind<br />
bereits erfolgt. In den nächsten Wochen<br />
wird weiter über die Projekte in<strong>for</strong>miert<br />
werden.<br />
„Der Ausbau von erneuerbaren Energien<br />
in der Bergbaufolgel<strong>and</strong>schaft der LEAG<br />
bietet eine Vielzahl an Chancen für die<br />
Strukturentwicklung der Lausitz. Verknüpft<br />
mit verschiedenen innovativen Ansätzen,<br />
auch im Bereich Wasserst<strong>of</strong>f, soll<br />
der Energiepark Bohrau Grundlage für<br />
weitere Investitionen sein“, so Andreas<br />
Huck, LEAG-Vorst<strong>and</strong> für den Bereich<br />
Neue Geschäftsfelder. So ergäbe sich für<br />
die Stadt Forst durch die Dimension der<br />
geplanten Anlagen die Möglichkeit für einen<br />
gemeinsamen Ausbau der Stromnetz-Infrastruktur,<br />
womit auch die Versorgungssicherheit<br />
der Stadt verbessert würde.<br />
Zudem verweist Huck auf die Erlöse<br />
aus der Stromvermarktung, die im Sinne<br />
der Vorsorgevereinbarungen mit den Ländern<br />
Br<strong>and</strong>enburg und Sachsen in die Vorsorgegesellschaften<br />
eingehen würden und<br />
mit denen die Wiedernutzbarmachung der<br />
Bergbaufolgel<strong>and</strong>schaften finanziell zusätzlich<br />
abgesichert werden soll.<br />
„Mit dem Energiepark Bohrau entwickeln<br />
wir ein PV-Projekt, das günstigen Grünstrom<br />
ohne staatliche Förderung erzeugt<br />
und damit ideale Voraussetzung für die<br />
CO 2 -freie Energie-Versorgung von lokalen<br />
Industrieunternehmen bietet. Erneuerbare<br />
Energien-Projekte in der Bergbaufolgel<strong>and</strong>schaft<br />
können sich als echter St<strong>and</strong>ortvorteil<br />
für die Region erweisen“, betont<br />
EPNE-Geschäftsführer Dominique Guillou,<br />
dessen Unternehmen gemeinsam mit LEAG<br />
in den nächsten fünf Jahren Wind- und Solarprojekte<br />
mit mehreren Hundert MW realisieren<br />
will.<br />
20
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Die für den Energiepark vorgesehenen<br />
Flächen nahe des Forster Ortsteils Bohrau<br />
stehen als ehemalige Tagebauflächen noch<br />
unter bergrechtlicher Verantwortung der<br />
LEAG bzw. der Lausitzer und Mitteldeutschen<br />
Bergbau-Verwaltungsgesellschaft<br />
mbH (LMBV) und werden derzeit von den<br />
drei regionalen L<strong>and</strong>wirtschaftsbetrieben<br />
Agrargenossenschaft eG Heinersbrück,<br />
Bauern AG Neißetal sowie der Agrargenossenschaft<br />
Forst eG bewirtschaftet. Frank<br />
Schneider, Geschäftsführer der Agrargenossenschaft<br />
eG Heinersbrück, sieht der<br />
Zusammenarbeit positiv entgegen: „Mit<br />
der LEAG verbindet uns seit vielen Jahren<br />
eine vertrauensvolle Partnerschaft, die wir<br />
gern für eine erfolgreiche Strukturentwicklung<br />
<strong>for</strong>tsetzen wollen. Gemeinsam<br />
arbeiten wir an innovativen Konzepten, um<br />
für erneuerbare Energien genutzte Bergbaufolgeflächen<br />
auch weiterhin zu bewirtschaften.<br />
Von der Entwicklung über die<br />
Errichtung bis zum Betrieb wollen wir<br />
beim Energiepark Bohrau eine langfristige<br />
Zusammenarbeit eingehen.“<br />
Bei der St<strong>and</strong>ortauswahl und Erstellung<br />
des Projekt-Layouts für den Energiepark<br />
Bohrau wurden die naturschutzfachlichen<br />
Belange von Beginn an berücksichtigt.<br />
Eine naturschutzfachliche Begleitung verbunden<br />
mit einem Monitoring sichert zudem<br />
die Erreichung der naturschutzfachlichen<br />
Vorgaben. Mit gezielten Anpflanzungen<br />
soll während des Betriebs der Anlage<br />
ein Beitrag zur weiteren Bodenentwicklung<br />
und Erhöhung der Artenvielfalt der<br />
Flächen geleistet werden und das Gebiet<br />
ökologisch aufgewertet werden.<br />
Die Solaranlage auf der stillgelegten<br />
Aschedeponie Jänschwalde I soll im Jahr<br />
2023 in Betrieb gehen, der Energiepark<br />
Bohrau ein Jahr später. Rein rechnerisch<br />
könnten mit beiden Anlagen rund 125.000<br />
Haushalte mit grünem Strom versorgt<br />
werden.<br />
LL<br />
www.leag.de (212251554)<br />
LEAG: Cottbuser Ostsee soll<br />
schwimmende PV-Anlage erhalten<br />
• LEAG plant Deutschl<strong>and</strong>s bislang größte<br />
Floating-PV-Anlage mit 21 MW Leistung<br />
(leag) Mit einer bis zu 18 Hektar großen<br />
schwimmenden PV-Anlage auf dem künftig<br />
1900 Hektar großen Cottbuser Ostsee<br />
plant das Energieunternehmen LEAG in<br />
Zusammenarbeit mit ihrer Projektentwicklerin<br />
EP New Energies GmbH (EPNE), einen<br />
innovativen Beitrag zum Ausbau der<br />
Erneuerbaren Energien in der Lausitz zu<br />
leisten. Die 21-MW-Anlage wäre das bislang<br />
größte in Deutschl<strong>and</strong> realisierte Floating-PV-Projekt.<br />
Einer im vergangenen<br />
Jahr mit der Stadt Cottbus und der BTU<br />
Cottbus-Senftenberg vereinbarten Absichtserklärung<br />
zur Entwicklung des Cottbuser<br />
Ostsees als Modellregion im Strukturw<strong>and</strong>el<br />
und der Energiewende würde<br />
Lage der schwimmenden PV-Anlage auf dem künftigen Cottbuser Ostsee, Grafik: LEAG<br />
das Projekt in Bezug auf Innovation, Nachhaltigkeit<br />
und Klimaschutz Rechnung tragen.<br />
Gleichzeitig stünde es mit einer Flächeninanspruchnahme<br />
von weniger als einem<br />
Prozent an der Seefläche im Einklang<br />
mit den Entwicklungszielen des Bergbaufolgesees<br />
in den Bereichen Naherholung,<br />
Tourismus und Naturschutz.<br />
„Floating-PV auf dem künftigen Cottbuser<br />
Ostsee hat für uns das Potential, ein innovatives<br />
Leuchtturmprojekt mit überregionaler<br />
Strahlkraft in einer sich w<strong>and</strong>elnden Energieregion<br />
zu werden. Damit erhielte der<br />
größte Bergbaufolgesee Deutschl<strong>and</strong>s ein<br />
Alleinstellungsmerkmal, das auch im Zuge<br />
der Strukturentwicklung in der Lausitz von<br />
Bedeutung wäre“, so Andreas Huck, Vorst<strong>and</strong><br />
für den Bereich Neue Geschäftsfelder.<br />
„Unserem Ziel, einen breiten Mix aus<br />
Erzeugungsanlagen und einen deutlich<br />
wachsenden Anteil Erneuerbarer Energien<br />
in unserem LEAG-Portfolio zu etablieren,<br />
kommen wir mit Floating PV als vielversprechendem<br />
Marktsegment im PV-Bereich<br />
ein Stück näher.“<br />
Stefan Korb, amtierender Geschäftsbereichsleiter<br />
Wirtschaft, Strukturentwicklung,<br />
Digitalisierung der Stadt Cottbus/<br />
Chóśebuz begrüßt, dass der am 30.09.2020<br />
unterzeichnete Kooperationsvertrag mit<br />
diesem konkreten Projekt mit Leben erfüllt<br />
werde. „Wir unterstreichen damit die Zusammenarbeit<br />
zwischen der Stadt Cottbus/Chóśebuz<br />
und LEAG im Projekt Cottbuser<br />
Ostsee. Das Vorhaben der LEAG korrespondiert<br />
mit unseren Plänen für ein<br />
CO 2 -neutrales Hafen- und Stadtquartier,<br />
das der Stadtentwicklung völlig neue Impulse<br />
verleihen wird. Die enge Zusammenarbeit<br />
wird auch bei weiteren Projekten<br />
er<strong>for</strong>derlich werden, wie z.B. bei der Seewasserwärmepumpe<br />
oder der Schaffung<br />
der Voraussetzungen zur Schiffbarkeit; ins<strong>of</strong>ern<br />
freuen wir uns darüber, an einem<br />
Strang zu ziehen.“<br />
Für die Errichtung der Anlage ist die Aufstellung<br />
eines Bebauungsplans durch die<br />
Stadt Cottbus er<strong>for</strong>derlich. Das Verfahren<br />
wird mit Beteiligung der Öffentlichkeit und<br />
der zuständigen Behörden geführt und soll<br />
in diesem Sommer beginnen. Aufgrund<br />
des Flutungs<strong>for</strong>tschritts plant die LEAG parallel<br />
dazu, in Vorleistung zu gehen und<br />
mit der Vergütung des Seebodens im Vorhabengebiet<br />
zu beginnen. Nach Erhalt des<br />
Satzungsbeschlusses und der Baugenehmigung<br />
könnten 2023 Errichtung und Inbetriebnahme<br />
der Anlage erfolgen. Ihre absehbare<br />
Jahreserzeugung von ca. 20.000<br />
Megawattstunden würde rechnerisch ausreichen,<br />
um 5.700 Haushalte mit Strom zu<br />
versorgen.<br />
Gegenüber Freiflächenanlagen bietet die<br />
Errichtung von schwimmenden PV-Anlagen<br />
verschiedene Vorteile wie die geringere<br />
Versiegelung von L<strong>and</strong>flächen sowie<br />
eine höhere Effizienz der Anlagen durch<br />
kühlere Umgebungstemperaturen. Sie<br />
macht zusätzliche Flächenpotentiale für<br />
die Energiewende nutzbar und mindert damit<br />
auch Flächenkonkurrenz an L<strong>and</strong>. Die<br />
Größe des Sees ermöglicht es, die Vorha-<br />
21
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
benfläche mit größtmöglichem Abst<strong>and</strong> zu<br />
allen touristisch genutzten Seeufern zu beplanen.<br />
So soll die PV-Anlage etwa 2,4 km<br />
vom künftigen Cottbuser Stadthafen und<br />
1,6 km vom Hafen Teichl<strong>and</strong> entfernt entstehen,<br />
außerhalb geplanter Schifffahrtsrouten<br />
liegen und von allen Seiten umfahrbar<br />
sein. Aufgrund ihrer flachen Ausführung<br />
wird sie zudem von den touristisch<br />
genutzten Ufern des Cottbuser Ostsees<br />
kaum wahrnehmbar sein.<br />
Floating PV nutzt bewährte und bezüglich<br />
Sicherheit geprüfte Technologien, wie<br />
zum Beispiel für den Betrieb auf und im<br />
Wasser zertifizierte elektrische Anlagen<br />
und schwimmende Trägereinrichtungen.<br />
Eine Verankerung und Montage der Anlage<br />
wäre aufgrund der noch nicht abgeschlossenen<br />
Flutung des Cottbuser Ostsees im<br />
„Trockenen“ möglich. Der Seeboden würde<br />
vor Beginn der Arbeiten durch die bewährte<br />
Technologie der Rüttel- und Fallgewichtsverdichtung<br />
vergütet werden. Die<br />
geringe Wassertiefe von rund zwei Metern<br />
am geplanten St<strong>and</strong>ort bietet weitere gute<br />
Voraussetzungen für die Verankerung im<br />
Seeboden. Auch die notwendigen technischen<br />
Infrastrukturen sind vorh<strong>and</strong>en. So<br />
könnte das Umspannwerk Cottbus-Nord<br />
ertüchtigt werden, was Eingriffe in die<br />
L<strong>and</strong>schaft minimieren würde.<br />
LL<br />
www.leag.de (212251556)<br />
LEAG: Biomasse am Tagebau<br />
Reichwalde soll Kohlendioxid<br />
binden<br />
(leag) Im Rahmen des EU-Folgeprojekts<br />
„Miscomar+ - Miscanthus für kontaminiertes<br />
und marginales L<strong>and</strong>“ ist Ende Mai<br />
<strong>2021</strong> am Tagebau Reichwalde in der Lausitz<br />
eine Fläche von einem Hektar mit<br />
Miscanthus Giganteus bepflanzt worden.<br />
Miscanthus, auch Chinagras Riesenschilfgras<br />
oder Elefantengras genannt, ist eine<br />
ursprünglich in Südostasien beheimatete,<br />
mehrjährige Pflanze. Einmal auf einer Fläche<br />
etabliert, entwickelt sie ein dichtes,<br />
tiefreichendes Wurzelwerk und baut im<br />
Vegetationsverlauf eine Humusschicht auf.<br />
Innerhalb des EU-Projektes, das in<br />
Deutschl<strong>and</strong> von der Universität Hohenheim<br />
mit ihrem Fachbereich „Nachwachsende<br />
Rohst<strong>of</strong>fe in der Bioökonomie“ wissenschaftlich<br />
begleitet und betreut wird,<br />
soll unter <strong>and</strong>erem in der Lausitz er<strong>for</strong>scht<br />
werden, unter welchen Bedingungen sich<br />
das Chinagras auch in Mitteleuropa als<br />
Nutzpflanze nachhaltig einsetzen lässt. Im<br />
Miscomar-Nachfolgeprojekt Miscomar+<br />
geht es, nachdem erste Erfahrungen gesammelt<br />
worden sind, nun darum, Qualität<br />
und Ertrag auf verschiedenen St<strong>and</strong>orten<br />
zu validieren. Ziel ist es auch, die gesamte<br />
Wertschöpfungslinie für Flächennutzer<br />
zu optimieren, vom Anbau bis zur<br />
Verwertung.<br />
Ørsted plans carbon capture at Avedøre Power Station as part<br />
<strong>of</strong> the Green Fuels <strong>for</strong> Denmark project<br />
„Wenn man sich, wie auch die LEAG in<br />
ihrer Rekultivierung mit nachwachsenden<br />
Rohst<strong>of</strong>fen und ihrer nachhaltigen Verwertung<br />
beschäftigt, dann führt an Miscanthus<br />
kein Weg vorbei“, sagt Doris Wüstenhagen,<br />
verantwortlich für den Agrarbereich im LE-<br />
AG-Fachbereich Rekultivierung. „Die Einsatzmöglichkeiten<br />
sind vielseitig, angefangen<br />
bei der energetischen Biomasse-Verwertung<br />
bis hin zur st<strong>of</strong>flichen Nutzung –<br />
beispielsweise in Baumaterialien und bei<br />
der Papierherstellung. Hinzu kommt der<br />
positive Effekt für das Klima, denn Miscanthus<br />
kann mehr Kohlendioxid als <strong>and</strong>ere<br />
Kulturpflanzen aus der Luft aufnehmen<br />
und binden.“<br />
Bei der vom Bergbaubetreiber für das<br />
EU-Projekt bereitgestellten Fläche am Tagebaur<strong>and</strong><br />
von Reichwalde h<strong>and</strong>elt es sich<br />
um einen Teil des ehemaligen R<strong>and</strong>riegelbereiches,<br />
der nach Beräumung und Flächenwiederherstellung<br />
für die für die l<strong>and</strong>wirtschaftliche<br />
Nutzung vorbereitet worden<br />
ist. Bewirtschaftet wird das Feld mit<br />
der Sonderkultur von der Technical Service<br />
Kuehn GmbH aus dem Oberlausitzer<br />
Goeda, einem mittelständischen Betrieb<br />
mit Erfahrung im Miscanthus-Anbau und<br />
der st<strong>of</strong>flichen Weiterverwertung. Geschäftsführer<br />
Dipl.-Ing. Uwe Kuehn ist zudem<br />
stellvertretender Vorsitzender des <strong>International</strong>en<br />
Vereinigung für Miscanthus<br />
und mehrjährige Energiegräser (MEG) e.V.<br />
Die erste Ernte des Reichwalder Chinagras<br />
das bis zu drei Meter hoch werden<br />
kann, soll im Herbst dieses Jahres erfolgen.<br />
Nach jährlichem Neuaustrieb kann über<br />
zwanzig Jahre geerntet werden.<br />
LL<br />
www.leag.de (212251557)<br />
Ørsted plans carbon capture at<br />
Avedøre Power Station<br />
• Ørsted has identified the 100 MW strawfired<br />
unit at the Avedøre Power Station<br />
in Copenhagen as the best point source<br />
<strong>of</strong> sustainable CO 2 <strong>for</strong> the next phases<br />
<strong>of</strong> the Green Fuels <strong>for</strong> Denmark Powerto-X<br />
facility.<br />
(orsted) Ørsted has identified the 100<br />
MW straw-fired unit at the Avedøre Power<br />
Station in Copenhagen as the best point<br />
source <strong>of</strong> sustainable CO 2 <strong>for</strong> the next<br />
phases <strong>of</strong> the Green Fuels <strong>for</strong> Denmark<br />
Power-to-X facility in the Greater Copenhagen<br />
area which over time is planned to<br />
reach a total capacity <strong>of</strong> 1.3 GW <strong>and</strong> have a<br />
carbon emission abatement potential <strong>of</strong><br />
850,000 tonnes yearly. If the project at<br />
Avedøre Power Station is realised, it could<br />
become Ørsted‘s first carbon capture facility.<br />
A future final investment decision <strong>for</strong><br />
the carbon capture project is subject to the<br />
realisation <strong>of</strong> the parts <strong>of</strong> Green Fuels <strong>for</strong><br />
Denmark that will produce e-methanol <strong>and</strong><br />
e-kerosene.<br />
Ørsted owns <strong>and</strong> operates Avedøre Power<br />
Station. The combined heat <strong>and</strong> power<br />
plant consists <strong>of</strong> two wood pellet-fired<br />
units <strong>and</strong> a straw-fired unit that supply<br />
power to the Danish power grid <strong>and</strong> district<br />
heating to the Greater Copenhagen area.<br />
Ørsted <strong>and</strong> HOFOR recently announced an<br />
agreement that Ørsted will <strong>of</strong>ftake the<br />
power production from HOFOR‘s planned<br />
250 MW Afl<strong>and</strong>shage <strong>of</strong>fshore wind farm<br />
<strong>for</strong> parts <strong>of</strong> the Green Fuels <strong>for</strong> Denmark<br />
project.<br />
With the agreement to source renewable<br />
electricity in place, Ørsted has now identified<br />
the straw-fired unit at Avedøre Power<br />
Station as the best point source <strong>of</strong> sustainable<br />
carbon, <strong>and</strong> will now investigate the<br />
possibilities <strong>of</strong> advancing parts <strong>of</strong> the project‘s<br />
first phases in order to deliver substantial<br />
amounts <strong>of</strong> sustainable fuels well<br />
be<strong>for</strong>e the previously planned 2027 operation<br />
date <strong>of</strong> the second phase.<br />
22
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
Recently, Green Fuels <strong>for</strong> Denmark took an important step<br />
closer to realisation as the project became part <strong>of</strong> the process <strong>of</strong><br />
being named an Important Project <strong>of</strong> Common European Interest<br />
(IPCEI) in the EU programme initiated to kick-<strong>of</strong>f the hydrogen<br />
economy in the EU.<br />
Green Fuels <strong>for</strong> Denmark is envisaged to be built in phases,<br />
beginning with approximately 10 MW, scaling up corresponding<br />
to the supply <strong>of</strong> electricity to reach 1,300 MW <strong>of</strong> total electrolysis<br />
capacity when fully developed.<br />
While the first phase <strong>of</strong> Green Fuels <strong>for</strong> Denmark will exclusively<br />
produce hydrogen <strong>for</strong> heavy-duty road transport, the<br />
next phase is planned to combine the production <strong>of</strong> renewable<br />
hydrogen with carbon capture to produce sustainable methanol<br />
<strong>and</strong> e-kerosene <strong>for</strong> shipping <strong>and</strong> aviation, respectively.<br />
CO 2 from sustainable sources<br />
Provided that a framework is established to promote the development<br />
<strong>of</strong> sustainable fuels, the 100 MW straw-fired unit at<br />
Avedøre Power Station could provide the amount <strong>of</strong> CO 2 necessary<br />
<strong>for</strong> producing sustainable fuels in the next phases <strong>of</strong> Green<br />
Fuels <strong>for</strong> Denmark.<br />
Ørsted will now start investigating the best way <strong>for</strong>ward to<br />
deploy carbon capture technology at the straw-fired unit at<br />
Avedøre Power Station, including optimising the electrolysis<br />
capacity <strong>of</strong> the second phase <strong>of</strong> Green Fuels <strong>for</strong> Denmark with<br />
the supply <strong>of</strong> renewable electricity. The straw-fired unit is<br />
fuelled by locally sourced agricultural by-products converting<br />
approx. 130,000 tonnes <strong>of</strong> straw each year to heat <strong>and</strong> power.<br />
The combination <strong>of</strong> using straw as fuel <strong>and</strong> utilising the surplus<br />
heat from both the carbon capture process <strong>and</strong> the Power-to-X<br />
process would result in up to 260 MW district heating, which<br />
would lead to both green <strong>and</strong> price-competitive district heating<br />
<strong>for</strong> the Greater Copenhagen area.<br />
Anders Nordstrøm, Vice President <strong>and</strong> head <strong>of</strong> Ørsted‘s hydrogen<br />
<strong>and</strong> Power-to-X activities, said:<br />
“If Green Fuels <strong>for</strong> Denmark is realised, Copenhagen could<br />
become a showcase example <strong>of</strong> how new <strong>and</strong> existing energy<br />
technology can be combined to deliver on the vast European<br />
ambitions <strong>for</strong> sustainable fuels. Denmark can leverage its district<br />
heating systems, large sources <strong>of</strong> sustainable carbon, <strong>and</strong><br />
massive <strong>of</strong>fshore wind resources to create a new industrial<br />
stronghold <strong>and</strong> supply sustainable fuels to Danish logistics<br />
companies that are leading the green trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> heavy<br />
transport. Green Fuels <strong>for</strong> Denmark is an ideal flagship project<br />
to realise this potential, <strong>and</strong> the agreement with Avedøre Power<br />
Station to source sustainable CO 2 underlines Ørsted‘s commitment<br />
to the project.”<br />
Ole Thomsen, Senior Vice President, Ørsted Bioenergy, says:<br />
“Converting our power stations from fossil fuels to sustainable<br />
biomass has been a centre-piece in Ørsted‘s <strong>and</strong> Denmark‘s<br />
green trans<strong>for</strong>mation. Utilising the potential <strong>for</strong> carbon capture<br />
at Avedøre Power Station could potentially be a showcase <strong>for</strong><br />
even further decarbonisation at our power stations. Ørsted is<br />
currently exploring the potential <strong>for</strong> carbon capture at some <strong>of</strong><br />
our other bioenergy plants, which would enable the carbon<br />
necessary <strong>for</strong> Power-to-X production plants to further contribute<br />
to the green trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> our society.”<br />
The production <strong>of</strong> renewable hydrogen <strong>and</strong> sustainable fuels<br />
has a significant potential to reduce carbon emissions from<br />
hard-to-abate sectors, such as heavy transport. Sustainable fuels<br />
are currently more expensive to produce than fossil-based<br />
fuels. To reduce the cost, the production <strong>of</strong> sustainable fuels<br />
must be built out at industrial scale - just as we have seen with<br />
renewable energy technologies, such as <strong>of</strong>fshore wind, onshore<br />
wind, <strong>and</strong> solar PV over the past decade. For this to be feasible,<br />
industry must join <strong>for</strong>ces with governments to create the right<br />
framework that enables private investment in large-scale sustainable<br />
fuel production.<br />
<strong>VGB</strong> Workshop | OnLine<br />
Operation <strong>of</strong> Wind<br />
Power Plants in<br />
Cold Climate <strong>2021</strong><br />
Save the date!<br />
www.vgb.org<br />
27 <strong>and</strong> 28 October <strong>2021</strong><br />
Web Conference<br />
| First presentation <strong>of</strong> results<br />
<strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Research Project<br />
“Benchmark <strong>of</strong> blade-based<br />
ice detection systems”<br />
| Operational optimization concepts<br />
| Operators <strong>of</strong> wind turbines<br />
| Manufacturer <strong>of</strong> wind power plants<br />
| Manufacturer <strong>of</strong> ice detection systems<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Contacts<br />
Ulrich Langnickel<br />
Akalya Theivendran<br />
E-mail<br />
vgb-operation-wind@vgb.org<br />
Phone<br />
+49 201 8128-230<br />
www.vgb.org<br />
23
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
About Green Fuels <strong>for</strong> Denmark<br />
Green Fuels <strong>for</strong> Denmark is Denmark‘s<br />
most ambitious vision <strong>for</strong> large-scale production<br />
<strong>of</strong> sustainable fuels <strong>and</strong> has a decarbonisation<br />
potential <strong>of</strong> 850,000 tonnes.<br />
Behind the project is a partnership consisting<br />
<strong>of</strong> A.P. Moller - Maersk, DSV Panalpina,<br />
DFDS, SAS, Copenhagen Airports, <strong>and</strong><br />
Ørsted.<br />
Nel, Haldor Topsøe, <strong>and</strong> Everfuel have<br />
partnered up on the first phase <strong>of</strong> Green<br />
Fuels <strong>for</strong> Denmark <strong>and</strong> on developing the<br />
second phase. In addition, COWI is a<br />
knowledge partner on the project. The project<br />
is backed by Molslinjen, the City <strong>of</strong> Copenhagen,<br />
<strong>and</strong> the Capital Region <strong>of</strong> Denmark.<br />
Ørsted will continue to pursue opportunities<br />
to secure sustainable carbon <strong>and</strong> green<br />
power from additional sources <strong>for</strong> Green<br />
Fuels <strong>for</strong> Denmark towards the commissioning<br />
<strong>of</strong> the planned energy hub at the<br />
Danish isl<strong>and</strong> Bornholm.<br />
LL<br />
www.orsted.com (212271340)<br />
RWE beginnt mit Bau des<br />
britischen Offshore-Windparks<br />
S<strong>of</strong>ia auf der Doggerbank<br />
• Vorbereitende Arbeiten für den<br />
l<strong>and</strong>seitigen Netzanschluss in Teesside<br />
im Nordosten Engl<strong>and</strong>s gestartet<br />
• RWE investiert rund 3 Milliarden<br />
Britische Pfund in das 1,4-Gigawatt-<br />
Offshore-Windprojekt<br />
• Fertigstellung des Projekts wird im<br />
vierten Quartal 2026 erwartet<br />
(rwe) RWE, eines der weltweit führenden<br />
Unternehmen im Bereich Offshore-Wind,<br />
hat mit dem Bau des 1,4-Gigawatt-Offshore-Windparks<br />
S<strong>of</strong>ia in Großbritannien begonnen.<br />
Das Vorzeigeprojekt ist für RWE<br />
das derzeit größte im Bau befindliche Erneuerbare-Energien-Projekt.<br />
Der Beginn der Bauphase ist einer der herausragendsten<br />
Meilensteine für das Projekt<br />
und der krönende Abschluss einer elfjährigen<br />
Entwicklungszeit. Im Jahr 2010<br />
hatte ein Konsortium aus vier führenden<br />
Energieunternehmen – darunter RWE – im<br />
Rahmen der sogenannten „Leasing Round<br />
3“ die Rechte für die Entwicklung von<br />
Offshore-Windenergie auf der Dogger<br />
Bank erhalten. 2015 erteilte die britische<br />
Regierung die Genehmigung zur Entwicklung<br />
des Projekts S<strong>of</strong>ia. 2019 hat RWE für<br />
S<strong>of</strong>ia in einer Auktion zur Förderung von<br />
Erneuerbaren Energien in Großbritannien<br />
einen Contract <strong>for</strong> Difference (CfD) erhalten<br />
und einen Preis von 39,65 Britischen<br />
Pfund je Megawattstunde (in Preisen von<br />
2012) erzielt.<br />
Im März <strong>2021</strong> schließlich traf RWE die<br />
Investitionsentscheidung für das Projekt<br />
und machte damit den Weg für die Gesamtinvestition<br />
in Höhe von rund 3 Milliarden<br />
Britischen Pfund frei.<br />
RWE beginnt mit Bau des britischen Offshore-Windparks S<strong>of</strong>ia auf der Doggerbank<br />
Mit dem <strong>of</strong>fiziellen Baubeginn wurden<br />
jetzt die Vorbereitungsarbeiten an L<strong>and</strong> gestartet,<br />
für die das britische Unternehmen<br />
Jones Bros Civil Engineering UK beauftragt<br />
wurde. Die Arbeiten beginnen in Teesside<br />
im Nordosten Engl<strong>and</strong>s. Dort errichtet GE<br />
Grid Solutions ab Anfang 2022 eine Hochspannungs-Gleichstrom-Konverterstation.<br />
Ebenfalls Anfang 2022 sollen auch die Arbeiten<br />
an der sieben Kilometer langen Kabeltrasse<br />
an L<strong>and</strong> aufgenommen werden.<br />
Der Auftragnehmer für diese Arbeiten wird<br />
im Verlauf dieses Jahres bekannt gegeben.<br />
Für die Lieferung und Verlegung des<br />
Onshore-Exportkabels vom Anl<strong>and</strong>ungspunkt<br />
zwischen Redcar und Marske-bythe-Sea<br />
zur neuen l<strong>and</strong>gestützten Konverterstation<br />
hat RWE das Unternehmen Prysmian<br />
beauftragt. Von dort aus erfolgt<br />
schließlich der Anschluss an die bestehende<br />
Umspannstation des Übertragungsnetzbetreibers<br />
National Grid in Lackenby in<br />
Teesside.<br />
Der Offshore-Windpark S<strong>of</strong>ia hat eine installierten<br />
Leistung von 1,4 Gigawatt (GW)<br />
und befindet sich auf der Doggerbank, 195<br />
km vor der Nordostküste Großbritanniens.<br />
Mit insgesamt 100 Turbinen ist das Projekt<br />
der größte und am weitesten von der Küste<br />
abgelegene Offshore-Windpark von RWE.<br />
Die Arbeiten auf See sollen 2023 beginnen,<br />
die endgültige Fertigstellung des<br />
Windparks wird für das vierte Quartal<br />
2026 erwartet. S<strong>of</strong>ia ist weltweit das erste<br />
Projekt, bei dem die 14-MW-Windturbinen<br />
von Siemens Gamesa Renewable Energy<br />
zum Einsatz kommen, die neueste Offshore-Turbinengeneration.<br />
RWE baut ihr Offshore-Portfolio in Großbritannien<br />
weiter aus. Neben S<strong>of</strong>ia errichtet<br />
das Unternehmen derzeit den 857-Megawatt<br />
(MW)-Offshore-Windpark Triton<br />
Knoll (RWE Anteil: 506 MW). Zudem treibt<br />
RWE in Großbritannien die Erweiterung<br />
von vier bestehenden Offshore-Windparks<br />
voran. Die Erweiterungsprojekte verfügen<br />
insgesamt über eine potenzielle installierte<br />
Leistung von rund 2,6 GW (RWE-Anteil:<br />
1,3 GW). Zudem hat RWE sich vor kurzem<br />
in der jüngsten britischen Offshore-Windauktion<br />
zwei neue, benachbarte<br />
Offshore-Wind-St<strong>and</strong>orte – ebenfalls auf<br />
der Doggerbank – mit einer potenziellen<br />
installierten Gesamtleistung von 3 GW gesichert.<br />
LL<br />
www.rwe.com (212271358)<br />
TIWAG; Symbolträchtiger<br />
Stromzusammenschluss<br />
am Brenner<br />
(tiwag) Mit der Wiederherstellung der Leitungsverbindung<br />
zwischen den Netzbereichen<br />
Nord- und Südtirol im Umspannwerk<br />
Edyna am Brenner im Beisein der drei L<strong>and</strong>eshauptleute<br />
LH Günther Platter (Tirol),<br />
LH Arno Kompatscher (Südtirol) sowie LH<br />
Maurizo Fugatti (Trentino) wurde heute,<br />
Dienstag, ein weiterer Meilenstein der<br />
grenzüberschreitenden Zusammenarbeit<br />
gesetzt. Erstmals seit 60 Jahren sind die<br />
Stromnetze zwischen Nord- und Südtirol<br />
damit wieder verbunden. Neben diesem<br />
historischen Aspekt wird durch den Stromzusammenschluss<br />
auch die Versorgungssicherheit<br />
für das Wipp- und Stubaital erhöht<br />
und zudem ein wichtiger Beitrag für<br />
die Energiewende und die Zukunftsstrategie<br />
„Tirol 2050 energieautonom“ geleistet.<br />
„Am Brenner ist heute im wahrsten Sinne<br />
des Wortes der Funke übergesprungen.<br />
Nachdem bereits im Jahr 2019 der Zusammenschluss<br />
der Glasfasernetze erfolgte,<br />
sind nun erstmals seit 60 Jahren die Stromnetze<br />
über die Grenze von Nord- und Südtirol<br />
verbunden. Der Zusammenschluss<br />
unserer Stromnetze ist ein markanter Meilenstein<br />
in unserer gemeinsamen Ge-<br />
24
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
schichte und bringt für die Zukunft einen<br />
klaren Mehrfachnutzen mit sich: Einerseits<br />
stabilisieren wir damit die Energieversorgung<br />
und schützen unsere Bürgerinnen<br />
und Bürger noch besser vor großflächigen<br />
Stromausfällen. Andererseits gilt es, den<br />
Energiebedarf aus ökologisch verträglichen<br />
Ressourcen langfristig zu decken –<br />
dahingehend spielt der Stromzusammenschluss<br />
eine wesentliche Rolle. Die nachhaltige<br />
Entwicklung unserer alpinen Energiepolitik<br />
und die Absicherung und Stärkung<br />
des Stromverbundes im europäischen<br />
Kontext sind ausschlaggebende Themen<br />
für die Zukunft unserer Länder. Daher<br />
freut es mich heute ganz besonders, diesen<br />
historischen Moment mit meinen beiden<br />
Kollegen aus Südtirol und Trentino begehen<br />
zu können“ so der derzeitige Euregio-Präsident<br />
LH Platter.<br />
„Die Überwindung der Grenzen in Europa<br />
findet in vielen Bereichen längst statt,<br />
vor allem auch dank der Technologie. Dies<br />
wird auch durch den heutigen Stromzusammenschluss<br />
deutlich. Durch diesen Zusammenschluss<br />
zwischen Norden und Süden<br />
wird die Stromsicherheit in Europa<br />
verbessert. Zugleich leisten wir für unsere<br />
Umwelt einen wichtigen Beitrag. Der Brenner<br />
muss für das Überwinden von Grenzen<br />
stehen. Auch am Beispiel des grenzenlosen<br />
Mobilitätsprojekts Brennerbasistunnel<br />
wird deutlich, dass wir gemeinsam besser<br />
vorankommen. Während der P<strong>and</strong>emie<br />
sind die Grenzen für uns alle leider wieder<br />
spürbar geworden. Die Europaregion<br />
Tirol-Südtirol-Trentino hat gerade im Jahr<br />
der P<strong>and</strong>emie erlebt, wie wichtig der Zusammenhalt<br />
ist, um Grenze zu überwinden.<br />
Die Europaregion will sich nun auch<br />
weiterhin einsetzen, damit die Bewegungsfreiheit<br />
innerhalb der Europaregion wieder<br />
einheitlich ermöglicht wird“, erklärt LH<br />
Kompatscher.<br />
„Der heutige Tag ist ein weiterer Beweis<br />
dafür, dass die drei Gebiete der Euregio zunehmend<br />
mitein<strong>and</strong>er vernetzt werden<br />
wollen und dies vor allem auch mit konkreten<br />
Fakten belegen“, unterstreicht auch LH<br />
Fugatti anlässlich des Treffens zur Verbindung<br />
der Stromübertragungsnetze am<br />
Brenner.<br />
Technische Voraussetzungen geschaffen<br />
Für den Zusammenschluss waren der<br />
Neubau und die Erweiterung von Umspannwerken<br />
und Hochspannungsleitungen<br />
im Wipptal in Nord- und Südtirol er<strong>for</strong>derlich.<br />
Zudem wurde im neu gebauten<br />
Umspannwerk Edyna am Brenner ein Spezialtrans<strong>for</strong>mator<br />
installiert, um eine Vereinbarkeit<br />
der unterschiedlichen Betriebsspannungen<br />
in Nord- und Südtirol herzustellen.<br />
„Mit der Fertigstellung und Inbetriebnahme<br />
des Umspannwerks durch den<br />
italienischen Netzbetreiber TERNA kann<br />
der Strom künftig wieder grenzüberschreitend<br />
fließen und es wird die Sicherheit der<br />
Stromversorgung weiter erhöht“, in<strong>for</strong>miert<br />
Erich Entstrasser, Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
der TIWAG-Gruppe und zugleich<br />
TINETZ-Aufsichtsratschef, der weiter ausführt:<br />
„Das Wipptal ist bisher über eine einseitige<br />
Stromleitung versorgt. Zukünftig<br />
wird im Falle von Störungen, beispielsweise<br />
bei Großwetterereignissen, jeweils von<br />
der <strong>and</strong>eren Seite eine zweite Anbindung<br />
des Wipptals zur Verfügung stehen.“<br />
In einem ersten Schritt wird die neue<br />
Stromverbindung vorwiegend für gegenseitige<br />
Aushilfen genutzt. Ein vollumfänglicher<br />
Energieaustausch soll ab 2022 möglich<br />
sein. Hier laufen derzeit die Gespräche<br />
mit den dafür zuständigen Regulatoren.<br />
Bis Ende Juli wird die TINETZ auch notwendige<br />
Sanierungsarbeiten am Leitungsnetz<br />
im Wipptal abgeschlossen haben. Inklusive<br />
der erweiterten Umspannwerke in<br />
Vill und Steinach wurden auf Tiroler Seite<br />
knapp 25 Mio. Euro investiert.<br />
LL<br />
www.tiwag.at (212271350)<br />
Trianel stellt Weichen für die<br />
Energiewelt von morgen<br />
• Trianel legt eines der besten<br />
Vorsteuerergebnisse der<br />
Firmengeschichte vor<br />
„2020 war für Trianel ein überaus erfolgreiches<br />
Jahr. Mit einem Ergebnis vor Steuern<br />
in Höhe von 11 Mio. Euro hat Trianel<br />
eines der besten Jahresergebnisse in ihrer<br />
21-jährigen Firmengeschichte erreicht.<br />
Insbesondere vor dem Hintergrund, dass<br />
unser Ergebnis umfangreiche Rückstellungen<br />
und Abwertungen für die Asset-Beteiligungen<br />
beinhaltet. Wir haben so unsere<br />
Ziele und das bereits gute Vorjahresergebnis<br />
weit übertr<strong>of</strong>fen und unseren Konsolidierungskurs<br />
<strong>for</strong>tgesetzt“, stellt Sven Becker,<br />
Sprecher der Geschäftsführung der<br />
Trianel GmbH, anlässlich der Jahrespressekonferenz<br />
fest. Wesentlich für das gute<br />
Jahresergebnis sind die Erträge aus dem<br />
Kerngeschäft H<strong>and</strong>el und Beschaffung, in<br />
dem unsere Ergebniserwartungen deutlich<br />
übertr<strong>of</strong>fen wurden, sowie aus der Projektentwicklung.<br />
Nicht zuletzt pr<strong>of</strong>itiert die<br />
Stadtwerke-Kooperation im Geschäftsjahr<br />
auch von ihrer Fokussierung auf ihre Kernkompetenzen<br />
und von effizienten Kostenund<br />
Organisationsstrukturen. Die wirtschaftlichen<br />
Ziele sind 2020 um 7,9 Mio.<br />
Euro übererfüllt worden und der Umsatz<br />
um 37 Prozent auf 3,1 Mrd. Euro gestiegen.<br />
„Gleichzeitig haben wir 2020 erneut die<br />
weiter bestehenden Belastungen aus unseren<br />
Asset-Beteiligungen kompensieren<br />
können und unsere Risikovorsorge für das<br />
laufende Geschäft noch einmal erhöht“, so<br />
Sven Becker weiter.<br />
Das gute Ergebnis von Trianel ermöglicht<br />
eine Gewinnausschüttung an die 57 Trianel<br />
Gesellschafter von insgesamt 4,7 Mio.<br />
Euro und eine weitere Erhöhung des Eigenkapitals<br />
auf 94,1 Mio. Euro. „Das hervorragende<br />
Ergebnis reichen wir mit einer Dividendenrendite<br />
von ca. 5 Prozent direkt an<br />
unsere Gesellschafter weiter. Darüber hinaus<br />
schaffen wir mit beträchtlichen Beschaffungskostenvorteilen<br />
sowie mit strategischen<br />
Optionen wie dem Zugang zu<br />
lukrativer Onshore- und Offshore-Produktion<br />
aus erneuerbaren Energien erhebliche<br />
finanzielle Mehrwerte für Stadtwerke und<br />
leisten einen Beitrag zum Gelingen der Klimawende“,<br />
so Becker weiter.<br />
Erfolgreiche Trans<strong>for</strong>mation<br />
des Energieh<strong>and</strong>els<br />
Das positive Jahresergebnis unterstreicht<br />
die operative Kraft des Unternehmens und<br />
die gelungene Trans<strong>for</strong>mation des Unternehmens<br />
in den letzten Jahren im Kerngeschäft.<br />
„Im Corona-Jahr 2020 haben unsere<br />
Kunden und wir deutlich davon pr<strong>of</strong>itiert,<br />
unsere Prozesse bereits umgebaut<br />
und die Organisation flexibel aufgestellt zu<br />
haben. So konnten wir schnell auf die veränderte<br />
Stromnachfragesituation im Frühjahr<br />
reagieren und die H<strong>and</strong>elsstrategien<br />
auch unterjährig schnell anpassen“, betont<br />
Dr. Oliver Runte, Geschäftsführer von Trianel.<br />
Das Ziel, die weiter bestehenden wirtschaftlichen<br />
und regulatorischen Risiken<br />
aus der konventionellen Erzeugung zu<br />
kompensieren wurde 2020 durch optimierte<br />
Energieh<strong>and</strong>els- und Portfoliomanagement-Aktivitäten<br />
und die erfolgreiche Bewirtschaftung<br />
von Kraftwerksscheiben erreicht.<br />
„Zufrieden sind wir auch mit der<br />
Weiterentwicklung unserer Prognosesysteme<br />
und unseren Fortschritten unserer<br />
Cloud basierten Architektur. Von dieser<br />
Entwicklung pr<strong>of</strong>itiert nicht nur unser<br />
H<strong>and</strong>elsgeschäft, sondern auch unser Asset-Portfolio.<br />
Sowohl im konventionellen<br />
Bereich als auch in der Direktvermarktung<br />
konnten wir uns behaupten. Unser Direktvermarktungsportfolio<br />
von derzeit rund<br />
2.800 MW ist sehr solide aufgestellt und<br />
bietet Wachstumspotenziale trotz der weiter<br />
angespannten Wettbewerbssituation.<br />
Insbesondere die Möglichkeiten, die Bilanzkreise<br />
in der Direktvermarktung mit<br />
erneuerbaren Energien über einen eigenen<br />
virtuellen Markt zu bewirtschaften, zeigt<br />
neue Möglichkeiten für die Marktintegration<br />
der Erneuerbaren auf“, so Oliver Runte<br />
weiter.<br />
Projektentwicklung erneuerbarer Energien<br />
wächst weiter<br />
Darüber hinaus trug die Projektentwicklung<br />
mit der erfolgreichen Inbetriebnahme<br />
des Trianel Windpark Borkum II sowie sehr<br />
erfolgreichen PV-Aktivitäten erheblich<br />
zum guten Gesamtergebnis bei. „Wir sind<br />
in unserm Kerngeschäft H<strong>and</strong>el und Beschaffung<br />
sowie in der Projektentwicklung<br />
solide aufgestellt und entwickeln uns hier<br />
konsequent weiter“, stellt Sven Becker fest.<br />
Die Projektentwicklung behauptet sich<br />
als ertragreiche Säule, insbesondere durch<br />
die erfolgreichen Aktivitäten der 100-prozentigen<br />
Tochter Trianel Energieprojekte.<br />
„Trotz der Heraus<strong>for</strong>derungen in der Pro-<br />
25
Members´News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
jektentwicklung setzen wir uns in den Ausschreibungen<br />
insbesondere für PV-Freiflächenanlagen<br />
gut durch und haben auch<br />
gemeinsam mit Partnern weitere interessante<br />
Flächen und Projekte in der Planung“,<br />
sagt Sven Becker. Mit der Gründung<br />
der neuen Projektgesellschaft Trianel Wind<br />
und Solar hat Trianel 2020 gemeinsam mit<br />
Stadtwerken bereits die fünfte Gesellschaft<br />
zum weiteren kommunalen Ausbau der Erneuerbaren<br />
auf den Weg gebracht. Bis<br />
2030 sollen hier weitere 500 Mio. Euro<br />
zum Aufbau von ca. 350 MW Wind und Solar<br />
investiert werden.<br />
Flexibilisierung und Klimaneutralität<br />
bieten Chancen<br />
„Wir konzentrieren uns auf den Ausbau<br />
der Erneuerbaren und wollen die Integration<br />
der Erneuerbaren aktiv vorantreiben“,<br />
betont Sven Becker. Vor diesem Hintergrund<br />
ist 2020 das Trianel Netzwerk FlexStore<br />
gestartet. „Im FlexStore bereiten wir<br />
uns gemeinsam mit Stadtwerken auf weitere<br />
Flexibilisierungsoptionen für eine gelungene<br />
Sektorenkopplung auf dem Weg<br />
zu einer klimaneutralen Energiewirtschaft<br />
vor. Wir wollen bereit sein, wenn der regulatorische<br />
Rahmen für Wasserst<strong>of</strong>f, Speicherlösungen<br />
und weitere Instrumente für<br />
mehr Flexibilisierung steht,“ so Sven Becker<br />
weiter. Darüber hinaus will Trianel<br />
Stadtwerke auch mit der Entwicklung von<br />
Klima-Roadmaps auf dem Weg zur klimaneutralen<br />
Stadt begleiten. „Wir fokussieren<br />
uns auf das Gelingen der Klimawende und<br />
die dafür nötige weitere Integration der erneuerbaren<br />
Energien sowie die anstehende<br />
Trans<strong>for</strong>mation der kommunalen Infrastrukturen“,<br />
betont der Sprecher der Geschäftsführung.<br />
<strong>2021</strong> ist gut gestartet<br />
Für <strong>2021</strong> sieht die Geschäftsführung weiterhin<br />
eine positive Entwicklung. „Trotz<br />
der weiterhin bestehenden Unsicherheiten<br />
durch die P<strong>and</strong>emie und regulatorischer<br />
Unsicherheiten im Wahljahr <strong>2021</strong> sehen<br />
wir zuversichtlich auf die weitere Geschäftsentwicklung“,<br />
stellt Oliver Runte<br />
fest. „Wir setzen weiter auf die Weiterentwicklung<br />
unserer Projektentwicklung, den<br />
Ausbau unseres energiewirtschaftlichen<br />
Know-hows und der nötigen Prozesse zur<br />
weiteren Integration und Flexibilisierung<br />
von erneuerbaren Energien sowie der Weiterentwicklung<br />
im Bereich Digitale Energielösungen<br />
und klimaneutrale Stadt“, ergänzt<br />
Sven Becker.<br />
Einen weiteren Fokus von Trianel stellt<br />
auch das Thema Nachhaltigkeit dar. „2020<br />
legen wir bereits unseren zweiten freiwilligen<br />
Nachhaltigkeitsbericht vor und bereiten<br />
uns auch auf die hier anstehenden Berichtspflichten<br />
in den kommenden Jahren<br />
vor“, stellt Sven Becker fest. Trianel ist hier<br />
bereits gut aufgestellt und übernimmt Verantwortung<br />
für ihre Mitarbeiterinnen und<br />
Mitarbeiter, Gesellschafter und Kunden sowie<br />
für Klimaschutz, soziale Fragen und<br />
Transparenz. „Wir verstehen Nachhaltigkeit<br />
als einen <strong>and</strong>auernden Weiterentwicklungsprozess<br />
für uns als Organisation und<br />
für unser Produkte. Wir wollen nicht nur<br />
als Organisation Klimaneutralität erreichen,<br />
sondern mit unseren Produkten und<br />
Dienstleistungen unseren Beitrag leisten,<br />
gemeinsam mit unseren Kunden die Klimawende<br />
zu gestalten“, betont Oliver Runte.<br />
LL<br />
www.trianel.com (212271351)<br />
German Federal Network<br />
Agency: Uniper’s Heyden 4<br />
power plant still needed to<br />
secure power supply<br />
• Federal Network Agency affirms coalfired<br />
plant near Minden as essential<br />
• Grid operator will use Heyden 4 as<br />
reserve power plant until end <strong>of</strong><br />
September 2022<br />
• Uniper COO David Bryson: „Very good<br />
news <strong>for</strong> jobs at the site“<br />
• Due to the importance <strong>for</strong> the security<br />
<strong>of</strong> supply, a conversion to a phase shifter<br />
is <strong>for</strong>eseen thereafter<br />
• Uniper ceased commercial electricity<br />
generation at Heyden at the end <strong>of</strong><br />
2020<br />
(uniper) Uniper‘s Heyden 4 power plant in<br />
Petershagen near Minden is now no longer<br />
slated <strong>for</strong> decommissioning. The Federal<br />
Network Agency announced today that the<br />
facility is still needed to serve as a reserve<br />
power plant in order to ensure the safe <strong>and</strong><br />
secure operation <strong>of</strong> the power supply system.<br />
This means that Heyden 4, with its<br />
875-megawatt capacity, is now <strong>of</strong>ficially<br />
considered essential <strong>and</strong> is anticipated to<br />
remain in operation as a reserve power<br />
plant from July 8, <strong>2021</strong> to September 30,<br />
2022. However, it is expected that the plant<br />
will be put to use solely at the request <strong>of</strong><br />
grid operator TenneT — in particular when<br />
needed to guarantee a secure supply <strong>of</strong><br />
electricity to the grid. After the expiry <strong>of</strong><br />
the system relevance at the end <strong>of</strong> September<br />
2022, the BNetzA plans to convert the<br />
power plant to a phase shifter to further<br />
ensure security <strong>of</strong> supply.<br />
The plant has been in a sort <strong>of</strong> reserve status<br />
since the beginning <strong>of</strong> the year <strong>and</strong> has<br />
not been generating electricity <strong>for</strong> the market.<br />
It has nevertheless been put into operation<br />
seven times since then in order to<br />
stabilize the grid. Heyden 4 was awarded<br />
the contract by the Network Agency in the<br />
initial bid in accordance with the Act <strong>for</strong><br />
Reducing <strong>and</strong> Terminating Coal-Fired <strong>Generation</strong><br />
<strong>of</strong> August 13, 2020. Had Heyden 4<br />
not been deemed essential, Uniper had<br />
planned to close the plant on July 8, <strong>2021</strong>.<br />
By 2015, Uniper had already closed coalfired<br />
power plants at its Datteln, Gelsenkirchen<br />
Scholven, Knepper, Veltheim <strong>and</strong><br />
Shamrock sites, equating to an output <strong>of</strong><br />
around 2400 megawatts. According to the<br />
plan <strong>for</strong> additional coal-fired plant closures<br />
in Germany issued in January <strong>of</strong> 2020, CO 2<br />
reductions <strong>of</strong> up to around 18-million<br />
tonnes <strong>of</strong> CO 2 per year are targeted. The<br />
Wilhelmshaven 1 power plant recently won<br />
the second round <strong>of</strong> bids on terminating<br />
coal-fired generation <strong>and</strong> will be decommissioned<br />
this coming December. Uniper‘s<br />
last coal-fired power plant in Germany will<br />
be the Datteln 4 power plant. It is one <strong>of</strong><br />
the most modern coal-fired power plants<br />
worldwide <strong>and</strong> owing to its outst<strong>and</strong>ing efficiency<br />
is a significant element <strong>of</strong> Uniper‘s<br />
strategy <strong>for</strong> reducing CO 2 emissions.<br />
Uniper is developing <strong>for</strong>ward-looking<br />
<strong>and</strong> sustainable trans<strong>for</strong>mation concepts<br />
<strong>for</strong> the energy supply <strong>of</strong> tomorrow that will<br />
be implemented at the power plant locations<br />
affected by the closures. This includes<br />
plans <strong>for</strong> the construction <strong>and</strong> operation <strong>of</strong><br />
new gas-fired CHP plants to provide district<br />
heating, innovative solutions <strong>for</strong> supplying<br />
industrial customers with steam,<br />
heating, cooling <strong>and</strong> electricity, <strong>and</strong> the<br />
construction <strong>of</strong> plants <strong>for</strong> the industrial<br />
production <strong>of</strong> hydrogen. As a part <strong>of</strong> this,<br />
site development plans are currently being<br />
drawn up <strong>for</strong> the Heyden plant.<br />
David Bryson, COO <strong>of</strong> Uniper: “This is<br />
great news <strong>for</strong> our employees at the site,<br />
because it means we will be able to keep<br />
them on <strong>for</strong> the time being. Every day <strong>for</strong><br />
years they have been making a valuable<br />
contribution toward making sure people<br />
have a secure supply <strong>of</strong> electricity. The<br />
Heyden plant has the potential to remain<br />
an important industrial site even after coalfired<br />
power generation is completely<br />
phased out. We have been in discussions<br />
<strong>for</strong> some time about possible energy options<br />
<strong>for</strong> the future <strong>and</strong> about how we can<br />
continue to add value to this region. We are<br />
currently working intensively to determine<br />
the specific projects that will result from<br />
these discussions as well as when we will<br />
be able to implement them.”<br />
LL<br />
www.uniper.energy (212271353)<br />
Fortum eNext <strong>and</strong> Uniper<br />
Engineering to make a joint<br />
service <strong>of</strong>fering <strong>for</strong> utilities <strong>and</strong><br />
energy-intensive industries<br />
(uniper) Fortum eNext <strong>and</strong> Uniper Engineering<br />
are among the first business<br />
units within the Fortum Group to collaborate<br />
more closely in order to create added<br />
value <strong>for</strong> industrial <strong>and</strong> utility customers<br />
through exp<strong>and</strong>ed services <strong>and</strong> increased<br />
expertise.<br />
For this purpose a joint <strong>of</strong>fering has been<br />
developed focusing mainly on the area <strong>of</strong><br />
turbine <strong>and</strong> generator maintenance <strong>and</strong><br />
modernisation services as well as in engineering<br />
<strong>and</strong> delivering solutions <strong>for</strong><br />
smart, next-generation low-carbon energy<br />
systems.<br />
26
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Members´News<br />
This alliance brings together two independent<br />
service providers with a combined<br />
1,500 experts serving customers globally,<br />
<strong>and</strong> with a local presence in Germany, UK,<br />
Finl<strong>and</strong>, <strong>and</strong> Sweden. Both companies<br />
have a strong market position with an established<br />
portfolio based on broad experience<br />
in serving energy-intensive industries<br />
<strong>and</strong> extensive engineering know-how covering<br />
the whole life cycle <strong>of</strong> a power plant.<br />
“Our <strong>of</strong>fering <strong>and</strong> our expertise complement<br />
each other perfectly. There<strong>for</strong>e, in<br />
the future we will be able to operate more<br />
strongly in the market together <strong>and</strong> <strong>of</strong>fer<br />
our customers an even more comprehensive<br />
range <strong>of</strong> services through exp<strong>and</strong>ed<br />
in-house disciplines,” says Cord L<strong>and</strong>smann,<br />
COO <strong>for</strong> Uniper Engineering.<br />
The increased number <strong>of</strong> experts close to<br />
customers bring flexibility <strong>and</strong> the ability<br />
to react fast when support is needed.<br />
“With increased capabilities <strong>and</strong> resources,<br />
we are able to <strong>of</strong>fer the technically best<br />
suitable solution <strong>for</strong> each case, <strong>and</strong> support<br />
our customers in their specific needs. In<br />
practise, we have already moved on to<br />
working together on concrete projects,”<br />
says Kimmo Kohtamäki, Vice President <strong>for</strong><br />
Fortum eNext.<br />
In connection with the strategy update in<br />
December 2020, Fortum <strong>and</strong> Uniper announced<br />
that they have together identified<br />
cooperation benefits covering a wide variety<br />
<strong>of</strong> business initiatives with a positive<br />
cash impact <strong>of</strong> approximately EUR 100 million<br />
annually on a consolidated Group basis<br />
to be achieved in 2025. This year in May,<br />
Fortum <strong>and</strong> Uniper announced having<br />
jointly finalised the first planning phase in<br />
the three strategic cooperation areas <strong>of</strong><br />
Nordic hydro <strong>and</strong> physical trading optimisation,<br />
wind <strong>and</strong> solar development, <strong>and</strong><br />
hydrogen. The principle behind all cooperation<br />
actions is that they will create value<br />
<strong>for</strong> both Fortum <strong>and</strong> Uniper, <strong>and</strong>, in particular,<br />
<strong>for</strong> customers <strong>of</strong> both companies.<br />
LL<br />
powerful-engineering-combined.<br />
com/<br />
www.uniper.energy<br />
www.<strong>for</strong>tum.com (212271353)<br />
Reißeck II+ Stollenanschlag für Pumpspeicher-Kaverne NRAbg. Erwin Angerer, Karl Heinz Gruber<br />
(VHP), Hubert Wetschnig (CEO HABAU Group), LR Sara Schaar, Michael Strugl (CEO VERBUD),<br />
Achim Kaspar (COO VERBUND), Michael Amerer (VHP)Copyright VERBUND<br />
VERBUND: „Grüne Batterie“:<br />
Neues Kavernenkraftwerk auf<br />
2.300 Meter Seehöhe<br />
• VERBUND errichtet am Reißecker<br />
Seenplateau das Pumpspeicherkraftwerk<br />
Reißeck II plus.<br />
(verbund) Baustart am Reißecker-Seenplateau<br />
in Kärnten: VERBUND-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender<br />
Michael Strugl und Tunnelpatin<br />
L<strong>and</strong>esrätin Sara Schaar nahmen heute im<br />
Beisein weiterer Ehrengäste gemeinsam<br />
mit der ausführenden Baufirma den Stollenanschlag<br />
für das Pumpspeicherkraftwerk<br />
Reißeck II plus vor. VERBUND investiert<br />
aktuell in die Modernisierung und<br />
Erweiterung der Kärntner Kraftwerksgruppe<br />
Malta-Reißeck 160 Millionen Euro, um<br />
auch künftig die gesteigerte Stromproduktion<br />
aus Erneuerbaren Energien bedarfsgerecht<br />
zwischenspeichern zu können.<br />
Bereits im Jahr 2030 soll in Österreich die<br />
Stromerzeugung bilanziell zu hundert Prozent<br />
aus erneuerbaren Energiequellen<br />
stammen. Mit dem verstärkten Ausbau der<br />
erneuerbaren Stromproduktion steigt auch<br />
der Bedarf, diese wetterabhängig schwankende<br />
Stromproduktion möglichst effizient<br />
auszugleichen: „Das Vorh<strong>and</strong>ensein<br />
von großen und flexiblen Pumpspeicherkraftwerken<br />
ist fundamental für das Gelingen<br />
der Energiewende in Richtung einer<br />
CO 2 -freien Stromversorgung. Mit dem<br />
neuen Pumpspeicherkraftwerk Reißeck II<br />
plus stärken wir als VERBUND die grüne<br />
Batterie in den Alpen“, sagte VER-<br />
BUND-Vorst<strong>and</strong>svorsitzender Michael<br />
Strugl heute am Reißecker Seenplateau<br />
hoch über dem Kärntner Mölltal anlässlich<br />
des Stollenanschlags für das neue Pumpspeicherkraftwerk.<br />
Reißeck II plus wird als Kavernenkraftwerk<br />
vollständig im Inneren des Berges errichtet<br />
und als Ergänzung des 2016 in Betrieb<br />
genommenen Kraftwerks Reißeck II<br />
den Höhenunterschied zwischen den beiden<br />
Mühldorfer Seen am Reißecker Seenplateau<br />
nutzen. Zwei moderne Pumpturbinen<br />
mit einer Leistung von insgesamt 45<br />
Megawatt können bei Stromüberschuss<br />
erneuerbare Energie speichern und bei<br />
Strommangel in Strom rückverw<strong>and</strong>eln.<br />
VERBUND-COO Achim Kaspar: „Gerade<br />
diese großtechnischen Anlagen sind es,<br />
welche eine Integration der volatilen Erzeugungs<strong>for</strong>men<br />
unter Aufrechterhaltung<br />
der für den Wohlst<strong>and</strong> in Österreich so<br />
wichtigen Systemstabilität technisch überhaupt<br />
erst möglich machen.“<br />
Mit dem Stollenanschlag wurden heute<br />
die Bauarbeiten im Berg aufgenommen.<br />
Der symbolische Stollenschuss, die erste<br />
Sprengung, erfolgte durch die Tunnelpatin<br />
L<strong>and</strong>esrätin Sara Schaar: „Die wichtigste<br />
Funktion dieses zukünftigen Kraftwerks<br />
wird sein, rasch abrufbare Energie in das<br />
Netz zu bringen. Damit wird es ein wichtiger<br />
Baustein, wenn es darum geht, Stromspitzen<br />
abzudecken und die Netzstabilität<br />
sicherzustellen“, sagte L<strong>and</strong>esrätin Sara<br />
Schaar und wünschte allen Mineuren und<br />
am Bau Beteiligten eine gesunde und unfallfreie<br />
Zeit.<br />
Erneuerung und Erweiterung der<br />
Kraftwerksgruppe Malta-Reißeck schafft<br />
neue Grünstrom-Speicherleistungen<br />
Im Sinne einer noch besseren Nutzung<br />
bestehender Ressourcen setzt VERBUND<br />
parallel zum Bauprojekt Reißeck II plus in<br />
der gesamten Kraftwerksgruppe Malta-Reißeck<br />
umfassende Modernisierungsmaßnahmen<br />
um: „Aktuell werden die jeweils<br />
40 Jahre alten Pumpturbinen im<br />
Kraftwerk Malta-Oberstufe und Pumpen<br />
im Kraftwerk Malta-Hauptstufe erneuert,<br />
und das mehr als 60 Jahre alte Pumpwerk<br />
Hattelberg wird durch eine moderne Pumpe<br />
im Krafthaus Kolbnitz ersetzt“, sagte<br />
Karl Heinz Gruber, Geschäftsführer der<br />
27
Industry News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
VERBUND Hydro Power GmbH. „Gemeinsam<br />
mit der für Ende 2023 geplanten Inbetriebnahme<br />
des Kavernenkraftwerks Reißeck<br />
II plus wird die gesamte Kraftwerksgruppe<br />
Malta-Reißeck eine Turbinenleistung<br />
von mehr als 1.500 Megawatt aufweisen<br />
und damit die mit Abst<strong>and</strong><br />
leistungsstärkste Kraftwerksgruppe sein.“<br />
Mit den Maßnahmen zur Effizienzsteigerung<br />
und Erweiterung kann die „grüne<br />
Batterie“ in Kärnten künftig noch schneller<br />
und leistungsstärker Flexibilität für das<br />
Stromsystem zur Verfügung stellen. Und<br />
dies ohne neue Dämme, vollkommen unterirdisch<br />
und mit einer Reihe von Umweltmaßnahmen:<br />
„Wir schaffen hier in der Region<br />
mit einer Gesamtinvestition von 160<br />
Millionen Euro nicht nur neue technische<br />
Dimensionen, wir setzen auch einen ganz<br />
wichtigen Impuls für die heimische Wirtschaft“,<br />
sagte Michael Amerer, Geschäftsführer<br />
der VERBUND Hydro Power GmbH.<br />
„Immerhin führt dieser Betrag zu einem<br />
Wirtschaftsimpuls von zusätzlichen 100<br />
Millionen Euro mit einem großen Anteil in<br />
Kärnten und Österreich.“<br />
LL<br />
www.verbund.com (212271355)<br />
Industry<br />
News<br />
Company<br />
Announcements<br />
ANDRITZ acquires parts <strong>of</strong> Air<br />
Quality Control System (AQCS)<br />
business from GE Steam Power<br />
(<strong>and</strong>ritz) <strong>International</strong> technology group<br />
ANDRITZ has signed an agreement with<br />
GE Steam Power to acquire parts <strong>of</strong> their<br />
Air Quality Control System (AQCS) technology,<br />
including the technology center in<br />
Växjö, Sweden. Closing <strong>of</strong> the transaction<br />
was reached on 1st <strong>of</strong> July <strong>2021</strong>.<br />
ANDRITZ takes over the product portfolio<br />
<strong>for</strong> industrial dedusting (electrostatic<br />
precipitators - ESP, fabric filters (FF) <strong>and</strong><br />
wet ESP), dry/semi-dry flue gas treatment,<br />
<strong>and</strong> industrial scrubbing, including condensation<br />
scrubbers <strong>and</strong> low-temperature<br />
heat recovery solutions. The acquisition<br />
also includes the AQCS main location in<br />
Växjö, Sweden, as well as employees involved<br />
in this business in Sweden <strong>and</strong> Finl<strong>and</strong>.<br />
ANDRITZ acquires the respective intellectual<br />
property (IP), including patents,<br />
references, <strong>and</strong> trademarks, <strong>for</strong> global use<br />
with some exceptions. For parts, upgrade &<br />
service business in India, Bangladesh, Sri<br />
Lanka, the USA, <strong>and</strong> Canada as well as <strong>for</strong><br />
FGD products in India, Bangladesh <strong>and</strong> Sri<br />
Lanka GE Steam Power will continue business<br />
as a licensee <strong>of</strong> ANDRITZ.<br />
The dedusting portfolio acquired – especially<br />
the ESP <strong>and</strong> FF technologies – completes<br />
ANDRITZ’s air pollution control capabilities<br />
in the important pulp, metals,<br />
mining, <strong>and</strong> power markets.<br />
ANDRITZ is now able to <strong>of</strong>fer ESPs <strong>and</strong><br />
Switch-Integrated Rectifier (SIR) technology<br />
from a single source, thus gaining access<br />
to service <strong>and</strong> maintenance business<br />
<strong>for</strong> an installed base <strong>of</strong> more than 2000<br />
plants.<br />
LL<br />
www.<strong>and</strong>ritz.com (212281111)<br />
Digitalization cooperation: MAN<br />
Energy Solutions <strong>and</strong> thyssenkrupp<br />
to work on autonomous operation<br />
<strong>of</strong> turbomachinery<br />
• MAN Energy Solutions <strong>and</strong> the<br />
thyssenkrupp business unit Uhde to use<br />
AI to conserve resources <strong>and</strong> boost<br />
efficiency<br />
• Autonomous operation <strong>of</strong> compressor<br />
trains <strong>for</strong> nitric acid plants <strong>and</strong> other<br />
applications<br />
(man) MAN Energy Solutions <strong>and</strong> the thyssenkrupp<br />
business unit Uhde are looking to<br />
drive <strong>for</strong>ward the development, testing<br />
<strong>and</strong> marketing <strong>of</strong> autonomous turbomachinery<br />
systems operation <strong>for</strong> the nitric acid<br />
production industry <strong>and</strong> have signed a cooperation<br />
agreement to this effect. The two<br />
major German companies will use artificial<br />
intelligence (AI) to aid decision-making in<br />
nitric acid plant operation. It will involve<br />
taking real-time account <strong>of</strong> data such as<br />
product price, yield, efficiency, emissions,<br />
energy costs, process stability, <strong>and</strong> <strong>for</strong>ecast<br />
maintenance requirements.<br />
“Combining human expertise with artificial<br />
intelligence is a milestone <strong>for</strong> the process<br />
industry. Autonomous operation <strong>of</strong><br />
turbomachinery <strong>of</strong>fers advantages in efficiency,<br />
machine availability <strong>and</strong> health, as<br />
well as emissions reductions. AI algorithms<br />
ensure that machines <strong>and</strong> plants<br />
run reliably <strong>and</strong> at the optimum operating<br />
point at all times. This leads to fewer failures,<br />
greater efficiency <strong>and</strong> lower operating<br />
costs. In the final development stage,<br />
human intervention is only necessary <strong>for</strong><br />
maintenance – which in turn leads to lower<br />
travel costs <strong>and</strong> reduced emissions. The<br />
development <strong>of</strong> autonomy thus combines<br />
the two strategic targets <strong>of</strong> digitalization<br />
<strong>and</strong> decarbonization,” explained Dr. Uwe<br />
Lauber, CEO <strong>of</strong> MAN Energy Solutions.<br />
“MAN Energy Solutions already holds a<br />
leading market position when it comes to<br />
the unmanned operation <strong>of</strong> complex compressor<br />
trains. Through our cooperation<br />
with thyssenkrupp, we hope to further<br />
consolidate our lead.”<br />
Dr. Sami Pelkonen, CEO <strong>of</strong> the business<br />
unit Uhde said, “As one <strong>of</strong> the leading suppliers<br />
<strong>of</strong> nitric acid plants, our cooperation<br />
with MAN Energy Solutions will soon open<br />
up a whole new world <strong>of</strong> possibilities <strong>for</strong><br />
operating the plants in a way that is both<br />
intelligent <strong>and</strong> resource-friendly. Our technology<br />
<strong>and</strong> digitalization competences will<br />
be a perfect match in achieving this.”<br />
Within the framework <strong>of</strong> this cooperation,<br />
the AI algorithms <strong>and</strong> advanced automation<br />
systems developed by thyssenkrupp<br />
Uhde <strong>and</strong> MAN Energy Solutions, as<br />
well as a digital controller <strong>for</strong> MAN turbomachinery<br />
systems, will be further developed,<br />
tested <strong>and</strong> interconnected to <strong>for</strong>m<br />
a joint digital technology solution that is<br />
market-ready.<br />
“In the 2020 p<strong>and</strong>emic year, MAN Energy<br />
Solutions was able to remotely commission<br />
complex compressor trains using digital<br />
technologies based on MAN CEON. The<br />
company has also already successfully<br />
demonstrated the continuous unmanned<br />
operation <strong>of</strong> its turbomachinery systems<br />
with its subsea compressor systems in the<br />
Norwegian Sea,” added Jörg Massopust,<br />
Head <strong>of</strong> Digital Sales & Alliances at MAN<br />
Energy Solutions. “Together with thyssenkrupp,<br />
we now want to take the next step<br />
<strong>and</strong> enable the development from unmanned<br />
to autonomous operation. We later<br />
plan to apply the experience gained together<br />
in the nitric acid industry to other<br />
segments.”<br />
Thore Lohmann, Head <strong>of</strong> Operating Unit<br />
Fertilizer <strong>and</strong> Methanol at thyssenkrupp<br />
Uhde, concluded, “Digitalization is a topic<br />
that is becoming increasingly important.<br />
Our focus here is on the use <strong>of</strong> artificial intelligence<br />
to improve product characteristics,<br />
consumption figures <strong>and</strong> maintenance<br />
intervals, as well as increased automation.<br />
That‘s why our cooperation with MAN Energy<br />
Solutions fits perfectly with our strategy.”<br />
About thyssenkrupp’s Business Unit Uhde:<br />
thyssenkrupp’s Uhde business unit combines<br />
unique technological expertise <strong>and</strong><br />
decades <strong>of</strong> global experience in the engineering,<br />
procurement, construction <strong>and</strong><br />
service <strong>of</strong> chemical plants. We develop innovative<br />
processes <strong>and</strong> products <strong>for</strong> a more<br />
sustainable future <strong>and</strong> thus contribute to<br />
the long-term success <strong>of</strong> our customers in<br />
almost all areas <strong>of</strong> the chemical industry.<br />
Our portfolio includes leading technologies<br />
<strong>for</strong> the production <strong>of</strong> basic chemicals,<br />
fertilizers <strong>and</strong> polymers as well as complete<br />
value-chains <strong>for</strong> green hydrogen <strong>and</strong> sustainable<br />
chemicals.<br />
Celebrating 100 years <strong>of</strong> thyssenkrupp<br />
Uhde: www.uhde100.com<br />
LL<br />
www.thyssenkrupp.com<br />
www.man-es.com (212281112)<br />
28
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Industry News<br />
The „finishing touch“ <strong>for</strong> slewing<br />
bearings at<br />
thyssenkrupp rothe erde<br />
(thk) Many manufacturers in the wind power<br />
industry rely on customised drive technology<br />
from the Ostwestfalen-Lippe region.<br />
More specifically, they rely on thyssenkrupp<br />
rothe erde‘s slewing bearings, which<br />
this long-st<strong>and</strong>ing Starrag customer machines<br />
on Dörries CONTUMAT vertical<br />
lathes. As wind turbines are being manufactured<br />
in ever-larger sizes, the drive specialists<br />
have now taken delivery <strong>of</strong> a new<br />
Dörries CONTUMAT VC 6000/500.<br />
Just a few kilometres from the wind farms<br />
in the Sauerl<strong>and</strong> region, thyssenkrupp<br />
rothe erde Germany GmbH produces slewing<br />
bearings on 350 machine tools at a factory<br />
in Lippstadt. thyssenkrupp rothe erde<br />
now have around 25 Starrag machine tools<br />
in use, some <strong>of</strong> which they acquired as far<br />
back as 1980: These machine tools play an<br />
important role in what is probably Europe‘s<br />
largest pool <strong>of</strong> machines in the rolling<br />
bearing industry.<br />
Dem<strong>and</strong>ing production with a high level<br />
<strong>of</strong> vertical integration<br />
The bearings <strong>for</strong> wind turbines are now<br />
finished using six Dörries CONTUMAT vertical<br />
lathes <strong>and</strong> grinding machines. “We<br />
supply blade, tower <strong>and</strong> rotor bearings <strong>for</strong><br />
wind turbines up to six metres in diameter”,<br />
explained Dr-Ing. Mattias Töfke, Production<br />
Manager at thyssenkrupp rothe<br />
erde. The bearings are produced with a<br />
high level <strong>of</strong> vertical integration. Dipl. -Ing.<br />
Jürgen Lange, Head <strong>of</strong> Plant Maintenance<br />
<strong>and</strong> Planning, provided details: “We take<br />
care <strong>of</strong> all the machining, the thermal processing,<br />
the casing treatment <strong>and</strong> the assembly.”<br />
No. 6 can h<strong>and</strong>le a load <strong>of</strong> 100 tonnes<br />
Lippstadt currently produces bearings <strong>for</strong><br />
<strong>of</strong>fshore windfarms that use wind turbines<br />
with an output <strong>of</strong> 8–11 MW each; however,<br />
the industry is already planning systems<br />
with an output <strong>of</strong> 15 MW. This constant increase<br />
in per<strong>for</strong>mance is also having an effect<br />
on the diameters <strong>of</strong> the bearings: For<br />
this reason, thyssenkrupp rothe erde has<br />
invested in a new Dörries CONTUMAT VC<br />
6000/500 that can process payloads <strong>of</strong> up<br />
to 100 t <strong>for</strong> components with a maximum<br />
diameter <strong>of</strong> six metres <strong>and</strong> a height <strong>of</strong> one<br />
metre. Two powerful, water-cooled 89-kW<br />
drives move the rotary table at a torque <strong>of</strong><br />
461,900 Nm <strong>and</strong> a speed <strong>of</strong> 75 rpm.<br />
The “finishing touch” <strong>for</strong> slewing bearings at thyssenkrupp rothe erde<br />
As well as being used in wind turbines, a<br />
rothe erde® slewing bearing plays a major<br />
role in the new Dörries CONTUMAT: The<br />
bearing facilitates the smooth, even running<br />
necessary to produce high-quality<br />
products, even with extremely heavy components.<br />
The turning, drilling <strong>and</strong> milling<br />
movements are carried out by the right<br />
supporting pole. For grinding, a 60-kW<br />
spindle is used in the left supporting pole,<br />
which operates at speeds ranging from<br />
1,500 to 3,500 rpm.<br />
Optimising grinding<br />
cycles requires teamwork<br />
The ultimate quality <strong>of</strong> a bearing is determined<br />
by the finishing. Starrag can <strong>of</strong>fer an<br />
advantage here as the manufacturer: They<br />
supply both the hardware <strong>and</strong> the s<strong>of</strong>tware.<br />
Starrag <strong>and</strong> thyssenkrupp rothe erde<br />
have worked together over the decades to<br />
develop <strong>and</strong> continuously optimise the<br />
grinding cycles.<br />
But how does Starrag‘s claim <strong>of</strong> “Engineering<br />
precisely what you value” meet the<br />
dem<strong>and</strong>s <strong>of</strong> a long-st<strong>and</strong>ing customer like<br />
thyssenkrupp rothe erde when it comes to<br />
finishing? According to Dr-Ing. Mattias<br />
Töfke, “The great benefit is the programming<br />
<strong>and</strong> the ease <strong>of</strong> operation. We have<br />
been able to build up shared expertise<br />
about processes such as grinding finishing<br />
in recent years, upon which we are happy<br />
to rely”.<br />
LL<br />
www.starrag.com (212281116)<br />
Valmet to deliver automation to<br />
Tampereen Sähkölaitos Oy’s new<br />
Naistenlahti 3 boiler plant in<br />
Tampere, Finl<strong>and</strong><br />
(valmet) Valmet has received an order<br />
from Tampereen Sähkölaitos Oy <strong>for</strong> an automation<br />
system to the Naistenlahti 3 boiler<br />
plant, which is currently under construction<br />
in Tampere, Finl<strong>and</strong>. In April 2020,<br />
Valmet announced the order <strong>of</strong> this biomass-fired<br />
boiler plant.<br />
The automation order is included in Valmet’s<br />
orders received <strong>of</strong> the first quarter<br />
<strong>2021</strong>. The value <strong>of</strong> the order will not be disclosed.<br />
The boiler plant with its automation<br />
solutions will be taken over by the customer<br />
in December 2022.<br />
“Tampereen Sähkölaitos <strong>and</strong> Valmet have<br />
a long track record <strong>of</strong> excellent cooperation.<br />
We use Valmet DNA as our main automation<br />
system at many <strong>of</strong> our plants, <strong>for</strong><br />
example, in Lielahti, Hervanta <strong>and</strong> Sarankulma.<br />
Also, our Naistenlahti power<br />
plants 1 <strong>and</strong> 2 are equipped with it. We value<br />
Valmet’s technology, integration with<br />
our existing systems <strong>and</strong> our long-term relationship,”<br />
says Antti-Jussi Halminen,<br />
Senior Vice President, Tampereen Sähkölaitos.<br />
“I’m very happy that this automation delivery<br />
continues our good cooperation. Valmet’s<br />
boiler <strong>and</strong> automation system deliveries<br />
to the Naistenlahti boiler plant 3 support<br />
each other, leading to an optimal result,”<br />
says Arto Mäkinen, Sales Manager,<br />
Automation, Valmet.<br />
29
News from Science & Research <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Technical in<strong>for</strong>mation about the delivery<br />
Valmet’s total scope <strong>of</strong> delivery includes a<br />
Valmet DNA Automation System, safety-related<br />
systems, Valmet DNA Machine Monitoring,<br />
training simulator, in<strong>for</strong>mation<br />
management calculation applications <strong>for</strong><br />
both emissions monitoring <strong>and</strong> reporting<br />
as well as monitoring the key per<strong>for</strong>mance<br />
indicators (KPI) <strong>of</strong> the boiler <strong>and</strong> the entire<br />
plant.<br />
The automation system will be equipped<br />
with a Valmet DNA User Interface (DNA<br />
UI) that adapts the shown in<strong>for</strong>mation<br />
based on the needs <strong>of</strong> various users <strong>and</strong><br />
user groups. Relevant in<strong>for</strong>mation is delivered<br />
in visual, well-structured, easy-to-underst<strong>and</strong><br />
dashboards, process <strong>and</strong> sub-process<br />
views, allowing the users <strong>of</strong> the automation<br />
system to control the process better.<br />
Built with the latest web technologies,<br />
DNA UI comes with a secure web-based<br />
access that enables the plant teams to access<br />
relevant in<strong>for</strong>mation whenever they<br />
need it, regardless <strong>of</strong> their location.<br />
The new boiler plant 3 will replace the<br />
existing boiler plant 2 <strong>and</strong> re-use some <strong>of</strong><br />
its process parts, which all are already<br />
based on Valmet DNA.<br />
About the customer<br />
Tampereen Sähkölaitos Oy is a modern<br />
energy group that produces renewable energy<br />
<strong>and</strong> actively develops future energy<br />
solutions in Finl<strong>and</strong>. Through its systematic<br />
development work, the company lowers<br />
CO 2 emissions from its energy production<br />
<strong>and</strong> creates jobs <strong>for</strong> the surrounding area.<br />
In 2020, the group’s net sales amounted to<br />
EUR 265.1 million, <strong>and</strong> it employed nearly<br />
400 pr<strong>of</strong>essionals.<br />
LL<br />
www.valmet.com (212281122)<br />
l<br />
Products <strong>and</strong><br />
Services<br />
Rolls-Royce builds new fuel cell<br />
demonstrator to ensure<br />
electricity supplies<br />
• Alternative fuels <strong>and</strong> fuel cells <strong>for</strong><br />
carbon-neutral mtu solutions<br />
• 250 kW demonstrator from Rolls-Royce<br />
testing st<strong>and</strong>by, prime <strong>and</strong> UPS power<br />
supply functionality<br />
(r-r) Another new technology – the hydrogen<br />
fuel cell – is currently making in-roads<br />
at the Friedrichshafen plant <strong>of</strong> Rolls-Royce‘s<br />
Power Systems division where a 250<br />
kW demonstrator is in the process <strong>of</strong> being<br />
set up to test future zero-carbon energy<br />
systems <strong>and</strong> present these to customers.<br />
„We firmly believe that fuel cell technology<br />
is set to make a huge contribution to a successful<br />
energy turnaround. That‘s why<br />
Rolls-Royce sees it as its mission to assume<br />
a pioneering role in fuel cell applications,“<br />
said Andreas Schell, CEO <strong>of</strong> Rolls-Royce<br />
Power Systems. „Fuel cells shall <strong>for</strong>m an<br />
elementary part <strong>of</strong> our product portfolio<br />
<strong>for</strong> sustainable solutions.“<br />
Why fuel cells? Fuel cells have very high<br />
efficiency levels when generating electricity<br />
from hydrogen <strong>and</strong> oxygen. When run<br />
on pure hydrogen, they give <strong>of</strong>f zero emissions<br />
– only water vapor – as well as being<br />
low-noise, low-maintenance, <strong>and</strong> vibration-free.<br />
“The greatest benefit is when<br />
they are run on regeneratively produced<br />
hydrogen because this enables polluting<br />
<strong>and</strong> climate-damaging gas emissions to be<br />
fully eliminated. This gives fuel cells a<br />
huge potential to become a major technology<br />
<strong>for</strong> decarbonizing propulsion <strong>and</strong> electrical<br />
power supply systems,” added Dr.<br />
Peter Riegger, Vice President Rolls-Royce<br />
PowerLab.<br />
Much has already happened at Rolls-<br />
Royce Power Systems‘ Friedrichshafen<br />
Plant 1 in recent months, with the complex<br />
hydrogen infrastructure – which requires a<br />
lot <strong>of</strong> investment – now installed <strong>and</strong> the<br />
container all set up complete with its four<br />
low-temperature PEM fuel cell modules.<br />
Indeed, this took quite a lot <strong>of</strong> work by engineers<br />
across a variety <strong>of</strong> sites. Designed<br />
at the company‘s plants in Ruhstorf (Bavaria)<br />
<strong>and</strong> Friedrichshafen, safety reasons dictate<br />
the container has two separate compartments<br />
<strong>for</strong> fuel cells <strong>and</strong> batteries, plus<br />
a host <strong>of</strong> power electronics. The control<br />
system has now been fully refined, cooling<br />
<strong>and</strong> air conditioning are on the ro<strong>of</strong>, <strong>and</strong> a<br />
rack system enables simple maintenance,<br />
allowing individual system modules to be<br />
replaced as required.<br />
The energy systems using fuel cell modules<br />
from the automotive sector have been<br />
put through their paces on the test st<strong>and</strong>,<br />
<strong>and</strong> Rolls-Royce engineers are more than<br />
happy with the results: “Power flexing<br />
characteristics <strong>and</strong> per<strong>for</strong>mance are excellent,<br />
<strong>and</strong> as expected there are no vibrations<br />
or no loud noises”, explained Dr. Peter<br />
Riegger. The next step is to connect all<br />
four demo modules together in the container<br />
<strong>and</strong> hook up the batteries <strong>and</strong> power<br />
circuit. Commissioning is slated <strong>for</strong> the second<br />
half <strong>of</strong> <strong>2021</strong>.<br />
The demonstrator will be used <strong>for</strong> test<br />
purposes, <strong>and</strong> to show interested parties<br />
which applications the system is suitable<br />
<strong>for</strong>. These include st<strong>and</strong>by power, prime<br />
power, uninterruptible power supplies<br />
(UPS) <strong>and</strong> black start capability, allowing<br />
the system to be started from scratch without<br />
a mains connection. The system consists<br />
<strong>of</strong> fuel cell modules, batteries, fire protection,<br />
air conditioning <strong>and</strong> safety systems,<br />
cooling, gas supply <strong>and</strong> automation.<br />
LL<br />
www.rolls-royce.com (212281123)<br />
LL<br />
News from<br />
Science &<br />
Research<br />
E.ON und RWTH verlängern<br />
Kooperationsvertrag<br />
• Erfolgreiche Arbeit des E.ON Energy<br />
Research Centers wird weiter gefördert<br />
(eon) E.ON wird die erfolgreiche Zusammenarbeit<br />
mit der RWTH Aachen <strong>for</strong>tführen<br />
und hat den bestehenden Kooperationsvertrag<br />
um weitere fünf Jahre verlängert.<br />
Eine entsprechende Vereinbarung<br />
unterzeichneten am 23. Juni E.ON-Vorst<strong>and</strong>smitglied<br />
Dr. Karsten Wildberger und<br />
der Rektor der RWTH Aachen, Pr<strong>of</strong>essor<br />
Ulrich Rüdiger.<br />
Mit dem neuen Kooperationsvertrag werden<br />
wir insbesondere Forschungsprojekte<br />
in den Bereichen Energie- und Nachhaltigkeits<strong>for</strong>schung,<br />
Energiesystemanalyse und<br />
-optimierung, Smart Grids, Energiespeicherung,<br />
Energieeffizienz, Elektrifizierung<br />
und Digitalisierung fördern. Dabei konzentrieren<br />
wir uns auf das E.ON Energy Research<br />
Center der RWTH Aachen (E.ON<br />
ERC), aber auch weitere Institute der Aachener<br />
Hochschule können und sollen eingebunden<br />
werden, erklärte Dr. Wildberger<br />
anlässlich der Vertragsunterzeichnung.<br />
Das E.ON ERC ist aus einer öffentlich-privaten<br />
Partnerschaft zwischen E.ON und<br />
der RWTH Aachen entst<strong>and</strong>en und setzt<br />
seit seiner Gründung im Jahr 2006 Maßstäbe<br />
in der interdisziplinären und vernetzten<br />
Energie<strong>for</strong>schung. E.ON wird in den<br />
kommenden fünf Jahren gemeinsame Forschungsprojekte<br />
mit einer Gesamtsumme<br />
von zehn Millionen Euro finanzieren. Hinzu<br />
kommen jährlich bis zu einer halben<br />
Million Euro zur Finanzierung von gemeinnützigen<br />
Projekten. In vielen Fällen werden<br />
auch die Ergebnisse der E.ON-Forschungsprojekte<br />
der Allgemeinheit zur<br />
Verfügung gestellt.<br />
Auch RWTH-Rektor Pr<strong>of</strong>essor Rüdiger<br />
zeigte sich sehr zufrieden mit der bisherigen<br />
Zusammenarbeit und freut sich auf<br />
fünf weitere erfolgreiche Jahre. Gemeinsam<br />
mit E.ON ist die RWTH seit 15 Jahren<br />
erfolgreich dabei, einen signifikanten Beitrag<br />
zur Energiewende zu leisten. Die Zusammenarbeit<br />
zeigt, welchen Impact wir<br />
als Hochschule im Netzwerk mit unseren<br />
Partnerinnen und Partnern leisten können.<br />
Mit E.ON verbindet uns eine starke Kooperation,<br />
die wir nun für die weitere erfolgreiche<br />
Gestaltung der Energiewende einsetzen<br />
werden.<br />
LL<br />
www.eon.com (212251514)<br />
30
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
News fromScience & Research<br />
The Indus basin: untapped<br />
potential <strong>for</strong> long-term<br />
energy storage<br />
(iiasa) Hydropower has massive potential<br />
as a source <strong>of</strong> clean electricity, <strong>and</strong> the Indus<br />
basin can be a key player in fulfilling<br />
long-term energy storage dem<strong>and</strong>s across<br />
Africa, Asia, Europe, <strong>and</strong> the Middle East.<br />
IIASA researchers explored the role the Indus<br />
basin could play to support global sustainable<br />
development.<br />
According to the <strong>International</strong> Energy<br />
Agency (IEA), the growth <strong>of</strong> hydropower<br />
plants worldwide is set to slow down this<br />
decade. This puts at risk the ambitions <strong>of</strong><br />
countries across the globe aiming to reach<br />
net-zero emissions while ensuring reliable<br />
<strong>and</strong> af<strong>for</strong>dable energy supplies <strong>for</strong> their citizens.<br />
Even so, there are thous<strong>and</strong>s <strong>of</strong> dams<br />
planned to be built this next decade. New<br />
hydropower dams installed worldwide are<br />
<strong>for</strong>ecasted to increase global hydroelectricity<br />
capacity from the current 1,200 gigawatt<br />
(GW) to around 1,700 GW. Many <strong>of</strong><br />
these dams are being built in countries<br />
with emerging economies, such as those in<br />
the Balkan region, Ethiopia, <strong>and</strong> Pakistan.<br />
Hydropower is very important in reaching<br />
net zero goals, not only because <strong>of</strong> its ability<br />
to produce clean energy, but also because<br />
<strong>of</strong> its capabilities in terms <strong>of</strong> energy<br />
storage. The Indus basin, which stretches<br />
across parts <strong>of</strong> Afghanistan, China, India,<br />
<strong>and</strong> Pakistan, is one area with huge hydropower<br />
potential due to its high altitudes<br />
<strong>and</strong> large water availability.<br />
According to Pakistan’s State <strong>of</strong> Industry<br />
Report, 100 % <strong>of</strong> Pakistan’s hydropower already<br />
comes from the Indus basin, <strong>and</strong><br />
much <strong>of</strong> the region’s potential has yet to be<br />
tapped into. Additionally, an investigation<br />
into medium sized hydropower projects in<br />
Pakistan revealed that the Indus basin is<br />
the region with the largest <strong>and</strong> cheapest<br />
seasonal energy storage potential.<br />
IIASA researchers explored the future <strong>of</strong><br />
hydropower in the Indus region in a new<br />
paper published in the <strong>Journal</strong> <strong>of</strong> Energy<br />
<strong>Storage</strong>. They focused much <strong>of</strong> their research<br />
on the costs <strong>and</strong> benefits <strong>of</strong> hydropower,<br />
water storage, <strong>and</strong> long-term <strong>and</strong><br />
short-term energy storage in the Indus Basin.<br />
They considered the potential <strong>and</strong><br />
costs <strong>of</strong> conventional hydropower dams, as<br />
well as seasonal pumped hydropower storage.<br />
Unlike conventional dams, which are<br />
built in the cross sections <strong>of</strong> main rivers,<br />
seasonal pumped hydropower storage<br />
plants act as artificial reservoirs <strong>of</strong>f the<br />
main river usually at higher altitudes with<br />
a built in power or pumping station that<br />
generates hydroelectric power or fills up<br />
the reservoir.<br />
According to the researchers, many <strong>of</strong> the<br />
challenges faced in the Indus region regarding<br />
hydropower are due to larger water<br />
management issues. These issues stem<br />
from high population growth seen in the<br />
area coinciding with rapid urbanization,<br />
industrialization, environmental degradation,<br />
lack <strong>of</strong> water storage infrastructure,<br />
<strong>and</strong> outdated irrigation systems. The seasonality<br />
<strong>of</strong> the Indus region is something<br />
else the team had to consider. The Indus<br />
River deals with droughts in the winter <strong>and</strong><br />
monsoon season, <strong>and</strong> melting snow <strong>and</strong> ice<br />
masses from the mountains in the summer.<br />
This considerably increases the flow <strong>of</strong> the<br />
river with many regular flooding events<br />
also occurring. L<strong>and</strong> changes from climate<br />
change <strong>and</strong> reduced groundwater levels<br />
further exacerbate flooding events <strong>and</strong> water<br />
scarcity.<br />
To gather their data, the researchers used<br />
different models estimating power potentials<br />
as well as their corresponding costs.<br />
They incorporated five essential components:<br />
the physical features <strong>of</strong> the area, the<br />
river network <strong>and</strong> water flow data, infrastructure<br />
cost estimation, <strong>and</strong> project design<br />
optimization.<br />
The researchers’ models <strong>and</strong> analysis<br />
concluded that the Indus region has the potential<br />
to play a similar role in energy storage<br />
<strong>for</strong> Asia as the Alps does in Europe.<br />
“We found that the levelized energy storage<br />
cost in the Indus region is US $1 per<br />
megawatt hour (MWh) <strong>for</strong> conventional<br />
hydropower <strong>and</strong> $2/MWh <strong>for</strong> seasonal<br />
pumped storage, which is the lowest cost<br />
long-term energy storage alternative in the<br />
world. Even cheaper than natural gas reinjection<br />
in empty gas reservoirs, these low<br />
costs can justify the use <strong>of</strong> seasonal pumped<br />
hydropower storage to store energy in a<br />
yearly, two-year, or three-year energy cycle.<br />
The levelized costs <strong>of</strong> energy storage<br />
with batteries is around $100/MWh. This<br />
makes hydropower energy storage 100<br />
times cheaper <strong>and</strong> seasonal pumped hydropower<br />
storage 50 times cheaper. For<br />
this reason, these are good solutions <strong>for</strong><br />
long-term energy storage,” explains study<br />
lead-author Julian Hunt.<br />
As more countries industrialize <strong>and</strong> develop<br />
their economies, growing energy dem<strong>and</strong>s<br />
are sure to follow. Having long-term<br />
energy storage using low emission methods<br />
like hydropower is important, especially<br />
during the era <strong>of</strong> climate change. The<br />
Indus basin can serve as a global supply.<br />
“During the summer when there is high<br />
availability <strong>of</strong> water in the Indus basin, <strong>for</strong><br />
example, excess solar power in northern<br />
hemisphere countries can be used to pump<br />
water in seasonal pumped hydropower<br />
storage plants in the basin, so that hydropower<br />
can be generated during the winter.<br />
With an integrated hydrogen <strong>and</strong> battery<br />
economy in the future, the region could<br />
serve as the world’s long-term energy storage<br />
hub,” Hunt concludes.<br />
LL<br />
www.iiasa.ac.at (212281125)<br />
Intelligente Stromzukunft im<br />
Echtzeit-Test: Fraunh<strong>of</strong>er ISE<br />
eröffnet Digital Grid Lab<br />
(fr) Europas Stromnetze durchlaufen im<br />
Zuge der Energiewende eine tiefgreifende<br />
Trans<strong>for</strong>mation: von Großkraftwerken hin<br />
zu verteilten, intelligent vernetzten, digital<br />
gesteuerten, emissionsarmen und vielfältigen<br />
Einheiten. Millionen kleine Einspeiseanlagen<br />
und Speicher, neue Verbraucher<br />
und Akteure treten auf den Plan, die auf<br />
den unteren Netzebenen gemanagt werden<br />
müssen. Die gewohnt hohe Versorgungsqualität<br />
ist zukünftig nur mit der Digitalisierung<br />
der Netze und intelligenten Betriebsführungskonzepten<br />
erreichbar.<br />
Das Fraunh<strong>of</strong>er-Institut für Solare Energiesysteme<br />
ISE hat nun sein neues Digital<br />
Grid Lab in Betrieb genommen, in dem die<br />
dafür notwendigen Komponenten, Netzregelungskonzepte<br />
und Betriebsführungsstrategien<br />
erprobt werden.<br />
„Die Integration sowohl zentraler als<br />
auch fluktuierender dezentraler Systeme<br />
und der Erhalt der Netzstabilität sind eine<br />
große Heraus<strong>for</strong>derung für die Netzbetreiber.<br />
Mit dem Digital Grid Lab erweitert das<br />
Fraunh<strong>of</strong>er ISE seine Kompetenzen im Bereich<br />
Netzsimulation und kann das Netz<br />
und die Kommunikation darin in Echtzeit<br />
betrachten“, erklärt Pr<strong>of</strong>. Christ<strong>of</strong> Wittwer,<br />
Bereichsleiter Leistungselektronik, Netze<br />
und intelligente Systeme am Fraunh<strong>of</strong>er<br />
ISE.<br />
Hardware-in-the-Loop Simulationen<br />
in Echtzeit<br />
Herzstücke des neuen Labors sind die<br />
sechs leistungsstarken Hardware-in-the-<br />
Loop (HIL)- Computer: Sie erlauben es,<br />
Stromnetze mit bis zu 2000 Knoten im Modell<br />
nachzubilden und in zeitlich hoher<br />
Auflösung in ihrem Verhalten zu testen.<br />
Für Geräte oder Anlagen an Netzknotenpunkten,<br />
aber auch für autarke Micro-<br />
Grids, smarte Quartiere und Verteilnetze<br />
können in dieser hochmodernen Testumgebung<br />
auch kritische Netzsituationen simuliert<br />
werden, ohne das echte Stromnetz<br />
zu gefährden. Acht flexibel schaltbare Leistungsverstärker<br />
mit einer Gesamtleistung<br />
von 800 kVA erlauben es, einem Prüfling<br />
diese simulierte Netzsituation aufzuprägen<br />
oder Batterien und Erzeuger (z.B. Photovoltaik-Anlagen)<br />
in Hardware nachzubilden.<br />
Die moderne Infrastruktur ermöglicht<br />
die Betrachtung von AC oder DC Netzen.<br />
„Der digitale Zwilling auf dem HIL-Rechner<br />
ist dank einer Bibliothek von Modellen<br />
sehr flexibel konfigurierbar. Wir können<br />
Stromnetze unterschiedlicher Größen und<br />
Spannungsebenen simulieren und sowohl<br />
private als auch gewerbliche Energiesysteme<br />
nachbilden. Der Zwilling ermöglicht<br />
die Evaluierung und Optimierung von<br />
Komponenten, Energiemanagementsystemen<br />
und Kommunikationsst<strong>and</strong>ards in ei-<br />
31
News fromScience & Research <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
ner sicheren realitätsnahen Umgebung“, so<br />
Dr. Bernhard Wille-Haußmann, der als<br />
Gruppenleiter Netzbetrieb und Netzplanung<br />
das Labor leitet.<br />
Zur Ausstattung des Digital Grid Labs gehört<br />
auch eine Leitwarte, in der neuartige<br />
Regelungsalgorithmen und Betriebsstrategien<br />
für Smart Grids unter dem Einsatz von<br />
Methoden der künstlichen Intelligenz erprobt<br />
werden. Der Hardware-in-the-Loop-<br />
Rechner nimmt hier die Rolle des digitalen<br />
Zwillings ein und modelliert für die Leitwarte<br />
ein Stromnetz inklusive dessen Kommunikation.<br />
So können neue Regelungskonzepte<br />
in einer realitätsnahen Umgebung<br />
unter kritischen Bedingungen evaluiert<br />
werden, ohne dass eine Gefahr für den<br />
echten Netzbetrieb besteht.<br />
Prüfungen für intelligente Elektromobilität<br />
Die beschriebene Infrastruktur erlaubt<br />
die Prüfung verschiedener energietechnischer<br />
Komponenten, wie Batteriesysteme,<br />
Blockheizkraftwerke oder Wärmepumpen.<br />
Für den Start des Labors haben die Expertinnen<br />
und Experten des Fraunh<strong>of</strong>er ISE<br />
den digitalen Zwilling eines Elektr<strong>of</strong>ahrzeuges<br />
entwickelt. Mit diesem emulieren<br />
sie ein Elektr<strong>of</strong>ahrzeug oder auch einen<br />
ganzen Fahrzeug-Pool mit seinen Leistungsflüssen<br />
und seiner Kommunikation<br />
mit der Ladestation. So können verschiedene<br />
Arten von Ladestationen bezüglich ihrer<br />
Netzrückwirkung (nach Netzanschlussrichtlinien<br />
VDE AR 4100/4105) und im Zusammenspiel<br />
mit intelligenten Messsystemen<br />
und Energiemanagementsystemen<br />
geprüft werden. Hierzu gehören neben der<br />
Netzkon<strong>for</strong>mität auch die Anpassung des<br />
Ladestroms an externe An<strong>for</strong>derungen,<br />
z.B. durch den Netzbetreiber oder Ladestationsbetreiber.<br />
Das Digital Grid Lab erlaubt<br />
die Prüfung der Netzkon<strong>for</strong>mität und Kommunikation<br />
von Ladesteckern und -modi<br />
nach den Normen IEC 62196, IEC 61851<br />
und ISO 15118. Der Test von Ladestationen<br />
beinhaltet damit Kommunikationstests für<br />
die gesamte Signalkette und Evaluierungen<br />
des Geräteverhaltens auf externe<br />
Markt- und Steuersignale. Da der Testst<strong>and</strong><br />
im Digital Grid Lab auch mit zahlreichen<br />
realen Ladestationen verbunden ist, kann<br />
die Kompatibilitätsprüfung von Lademanagementkonzepten<br />
herstellerneutral und<br />
sicher durchgeführt werden.<br />
LL<br />
www.digital-grid-lab.de<br />
(212281126)<br />
TU Berlin: Aus dem Labor ins<br />
Gelände: Er<strong>for</strong>schung des<br />
Pfahlbeulens bei leistungsstarken<br />
Offshore-Windparks<br />
(tub) In dem vom Bundesministerium für<br />
Wirtschaft und Energie geförderten und<br />
von Industriepartnern k<strong>of</strong>inanzierten Verbundprojekt<br />
„VERBATIM – Verifikation des<br />
Beulnachweises und ‐verhaltens großer<br />
Monopiles“ untersucht die Technische Universität<br />
(TU) Berlin das Verhalten großer<br />
Pfahlfundamente während und nach der<br />
Installation in Offshore-Windenergieanlagen.<br />
Ein besseres Verständnis des Beulverhaltens<br />
soll eine geringere W<strong>and</strong>stärke der<br />
Pfähle ermöglichen, die er<strong>for</strong>derliche<br />
Stahlmenge reduzieren und dadurch Kosten<br />
senken. Nach Laborversuchen in der<br />
Berliner Peter-Behrens-Halle führt das Forscherteam<br />
unter Leitung von Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing.<br />
Frank Rackwitz, Fachgebietsleiter Grundbau<br />
und Bodenmechanik an der Technischen<br />
Universität Berlin, erste Versuche im<br />
freien Gelände in Bremerhaven durch. Das<br />
Teilvorhaben der TU Berlin wird mit fast<br />
475.000 Euro gefördert und k<strong>of</strong>inanziert.<br />
Die Laufzeit ist von Januar 2020 bis Ende<br />
Dezember 2022 geplant.<br />
Die Mehrzahl der aktuell laufenden<br />
Windparkprojekte in deutschen Gewässern<br />
werden mit sogenannten Monopile-Gründungen<br />
realisiert. In den Wassertiefen der<br />
Nordsee werden die Pfähle ohne Sicht auf<br />
den Baugrund eingebracht: Wenn mehr<br />
oder stärkere Schläge des Hydraulikhammers,<br />
der die Fundamente in den Meeresgrund<br />
rammt, er<strong>for</strong>derlich sind, kann das<br />
ein Hinweis auf Hindernisse sein. Die Installateur*innen<br />
können jedoch nicht sehen,<br />
ob sie in der Tiefe auf Findlinge stoßen,<br />
die die Monopiles möglicherweise<br />
verbeulen. Für die zunehmend leistungsstärkeren<br />
Windturbinen werden daher Monopiles<br />
mit einem Durchmesser von über<br />
zehn Metern geplant. Die überdimensionalen<br />
Pfähle er<strong>for</strong>dern eine höhere Schlagkraft<br />
der Hämmer und verursachen größere<br />
Kräfte, die auf die Monopiles wirken.<br />
Damit steigen die Risiken, dass sich die<br />
Pfahlfüße während der Einbringung am<br />
Meeresboden wölben oder dass der bereits<br />
gebettete Pfahl mit installierter Windenergieanlage<br />
im Betrieb an der Bodenoberkante<br />
unter den Belastungen aus Wind und<br />
Wellengang beult.<br />
Die Technische Universität Berlin berechnet<br />
in dem gemeinsamen Forschungs- und<br />
Industrieprojekt VERBATIM mit einem numerischen<br />
Simulationsmodell das Ver<strong>for</strong>mungsverhalten<br />
von Stahlrohren in S<strong>and</strong>böden.<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Frank Rackwitz, Fachgebietsleiter<br />
Grundbau und Bodenmechanik<br />
an der Fakultät Planen Bauen Umwelt<br />
an der TU Berlin erläutert: „Es fehlen abgesicherte<br />
Rechenmethoden, daher werden<br />
Pfähle bisher sehr konservativ ausgelegt.<br />
In einem Modell weisen wir experimentell<br />
nach, unter welchen Bedingungen der in<br />
den Meeresboden eingebettete Pfahl ausbeult.<br />
Die Ergebnisse, die wir bisher bei<br />
unseren Experimenten in der Peter-Behrens-Halle<br />
und aus begleitenden numerischen<br />
Berechnungen erhalten haben, validieren<br />
wir jetzt bei Versuchen mit Stahlrohren<br />
von ca. 80 cm Durchmesser im Gelände.“<br />
Die Berechnungen sollen anschließend<br />
auf große Monopiles von<br />
Offshore-Windenergieanlagen übertragen<br />
werden und der Offshore-Windindustrie<br />
ermöglichen, kostenoptimierte Monopile-Designs<br />
zu entwickeln.<br />
VERBATIM wird vom Bundesministerium<br />
für Wirtschaft und Energie (BMWi) im<br />
Rahmen des 7. Energie<strong>for</strong>schungsprogramms<br />
„Innovationen für die Energiewende“<br />
gefördert. Es wird vom Projektträger<br />
Jülich getragen und von der Bundesanstalt<br />
für Material<strong>for</strong>schung und ‐prüfung<br />
(BAM) als Verbundkoordinator gemeinsam<br />
mit der Technischen Universität Berlin und<br />
dem Bauingenieurbüro JBO durchgeführt.<br />
Über die Organisation Carbon Trust, die<br />
die Offshore Wind Accelerator Initiative<br />
zur Kostensenkung von Offshore-Windparks<br />
leitet, wird es von den Projektpartnern<br />
EnBW, Equinor, RWE, Ørsted, Scottish<br />
Power Renewables, Shell und Vattenfall<br />
unterstützt. Durch die Einbindung aller<br />
an Planung, Zertifizierung und Genehmigung<br />
beteiligten Parteien sowie die Nutzung<br />
der vorh<strong>and</strong>enen Strukturen der<br />
Offshore Wind Accelerator Initiative ist die<br />
Umsetzung eines anwendungsreifen Nachweiskonzepts<br />
für die Offshore-Praxis gewährleistet.<br />
Kontakt:<br />
Pr<strong>of</strong>. Dr.-Ing. Frank Rackwitz<br />
Fakultät Planen Bauen Umwelt<br />
Fachgebietsleiter Grundbau und Bodenmechanik<br />
LL<br />
www.tu-berlin.de (212281127)<br />
32
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Power News<br />
Power<br />
News<br />
Top 10 Passwörter von<br />
Angestellten in der<br />
Energiewirtschaft<br />
(nordpass) Angestellte in der Energiewirtschaft<br />
benutzen erschreckend schwache<br />
Passwörter, wie eine neue Studie von<br />
NordPass zeigt. Das alarmiert Sicherheitsexperten,<br />
da schwache Passwörter Hackern<br />
leichten Zugang zu Accounts bieten.<br />
Das sind die Top 10 Passwörter in der<br />
Energiewirtschaft:<br />
1. password<br />
2. aaron431<br />
3. 123456<br />
4. unknown<br />
5. shumon<br />
6. Firmenname*<br />
7. abc123<br />
8. default<br />
9. ABC123<br />
10. Firmenname1*<br />
* Dieses Passwort ist ein Firmenname<br />
oder eine Abw<strong>and</strong>lung davon (z. B. Firmenname2002).<br />
Wir geben hier keine spezielle<br />
Firma an.<br />
Außerdem analysierten die Forscher die<br />
Daten der Passwort-Zugriffe von Außenstehenden,<br />
von denen Fortune 500-Unternehmen<br />
betr<strong>of</strong>fen waren. Insgesamt umfassten<br />
die analysierten Daten 15.603.438<br />
Verstöße und wurden in 17 verschiedene<br />
Branchen eingeteilt. Die Forscher untersuchten<br />
auch die Top-10-Passwörter in jeder<br />
Branche, das Perzentil einzigartiger<br />
Passwörter und die Anzahl der Datenverletzungen,<br />
die in jeder einzelnen Branche<br />
vorkamen.<br />
Eine vollständige Liste und In<strong>for</strong>mationen<br />
zu den 17 Branchen finden Sie hier:<br />
https://nordpass.com/de/<br />
<strong>for</strong>tune-500-password-study/<br />
Schwache Passwörter sind eine der<br />
Hauptursachen für Datenpannen in<br />
Unternehmen<br />
Schwache Passwörter sind eine Gefahr<br />
für alle Nutzer, aber Unternehmer und ihre<br />
Mitarbeiter müssen beim Thema Cybersicherheit<br />
besondere Sorgfalt walten lassen.<br />
Im Februar beispielsweise, kam es in einer<br />
Wasseraufbereitungsanlage in Florida zu<br />
einer schwerwiegenden Computerpanne.<br />
Das Unternehmen verwendete eine nicht<br />
unterstützte Windows-Version ohne Firewall<br />
und alle Mitarbeiter nutzten das<br />
gleiche Team-Viewer-Kennwort. Im Dezember<br />
2020 kam es bei SolarWinds zu einer<br />
großen Datenschutzverletzung, die<br />
Berichten zufolge auf den Schutz eines der<br />
Server mit dem Passwort „solarwinds123“<br />
zurückzuführen war.<br />
„Unternehmen und ihre Mitarbeiter sind<br />
verpflichtet, die Daten ihrer Kunden zu<br />
schützen. Das schwache Passwort eines<br />
Mitarbeiters kann möglicherweise das gesamte<br />
Unternehmen gefährden, wenn ein<br />
Angreifer das gehackte Passwort verwendet,<br />
um sich Zugriff auf vertrauliche In<strong>for</strong>mationen<br />
zu beschaffen“, sagt Chad Hammond,<br />
Sicherheitsexperte bei NordPass.<br />
Durch Datenpannen verursachte Kosten<br />
Laut IBM-Bericht belaufen sich die durchschnittlichen<br />
globalen Kosten einer Datenverletzung<br />
auf 3,86 Millionen US-Dollar.<br />
Eine Datenpanne in der Gesundheitsbranche<br />
kostet jedoch viel mehr – 7,13 Millionen<br />
US-Dollar. Vergleicht man die Länder<br />
mitein<strong>and</strong>er, ist eine Datenschutzverletzung<br />
in US-amerikanischen Unternehmen<br />
mit 8,64 Millionen US-Dollar am teuersten.<br />
Laut Statista setzen sich die Kosten<br />
folgendermaßen zusammen: Geschäftseinbußen<br />
aufgrund des Vertrauensverlustes<br />
der Kunden, die Kosten für die Aufdeckung,<br />
das Eskalationsmanagement und<br />
die Benachrichtigungen über den Verstoß<br />
und dazu noch die nachträglichen notwendigen<br />
Aktivitäten wie die Überwachung<br />
von Kreditauskünften.<br />
Darüber hinaus werden in den Ländern<br />
der europäischen Union Bußgelder nach<br />
DSGVO verhängt, die maximal 20 Millionen<br />
Euro oder 4 % des weltweiten Jahresumsatzes<br />
betragen, je nachdem, welcher<br />
Wert höher ist.<br />
Wie können Unternehmen ihre Passworthygiene<br />
verbessern?<br />
1. Erstellen Sie komplexe und einzigartige<br />
Passwörter, aktualisieren Sie sie regelmäßig<br />
und speichern Sie diese in einem<br />
Passwortmanager.<br />
Die Verwendung eines Passwortmanagers<br />
im ganzen Unternehmen ist die beste<br />
Wahl, um die Sicherheit Ihrer Geschäftskonten<br />
zu gewährleisten. Eine Kennwortverwaltungslösung<br />
bietet eine sichere<br />
Möglichkeit zum Speichern, Freigeben und<br />
Verwalten aller Passwörter an einem einzigen<br />
Ort.<br />
2. Nutzen Sie Multi-Faktor-Authentifizierung<br />
oder Single Sign-on.<br />
Unternehmen sollten die Multi-Faktor-Authentifizierung<br />
als zusätzliche Sicherheitsebene<br />
verwenden, wenn dies<br />
möglich ist. Eine <strong>and</strong>ere gute Idee ist die<br />
Nutzung der einmaligen Anmeldung und<br />
der Passwortsynchronisierung. Bei der einmaligen<br />
Anmeldung ist die Wahrscheinlichkeit<br />
geringer, dass Mitarbeiter nachlässig<br />
mit Passwörtern umgehen und zum<br />
Beispiel häufige Passwörter verwenden<br />
oder sie aufschreiben.<br />
3. In<strong>for</strong>mieren Sie Ihre Mitarbeiter über<br />
Passworthygiene und mögliche Risiken.<br />
Es ist wichtig, dass Mitarbeiter es vermeiden,<br />
ihre Arbeits- und ihre persönlichen<br />
Konten zu vermischen. So lässt sich nicht<br />
nur sicherstellen, dass ihre persönliche<br />
Identität geschützt wird, sondern auch,<br />
dass alle In<strong>for</strong>mationen, die sich auf den<br />
Arbeitgeber beziehen, im Falle einer Datenpanne<br />
geschützt sind.<br />
Verstöße, die die Verbraucher betreffen,<br />
können nicht nur persönliche Konten betreffen,<br />
sondern möglicherweise auch das<br />
Unternehmen gefährden. Datenverletzungen<br />
dieser Art können einen Dominoeffekt<br />
nach sich ziehen, der sich auf mehrere Organisationen<br />
auswirkt, wenn Anmeldein<strong>for</strong>mationen<br />
für persönliche und geschäftliche<br />
Konten wiederverwendet werden.<br />
Methodik: Die Liste der Passwörter wurde<br />
in Zusammenarbeit mit einem Drittunternehmen<br />
erstellt, das sich auf die Er<strong>for</strong>schung<br />
von Datenschutzverletzungen spezialisiert<br />
hat. Analysiert wurden Daten von<br />
öffentlichen Verstößen Dritter, die Fortune<br />
500-Unternehmen betrafen. Insgesamt<br />
umfassten die Daten 15.603.438 Verstöße.<br />
Sie wurden in 17 verschiedene Branchen<br />
eingeteilt. Die Forscher untersuchten die<br />
Top-10-Passwörter in jeder Branche, das<br />
Perzentil einzigartiger Passwörter und die<br />
Anzahl der Datenpannen, die in den einzelnen<br />
Branchen vorkamen.<br />
NORDPASS<br />
NordPass ist ein Passwort-Manager, der<br />
mit neuester Technologie für höchste Sicherheit<br />
sorgt. Bei der Entwicklung von<br />
NordPass lag der Schwerpunkt auf Erschwinglichkeit,<br />
Einfachheit und Benutzerfreundlichkeit,<br />
damit Nutzer auf Desktop-PCs,<br />
Mobilgeräten und Browsern sicher<br />
auf ihre Passwörter zugreifen können.<br />
Dabei werden alle Passwörter auf dem Gerät<br />
verschlüsselt, sodass nur der Nutzer darauf<br />
zugreifen kann. NordPass wurde von<br />
den Experten von NordVPN entwickelt, der<br />
<strong>for</strong>tschrittlichen Sicherheits- und Datenschutz-App,<br />
auf die weltweit mehr als 14<br />
Millionen Kunden vertrauen.<br />
LL<br />
www.nordpass.com (212281129)<br />
33
Power News <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Call <strong>for</strong> Papers<br />
<strong>VGB</strong> KELI 2022<br />
Technical Conference <strong>for</strong> Electrical<br />
Engineering, I&C <strong>and</strong> IT in generation plants<br />
(10) 11 <strong>and</strong> 12 May 2022, Maritim Hotel Bremen<br />
with Technical Exhibition<br />
Contact:<br />
Ulrike Künstler<br />
Ulrike Troglio<br />
E-mail:<br />
vgb-keli@vgb.org<br />
Phone:<br />
+49 201 8128-206<br />
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Conference languages<br />
German <strong>and</strong> English<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
34
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Appendix to the CALL FOR PAPERS<br />
SPECIFIC PROPOSALS FOR PAPER TOPICS<br />
Power News<br />
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35
Empfehlungen für die Ausrüstung der Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Empfehlungen für die Ausrüstung<br />
der Schwingungsüberwachung<br />
an Dampfturbinen von<br />
0,8 MW bis 800 MW<br />
Matthias Humer<br />
Abstract<br />
Recommendations <strong>for</strong> vibration<br />
monitoring equipment on steam turbines<br />
from 0.8 MW to 800 MW<br />
Up to now, there is no concept <strong>for</strong> vibration<br />
monitoring <strong>and</strong> vibration protection <strong>of</strong> the rotating<br />
machine sets tailored to the individual<br />
machine types. Even with the same machine<br />
types, the vibration measurement equipment is<br />
very different <strong>and</strong> <strong>of</strong>ten insufficient. Differences<br />
also result from the type <strong>of</strong> use <strong>of</strong> the turboset,<br />
either as an industrial turboset or as a power<br />
plant turboset. The actual state <strong>of</strong> the transducer<br />
equipment <strong>of</strong> shaft trains has so far generally<br />
been determined by the specifications <strong>of</strong><br />
the respective machine manufacturer, who,<br />
mainly <strong>for</strong> cost reasons, if the customer does not<br />
clearly define his requirements, also determines<br />
the design <strong>of</strong> the machine protection. The measuring<br />
directions <strong>and</strong> number <strong>of</strong> vibration transducers<br />
should normally be based on the existing<br />
st<strong>and</strong>ard DIN ISO 20816, i.e. in the <strong>for</strong>m <strong>of</strong> absolute<br />
bearing vibration transducers <strong>and</strong> relative<br />
shaft vibration transducers. In addition,<br />
the recommendations, which correspond to the<br />
current state <strong>of</strong> knowledge gained with modern<br />
vibration diagnostic monitoring systems,<br />
should be observed. Shaft <strong>and</strong> bearing vibration<br />
transducers should be placed in each measuring<br />
plane at comparable measuring locations<br />
in the same measuring direction. The measuring<br />
directions should be identical <strong>for</strong> the entire<br />
shaft train as far as possible. The reference<br />
transducer, which generates one pulse per revolution,<br />
should be provided redundantly <strong>and</strong><br />
preferably be placed in the same measuring<br />
plane. The reference should be derived from a<br />
permanent marking, preferably a groove. The<br />
protection concept should be determined according<br />
to the type <strong>of</strong> machine to be monitored.<br />
Different considerations <strong>for</strong> triggering “alarms”<br />
<strong>and</strong> “shutdowns” adapted to the type <strong>of</strong> machine<br />
can be applied.<br />
l<br />
Autor<br />
Dr.-Ing. Matthias Humer<br />
Teamleiter „Turbostrang-Messtechnik“<br />
Uniper Anlagenservice GmbH<br />
Gelsenkirchen, Deutschl<strong>and</strong><br />
Es gibt bisher kein, auf die einzelnen Maschinentypen,<br />
zugeschnittenes Konzept für die<br />
Schwingungsüberwachung und den Schwingungsschutz<br />
der Maschinensätze. Selbst bei<br />
gleichen Maschinentypen ist die schwingungstechnische<br />
Ausrüstung sehr unterschiedlich<br />
und häufig unzureichend. Unterschiede<br />
ergeben sich zusätzlich noch durch<br />
die Einsatzart des Turbosatzes entweder als<br />
Industrieturbosatz oder als Kraftwerksturbosatz.<br />
Der Ist-Zust<strong>and</strong> der Aufnehmerbestückung<br />
von Wellensträngen richtet sich bisher<br />
in der Regel nach den Vorgaben des jeweiligen<br />
Maschinenhersteller, welcher vorwiegend<br />
aus Kostengründen, wenn der Kunden<br />
seine Wünsche nicht eindeutig definieren,<br />
auch somit die Gestaltung des Maschinenschutzes<br />
prägt. Die Messrichtungen und Anzahl<br />
der Schwingungsaufnehmer sollten sich<br />
im Normalfall an der bestehenden Norm<br />
DIN ISO 20816 anlehnen, also in Form von<br />
absoluten Lagerschwingungsgebern und relativen<br />
Wellenschwingungsgebern. Außerdem<br />
sollten die Empfehlungen, die dem aktuellen<br />
Kenntnisst<strong>and</strong> entsprechen, der mit<br />
modernen schwingungsdiagnostischen<br />
Überwachungssystemen gewonnen wurde,<br />
beachtet werden. Wellen- und Lagerschwingungsaufnehmer<br />
sollten in jeder Messebene<br />
an vergleichbaren Messorten in derselben<br />
Messrichtung platziert werden. Die Messrichtungen<br />
sollten für den gesamten Wellenstrang<br />
weitestgehend identisch sein. Der Referenzaufnehmer,<br />
welcher einen Impuls pro Umdrehung<br />
erzeugt, sollte redundant vorgesehen<br />
werden und vorzugsweise in der gleichen<br />
Messebene angebracht werden. Die Referenz<br />
sollte von einer dauerhaften Markierung,<br />
vorzugsweise einer Nut, abgeleitet werden.<br />
Entsprechend des zu überwachenden Maschinentyps<br />
ist das Schutzkonzept festzulegen.<br />
Hierbei können durchaus unterschiedliche<br />
Überlegungen zur Auslösung von „Alarmen“<br />
und „Abschaltungen“ angepasst auf den Maschinentyp<br />
zur Anwendung kommen.<br />
Einleitung<br />
Es gibt bisher kein, auf die einzelnen Maschinentypen,<br />
zugeschnittenes Konzept für<br />
die Schwingungsüberwachung und den<br />
Schwingungsschutz der Maschinensätze.<br />
Selbst bei gleichen Maschinentypen ist die<br />
schwingungstechnische Ausrüstung sehr<br />
unterschiedlich und auch noch <strong>of</strong>tmals unzureichend.<br />
Wesentliche Unterschiede ergeben<br />
sich zusätzlich noch durch die Einsatzart<br />
des Turbosatzes:<br />
––<br />
also Industrieturbosatz<br />
oder<br />
––<br />
Kraftwerksturbosatz.<br />
Der Ist-Zust<strong>and</strong> der Aufnehmerbestückung<br />
von Wellensträngen richtet sich bisher in<br />
der Regel nach den Vorgaben der Maschinenhersteller,<br />
welche sich vorwiegend an<br />
den Installationskosten und der besten<br />
Sensorposition bzgl. der vertraglich zugesicherten<br />
Schwingungsgrenzwerte orientieren.<br />
Ein weiteres wichtiges Kriterium<br />
bildet die Gestaltung des auf den gemessenen<br />
Schwingungswerten basierenden<br />
Schwingungsschutzes, da es hier um die<br />
Abwendung von Gefahren für Leib und Leben<br />
geht. Spätestens, wenn der Betreiber<br />
des Maschinensatzes eine sinnvolle Zust<strong>and</strong>süberwachung<br />
(„Monitoring“) z.B.<br />
als Grundlage für die Inst<strong>and</strong>haltungsstrategie<br />
durchführen möchte, befindet er sich<br />
dann bei der Anzahl und der Positionierung<br />
der Sensoren in der Verantwortung.<br />
Grundausrüstung für die Sensorik in Anlehnung<br />
an die DIN-ISO-Empfehlungen<br />
Die Messrichtungen der Schwingungsaufnehmer<br />
sollten sich im Normalfall an bestehende<br />
Normen DIN ISO 20816 anlehnen:<br />
––<br />
absolute Lagerschwingungen<br />
und<br />
––<br />
relative Wellenschwingungen.<br />
Außerdem sollten die Empfehlungen, die<br />
dem aktuellen Kenntnisst<strong>and</strong> entsprechen,<br />
der mit modernen schwingungsdiagnostischen<br />
Überwachungssystemen gewonnen<br />
wurde, beachtet werden. So sollten die<br />
Wellen- und Lagerschwingungsaufnehmer<br />
in jeder Messebene an vergleichbaren<br />
Messorten in derselben Messrichtung platziert<br />
werden, um die Vergleichbarkeit der<br />
jeweiligen Werte zu vereinfachen. Die<br />
Messrichtungen sollten für den gesamten<br />
Wellenstrang weitestgehend identisch<br />
36
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Empfehlungen für die Ausrüstung der Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen<br />
ANMERKUNG Die Beurteilungskriterien nach diesem Teil von ISO 10816 gelten für die Radialschwingungen an allen<br />
Lagern und für die Axialschwingungen an Drucklagern.<br />
Bild 1. Typische Messpunkte am Lager. (Quelle: DIN ISO 20816-1)<br />
sein. Der Referenzaufnehmer, welcher einen<br />
Impuls pro Umdrehung erzeugt, sollte<br />
redundant vorgesehen werden und vorzugsweise<br />
in der gleichen Messebene angebracht<br />
werden. Die Referenz sollte von einer<br />
dauerhaften Markierung, vorzugsweise<br />
einer Nut, abgeleitet werden. Die<br />
typischen Messpunkte sind im nachfolgenden<br />
B i l d 1 dargestellt.<br />
Die in den DIN ISO Richtlinien vorgeschlagenen<br />
Messrichtungen lassen sich vor allem<br />
in horizontaler und vertikaler Messrichtung<br />
für die Wellenschwingungsaufnehmer<br />
selten so realisieren. Deshalb ist es<br />
üblich diese unter 45° rechts und links von<br />
der vertikalen Achse einzubauen. Deshalb<br />
befinden sich die Lagerschwingungsaufnehmer<br />
<strong>of</strong>tmals dann in derselben Einbauposition<br />
(„Prinzip derselben Messrichtung“).<br />
Als Aufnehmertypen sind vorzugsweise<br />
zu verwenden:<br />
––<br />
Beschleunigungsaufnehmer für die absoluten<br />
Lagerschwingungen<br />
und<br />
––<br />
Wirbelstromaufnehmer für die relativen<br />
Wellenschwingungen.<br />
Die Schwingungsaufnehmer sollten in Messebenen<br />
platziert werden, die das Schwingungsverhalten<br />
der Maschinensätze repräsentativ<br />
widerspiegeln. Diese Forderung<br />
sollte individuell für jeden Wellenstrang<br />
festgelegt werden und widerspricht manchmal<br />
dem Wunsch, nur kleinste Schwin-<br />
gungswerte im Betrieb zu messen. In den<br />
einzelnen Messebenen sollten immer zwei<br />
Aufnehmer der gleichen Art unter einem<br />
Einbauwinkeldifferenzwinkel von 90° montiert<br />
werden. Dies ist vor allem bei der Auswertung<br />
der relativen Wellenschwingungen<br />
wichtig, wenn es um die Bildung und<br />
Begutachtung des sogenannten „Orbits“<br />
geht. Die Aufnehmerbestückung muss für<br />
Schutzaufgaben nicht zwingend redundant<br />
vorgesehen werden. In B i l d 2 sind typische<br />
Aufnehmer abgebildet.<br />
Bei den Beschleunigungsaufnehmern h<strong>and</strong>elt<br />
es sich um kostengünstige Aufnehmer<br />
zur Messung der Lagerschwingungen, welche<br />
auf dem piezoelektrischen Funktionsprinzip<br />
und einen weiten linearen Messbereich<br />
abdecken. Der elektrodynamische Lagerschwingungsaufnehmer<br />
misst Schwingungen<br />
unter Verwendung des Induktionsprinzips<br />
und kommt ohne Stromversorgung<br />
aus. Der Wirbelstromaufnehmer reagiert<br />
auf die Annäherung der Welle und<br />
der damit verbundenen Veränderung des<br />
von ihm erzeugten Wirbelstromfeldes. Dieser<br />
Geber ist in verschieden Bau<strong>for</strong>men erhältlich,<br />
mit integriertem Oszillator oder<br />
mit Kabelflasche.<br />
Eine typische Bestückung eine Wellenstrangs<br />
mi Sensorik ist in B i l d 3 und<br />
B i l d 4 zu entnehmen.<br />
Unterschiede zwischen Schutzund<br />
Diagnosesystemen<br />
Für die Schwingungsüberwachung bei<br />
Nenndrehzahl sollten die jeweiligen DIN-<br />
ISO Grenzwerte als Leitfaden für den Abschaltwert<br />
dienen. Der Alarmwert sollte<br />
individuell für jede Messstelle des Wellenstranges<br />
und knapp über dem Schwankungsbereich<br />
des Normalwertes, eingestellt<br />
werden. Damit ist frühzeitig eine In<strong>for</strong>mation<br />
über Änderungen des Schwingungszust<strong>and</strong>es<br />
möglich. Die Abschaltung<br />
von Maschinensätzen sollte keinesfalls auf<br />
der Grundlage nur einer Grenzwertverletzung<br />
erfolgen. Vorh<strong>and</strong>ene schwingungsdiagnostische<br />
Überwachungssysteme<br />
(Analysesysteme) sollten allein nicht für<br />
die Schutzauslösung, sondern nur zur<br />
Alarmierung eingesetzt werden. Diagnosesysteme<br />
sollten gegenwärtig den Status<br />
von In<strong>for</strong>mationssystemen haben, um der<br />
Ursachenfindung und In<strong>for</strong>mationsbereit-<br />
Bild 2. Aufnehmertypen – links oben: Beschleunigungsaufnehmer, rechts oben: elektrodynamischer<br />
Lagerschwingungsaufnehmer, links unten: Wirbelstromaufnehmer.<br />
37
Empfehlungen für die Ausrüstung der Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Keyphasor redundant<br />
2. Keyphasor ggfls. am Generator angeordnet<br />
HP<br />
HD<br />
IP<br />
MD<br />
LP1<br />
ND1<br />
LP2<br />
ND2<br />
Legend<br />
Legende<br />
absolute bearing casing vibratio<br />
absolute Lagergehäuseschwingungn<br />
relative shaft vibration<br />
relative Wellenschwingung<br />
phase reference- (Keyphaser)<br />
Phasenregerenz<br />
seismic sensor<br />
seismischer Geber<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
axial shaft position<br />
axiale Wellenlage<br />
absolute expansion casing/shaft<br />
absolute Dehnung Gehäuse/Welle<br />
with calculated differential expansion<br />
mit Berechnung der Differenzdehnung<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
Bild 3. Turbinenüberwachung.<br />
(Quelle: Fa. Siemens)<br />
Generator<br />
Erreger<br />
Exiter<br />
Legend<br />
Legende<br />
absolute bearing casing vibratio<br />
absolute Lagergehäuseschwingungn<br />
seismic sensor<br />
seismischer Geber<br />
axial shaft position<br />
axiale Wellenlage<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
relative shaft vibration<br />
relative Wellenschwingung<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
absolute expansion casing/shaft<br />
absolute Dehnung Gehäuse/Welle<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
phase reference- (Keyphaser)<br />
Phasenregerenz<br />
proximity sensor<br />
Wirbelstromgeber<br />
with calculated differential expansion<br />
mit Berechnung der Differenzdehnung<br />
Bild 4. Generatorüberwachung.<br />
(Quelle: Fa. Siemens)<br />
stellung zu dienen. Das Condition Monitoring<br />
unterscheidet sich grundsätzlich vom<br />
z.B. Schutzsystem, da im Schutzsystem<br />
„harte“ Werte hinterlegt sind, welche beim<br />
Überschreiten eine so<strong>for</strong>tige Abschaltung<br />
der Anlage einleiten, um Gefahr für Leib<br />
und Leben des im Kraftwerk beschäftigten<br />
Personals und größere Schäden am Turbosatz<br />
zu vermeiden. Beim Condition Monitoring<br />
ergeben sich völlig <strong>and</strong>ere Zielstellungen;<br />
es geht um langfristige Beobachtung<br />
des Betriebsverhaltens und Definition<br />
eines „Normalzust<strong>and</strong>s“ und die notwendige<br />
Anpassung von Grenzwerteinstellungen<br />
von Schutzsystemen, Erkennung von Ab-<br />
Bild 5. An- und Abfahrvorgänge.<br />
Bild 6. Leistungsbetrieb.<br />
38
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Empfehlungen für die Ausrüstung der Schwingungsüberwachung an Dampfturbinen<br />
weichungen zum „Normalzust<strong>and</strong>“ und<br />
sich anbahnenden Schadensmechanismen,<br />
eine Rückverfolgung von Schadensmechanismen,<br />
die zur Auslösung von Schutzfunktionen<br />
geführt haben, sowie die Entwicklung<br />
von Inst<strong>and</strong>haltungsstrategien<br />
zur Sicherstellung der Einsatzbereitschaft<br />
und Produktivität und letztendlich<br />
um die Erhaltung der Anlagenintegrität.<br />
Die Verfolgung der oben genannten<br />
Aufgaben kann ebenfalls zu einer konsequenten<br />
Produktverbesserung und laufenden<br />
Produktoptimierung genutzt werden,<br />
wenn erkannte Schwachstellen beseitigt<br />
werden. In B i l d 5 und B i l d 6<br />
zeigt sich die Schwankungsbreite der gemessenen<br />
Schwingungswerte, die sich<br />
in Abhängigkeit der bestehenden betrieblichen<br />
Rahmenbedingungen einstellen<br />
können.<br />
Bei einem Diagnosesystem ist es dagegen<br />
unerlässlich, ausgewählte Betriebsgrößen<br />
einzubinden und mitzuverfolgen, z.B.<br />
Temperaturen, Drücke, Leistungsparameter,<br />
Dehnungen, Elektrische Größen und<br />
Stellsignale. Eine Größenordnung von zusätzliche<br />
100 bis 150 Betriebssignale in Abhängigkeit<br />
von der Größe des Turbosatzes<br />
kann erreicht werden, wenn das Monitoringsystem<br />
konfiguriert wird.<br />
Mindestan<strong>for</strong>derung an Schutzsysteme<br />
– An<strong>for</strong>derungsübergang<br />
vom Schutzsystem zum<br />
Diagnosesystem<br />
Schaufelpassierfrequenz<br />
Unwucht<br />
Lagerschaden<br />
Kupplungsversatz<br />
Bild 7. Vom Gesamtsignal zum interpretierbaren „Kennwert“.<br />
Eingehäusige Industrieturbosätze mit<br />
Drehzahlen weit über 3000 min -1 :<br />
Die relativen Wellenschwingungen der<br />
Messstellen am vorderen und hinteren Turbinenlager<br />
sollten mit einer 2-von-<br />
4-Schutzlogik (oder die Überschreitung<br />
eines Abschalt- und Alarmwertes der 4<br />
Messstellen) überwacht werden. Eine Ausrüstung<br />
mit Lagerschwingungsaufnehmern<br />
und eine Einbindung in den Maschinenschutz<br />
ist nicht zwingend er<strong>for</strong>derlich,<br />
vor allem bei sehr hohen Drehzahlen. Die<br />
relativen Wellenschwingungen der Messstellen<br />
von Stirnradgetrieben sollten für<br />
jede einzelne Getriebewelle mit einer<br />
2-von-4-Schutzlogik (oder die Überschreitung<br />
eines Abschalt- und Alarmwertes der<br />
4 Messstellen) überwacht werden. Die absoluten<br />
Lagerschwingungen sollten im erweiterten<br />
Frequenzbereich (bis zum 3-fachen<br />
der Zahneingriffsfrequenz) überwacht<br />
werden. Die absoluten Lagerschwingungen<br />
der Generatormessstellen<br />
sollten mit einer 2-von-4-Schutzlogik<br />
(oder die Überschreitung eines Abschaltund<br />
Alarmwertes der 4 Messstellen) überwacht.<br />
Eine Ausrüstung mit Wellenschwingungsaufnehmern<br />
und Einbindung in den<br />
Maschinenschutz ist nicht zwingend er<strong>for</strong>derlich.<br />
Gesamtsignal<br />
Zusammenfassung<br />
Konventionelle Dampfturbinen:<br />
Die wesentlichen Aspekte der Schwingungsüberwachung<br />
an rotierenden Ma-<br />
Die Messstellen am vorderen HD-Lager<br />
und am Erregerlager sollten redundant schinen lassen sich folgendermaßen zusammenfassen:<br />
ausgeführt und mit einer 2-von-2-Schutzlogik<br />
überwacht werden. Dieser Vorschlag ––<br />
Der richtige Sensor an der richtigen Stelle.<br />
Hier kann es zu Zielkonflikten kom-<br />
kann sowohl auf Wellen- und / oder Lagerschwingungen<br />
angewendet werden. Für men!<br />
die restlichen Messstellen im Wellenstrang ––<br />
Identische Bestückung mit Sensoren für<br />
sollten Wellen- und Lagerschwingungssignale<br />
in der Art verknüpft werden, dass für ckungsschema für gleichartige Maschi-<br />
gleichartige Maschinen. Ein Bestü-<br />
die Auslösung einer Abschaltung mindestens<br />
an einer Messstelle des gesamten Wel-<br />
––<br />
Ein stringentes Schutzkonzept für gleichnen<br />
ist zu erstellen.<br />
lenstranges ein Abschaltwert FIND und & GET an einer FOUND! artige POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
Maschinen. Vermeidung von<br />
<strong>and</strong>eren Messstelle ein Alarm-Wert überschritten<br />
sein muss.<br />
lungen.<br />
Wildwuchs durch einheitliche Einstel-<br />
Innerhalb des Schutzsystems wird ein ––<br />
Das Schutzkonzept als Baustein für eine<br />
breitb<strong>and</strong>iges, aber frequenzbegrenztes, zukünftige Zust<strong>and</strong>süberwachung. Die<br />
Schwingungssignal überwacht. Dieses Signal<br />
enthält bereits alle wichtigen In<strong>for</strong>maüberwachung<br />
nutzbar machen. l<br />
Geberbestückung auch für die Zust<strong>and</strong>s-<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
tionen. Die Zerlegung des breitb<strong>and</strong>igen,<br />
aber frequenzbegrenzten, Schwingungssignals<br />
in seine Frequenzkomponenten mittels<br />
FFT, Ordnungsanalyse, Wasserfalldiagramm,<br />
Polarplot, Bodeplot, usw.. Die<br />
durch die Analyse erlangten Ergebnisse<br />
werden im Diagnosestatus den Symptomen<br />
typischer Fehlfunktionen zugeordnet.<br />
In B i l d 7 ist dieser Übergang dargestellt.<br />
JOBS IM INTERNET | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
39
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Kooperation von Mensch und KI<br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
Simon Geiger<br />
Abstract<br />
Cooperation <strong>of</strong> operating personnel<br />
<strong>and</strong> AI<br />
Combustion control in<br />
thermal waste treatment<br />
Thermal waste treatment plants operate close<br />
to maximum incineration capacity in this country.<br />
Despite high capacity utilization, there is<br />
still potential that can be exploited, <strong>for</strong> example,<br />
through the use <strong>of</strong> artificial intelligence<br />
(AI) <strong>for</strong> combustion optimization.<br />
The following article describes the components<br />
<strong>and</strong> functionality <strong>of</strong> a modular system concept<br />
from STEAG Energy Services <strong>for</strong> AI-based combustion<br />
control <strong>for</strong> thermal waste treatment<br />
plants.<br />
In traditional combustion control, deviations<br />
from the planned plant behavior are not reacted<br />
to until they are evident from process data from<br />
measurements. Instead <strong>of</strong> such delayed, reactive<br />
control, AI acts proactively by identifying a<br />
deviation from desired process behavior be<strong>for</strong>e<br />
it occurs. This predictive approach to combustion<br />
optimization has multiple positive influences<br />
on a wide range <strong>of</strong> important control<br />
variables, such as the combustion process <strong>and</strong><br />
steam mass flow. This is demonstrated, among<br />
other things, by concrete figures in a practical<br />
example at the end <strong>of</strong> this article.<br />
l<br />
Autor<br />
Simon Geiger<br />
Business Development Manager/<br />
Project Engineer<br />
System Technologies<br />
STEAG Energy Services GmbH<br />
Essen, Deutschl<strong>and</strong><br />
Thermische Abfallverwertungsanlagen arbeiten<br />
hierzul<strong>and</strong>e nahe an der maximalen<br />
Verbrennungskapazität. Trotz hoher Auslastung<br />
gibt es aber dennoch Potenziale, die z.B.<br />
durch den Einsatz von Künstlicher Intelligenz<br />
(KI) zur Feuerungsoptimierung gehoben<br />
werden können. Der folgende Beitrag<br />
beschreibt die Best<strong>and</strong>teile und Funktionsweise<br />
eines modularen Systemkonzeptes von<br />
STEAG Energy Services zur KI-basierten Feuerleistungsregelung<br />
für thermische Abfallverwertungsanlagen.<br />
In der traditionellen Feuerleistungsregelung<br />
wird auf Abweichungen vom geplanten Anlagenverhalten<br />
erst reagiert, wenn diese über<br />
Prozessdaten aus Messungen ersichtlich sind.<br />
Anstelle einer solchen verzögerten, reaktiven<br />
Regelung, h<strong>and</strong>elt eine KI-basierte Feuerleistungsregelung<br />
proaktiv, da sie eine Abweichung<br />
vom gewünschten Prozessverhalten<br />
bereits identifiziert, bevor sie eintritt. Dieser<br />
prädiktive Ansatz zur Feuerungsoptimierung<br />
hat vielfältige positive Einflüsse auf verschiedenste,<br />
wichtige Stellgrößen wie z.B.<br />
den Verbrennungsprozess und den Dampfmassenstrom.<br />
Belegt wird dies u.a. auch anh<strong>and</strong><br />
von konkreten Zahlen in einem Praxisbeispiel<br />
zum Abschluss dieses Beitrags.<br />
Obwohl thermische Abfallbeh<strong>and</strong>lungsanlagen<br />
(TAB) nahezu an der maximalen Verbrennungskapazität<br />
arbeiten, gibt es Potenziale,<br />
den Durchsatz weiter zu steigern,<br />
z.B. durch Einsatz von Künstlicher Intelligenz<br />
zur Feuerungsoptimierung.<br />
Der PiT Navigator Waste ist eine KI-basierte<br />
Feuerleistungsregelung für TAB. Die<br />
Grundlage für das modulare Systemkonzept<br />
von STEAG Energy Services bildet<br />
eine Kombination aus <strong>for</strong>tschrittlicher<br />
Dampfprognose mittels neuronaler Netze,<br />
erweiterter Prozesssteuerung (Advanced<br />
Process Control, APC) und intelligenter<br />
Datenverarbeitung.<br />
Entscheidungen allein auf<br />
Datenbasis<br />
Eine korrekt konfigurierte KI kann die Feuerung<br />
kontinuierlich so regeln, wie ein erfahrener<br />
Anlagenfahrer. Da die KI gleich<br />
mehrere Einflussfaktoren berücksichtigt<br />
und zudem jede Betriebssituation objektiv<br />
bewertet, ist sie in der Lage, schneller Entscheidungen<br />
ausschließlich auf Grundlage<br />
der Daten zur Optimierung des Anlagenbetriebs<br />
zu treffen. Dies führt zu geringeren<br />
Schwankungen und demnach zu einer<br />
Steigerung der Dampfleistung, zu einem<br />
stabileren Turbinenbetrieb, reduzierten<br />
Betriebsmittelverbrauch und überdies zu<br />
verringerten Emissionsspitzen bei CO- und<br />
NO x -Emissionen.<br />
Über die KI-basierte Regelung hinaus ermöglicht<br />
es das System aber gleichzeitig<br />
auch, jederzeit manuell Einfluss auf den<br />
Prozess zu nehmen.<br />
Wirtschaftlich optimale<br />
Prozesssteuerung<br />
Zu den wesentlichen Funktionsprinzipien<br />
des Systems gehören eine erweiterte Prozesssteuerung<br />
(APC) und leistungsstarke<br />
Prognosemodelle sowie – ergänzend hierzu<br />
– die wertvollen Erfahrungen des Anlagenfahrers.<br />
Die APC ermöglicht eine wirtschaftlich optimale<br />
Prozessregelung. So lassen sich<br />
mehrere zu regelnde und sich gegenseitig<br />
beeinflussende Zielgrößen wie z.B. die<br />
Dampfleistung und Verbrennungstemperatur<br />
durch eine Reihe von Einflussgrößen<br />
wie Luftmenge, Lufttemperatur oder Rostgeschwindigkeit<br />
gleichzeitig einstellen.<br />
Mit dem integrierten Optimierer können<br />
diese Einstellungen zudem so vorgenommen<br />
werden, dass sie unter optimalen Parametern<br />
bei gleichzeitiger Beachtung aller<br />
technischen R<strong>and</strong>bedingungen erfolgen.<br />
Eine Voraussetzung für den Einsatz<br />
der APC ist ein System von PID-Basisregelungen<br />
(proportional-integral-derivative-<br />
Basisregelung).<br />
Vorausschauende Prognose<br />
wichtiger Zielgrößen<br />
Die im System integrierte KI wertet die<br />
APC auf und folgt damit dem wachsenden<br />
Trend zur Digitalisierung in der Kraftwerksführung.<br />
Je nach Zielsetzung der Regelung und Bauart<br />
der TAB werden für wichtige Zielgrößen<br />
Prognosemodelle erstellt. Sie nutzen<br />
neuronale Netze, die mittels der Anlagenprozessdaten<br />
trainiert wurden, um den<br />
Wert einer Zielgröße zirka zwei bis drei<br />
40
[degC]<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
Minuten im Voraus zu prognostizieren.<br />
Eine solche Prognose, bspw. der Dampfleistung,<br />
ermöglicht es nachgeschalteten Reglern,<br />
schon vor Eintritt einer Dampfspitze<br />
mit entsprechenden Stellgrößen zu reagieren,<br />
um die Abweichung der<br />
erzeugten Dampfmenge vom Sollwert zu<br />
minimieren.<br />
Die vorverarbeiteten Messwerte und berechneten<br />
Prognosen werden anschließend<br />
im Kernmodul des Regelungssystems<br />
verwendet. Das Modul besteht aus verschiedenen,<br />
aufgabenspezifisch konfigurierten<br />
Bausteinen, darunter klassische<br />
Regelungselemente wie PID-Regler oder<br />
Kennlinien, aber auch adaptive und selbstjustierende<br />
Module.<br />
Adaptive Anpassung an<br />
veränderte Bedingungen<br />
Die Optimierungsmodule nutzen die in einer<br />
Datenbank hinterlegten Messwerte<br />
und vergleichen sie mit den Zielwerten.<br />
Auf Basis von mathematischen und neuronalen<br />
Verfahren lassen sich spezifische Zustände<br />
identifizieren und somit die jeweils<br />
bestmöglichen Parameter oder Sollwerte<br />
für die zugeordneten Regler ermitteln und<br />
anwenden. Da die Prognosemodelle als<br />
auch die Optimierungsmodule regelmäßig<br />
automatisch auf aktuelle Daten in der Datenbank<br />
nachtrainiert werden, passen sie<br />
sich adaptiv an veränderte Bedingungen in<br />
der Anlage an. Als wichtiger Best<strong>and</strong>teil<br />
der Regelung prüft außerdem ein Sicherheitsmodul<br />
die Ausgaben aller vorgeschalteten<br />
Regler auf Validität und gibt nur verlässliche<br />
Werte an das Prozessleitsystem<br />
(PLS) zurück.<br />
Anpassung durch Anlagenfahrer<br />
Der Anwender hat die Möglichkeit, das<br />
Verhalten des Systems und wichtige Parameter<br />
an betriebliche Er<strong>for</strong>dernisse anzupassen.<br />
Besonders wichtige und häufig genutzte<br />
Zielgrößen, z.B. der Dampfsollwert, werden<br />
dabei direkt aus dem PLS der Anlage<br />
übernommen. Andere relevante Prozessgrößen<br />
wie Rostvertrimmung, Luftverteilung<br />
von Primär- bzw. Sekundärluft etc.<br />
kann der Anlagenfahrer jederzeit manuell<br />
beeinflussen. Für komplexere Systemparameter<br />
steht zudem eine eigene Eingabemaske<br />
zur Veränderung der Grenzwerte<br />
für Stellgrößen und Anpassung der Zielwerte<br />
bereit (B i l d 1 ).<br />
Modulsystem mit manuellen<br />
Zugriffsoptionen<br />
Da das System auf einer eigenen Serverhardware<br />
mit St<strong>and</strong>ardschnittstelle zum<br />
PLS läuft, wird dieses nicht durch die rechenintensiven<br />
KI-Aufgaben belastet und<br />
gleichzeitig gegen Cyberangriffen von außen<br />
abgeschirmt.<br />
Bild 1. Beispiel für eine Bedienoberfläche (HMI) des Systems, die entweder über einen separaten<br />
Bildschirm oder als zusätzliche Eingabemaske im Prozessleitsystem verfügbar ist.<br />
(Alle Bilder: STEAG Energy Services GmbH).<br />
Das gesamte System ist modular aufgebaut,<br />
wobei einige Module je nach Aufgabenstellungen<br />
und Zielsetzungen auf<br />
Wunsch integrierbar sind.<br />
Zwingend er<strong>for</strong>derlich sind jedoch das<br />
Grundmodul APC zur Ansteuerung verschiedenster<br />
Aktuatoren und die KI-basierte<br />
Dampfprognose, die mindestens ein<br />
neuronales Prognosemodell für die Dampfleistung<br />
oder <strong>and</strong>erer Zielgrößen enthalten<br />
muss. Zusätzlich können weitere Modelle,<br />
z.B. für CO-Gehalt, NO x -Gehalt etc.,<br />
erstellt und aktiviert werden.<br />
Mit der Plausibilitätsprüfung teilt der Anwender<br />
dem System mit, ob ein kritischer<br />
Messwert relevant ist oder nicht, was z.B.<br />
notwendig ist, wenn ein Messgerät gewartet<br />
oder defekt ist. Das System übernimmt<br />
die Überprüfung soweit möglich eigenständig.<br />
Der Anwender kann die Entscheidung<br />
jedoch einfach mittels einer Checkbox<br />
überschreiben.<br />
Mit dem Modul „Einzelaktivierung von<br />
Stellgrößen“ lassen sich außerdem einzelne<br />
Stellgrößen für den Zugriff durch das System<br />
zur Eingabe eigener Stellwerte deaktivieren,<br />
um z.B. einen bestimmten Aktuator<br />
manuell zu fahren, während der Navigator<br />
weiterhin die <strong>and</strong>eren Aktuatoren regelt.<br />
Kamerasystem überwacht<br />
Feuerlage und Ausbr<strong>and</strong><br />
Eine interessante Ergänzung mit Mehrwert<br />
ist der PiT Multisensor, eine Feuerraumkamera<br />
mit leistungsfähiger S<strong>of</strong>tware<br />
(Bild 2).<br />
Das System liefert Videobilder und Thermografiein<strong>for</strong>mationen,<br />
die in die Warte<br />
übertragen werden, um sowohl die Endlage<br />
der Hauptbr<strong>and</strong>zone (Feuerendlinie)<br />
als auch Probleme mit noch nicht ausgebranntem<br />
Abfall am Rostende zu erkennen<br />
(Bild 3).<br />
Die In<strong>for</strong>mationen über die Feuerlage und<br />
den Ausbr<strong>and</strong> werden dann zur Regelung<br />
genutzt, um durch Anpassungen von Stellgrößen<br />
wie der Primärluft oder der Rostge-<br />
Bild 2. Die Feuerraumkamera ermöglicht die optische Verbrennungskontrolle anh<strong>and</strong> eines<br />
Thermografiebildes.<br />
800 1000 1200 1400<br />
41
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Bild 3. Der PiT Multisensor bestimmt die Feuerendlinie auf dem Rost.<br />
Genauigkeit weiter angepasst wurde, folgte<br />
eine Optimierungsphase. In deren Verlauf<br />
wurden die neuronalen Netze sowie<br />
die KI weiter auf den anlagenspezifischen<br />
Zust<strong>and</strong> eingestellt, um die<br />
Genauigkeit der Prognosemodelle zu verbessern.<br />
An dieser Stelle ist zu betonen,<br />
dass mit wachsender Datenbasis die Genauigkeit<br />
der KI-basierten Vorhersage sukzessive<br />
steigt, wobei neuronale Netze typische<br />
Muster erkennen und die richtigen<br />
Regelungsschritte einleiten, noch bevor<br />
konventionelle Messtechnik ein konkretes<br />
Ereignis erfasst. Dies führt letztendlich zu<br />
einem stabileren Verbrennungsprozess bei<br />
gleichzeitig höherem Dampfmassenstrom<br />
(Bild 6).<br />
Sind die oben beschriebenen Schritte zur<br />
Zufriedenheit des gesamten Projektteams<br />
umgesetzt, folgt eine zuvor definierte Abnahmefahrt,<br />
um die Leistungsfähigkeit<br />
der Regelung auch datenbasiert nachzuweisen.<br />
schwindigkeit zu reagieren. Somit ist sichergestellt,<br />
dass das Feuer an einer stabilen<br />
Position mit einem stets guten Ausbr<strong>and</strong><br />
gehalten wird. Je nach Anlagentyp und<br />
Aufgabenstellung lassen sich zudem weitere<br />
In<strong>for</strong>mationen (z.B. Links-Rechts-<br />
Schieflage, Intensität des Feuers etc.) aus<br />
dem Bild extrahieren und in die Regelung<br />
übernehmen.<br />
Die Feuerraumkamera wird oberhalb des<br />
Schlackeabwurfs montiert, sodass der<br />
Blick des optischen Sensors vom Ende des<br />
Rostes auf das Abfallfeuer reicht.<br />
Praxisbeispiel: Proaktive statt<br />
reaktive Regelung<br />
Unabhängig von der Anzahl der Regelkreise<br />
erfolgt in der traditionellen Feuerleistungsregelung<br />
eine Reaktion auf eine Abweichung<br />
vom gewünschten Verhalten erst<br />
dann, wenn diese über die Prozessdaten<br />
(Messungen) ersichtlich ist. Anstelle einer<br />
solchen verzögerten, reaktiven Regelung,<br />
h<strong>and</strong>elt eine KI proaktiv, da sie eine Abweichung<br />
vom gewünschten Verhalten bereits<br />
antizipiert, noch bevor sie messtechnisch<br />
erkennbar wird. Dieser prädiktive Ansatz<br />
basiert auf neuronalen Netzen, die aus historischen<br />
Daten eine solide Dampfprognose<br />
ermitteln und frühzeitig kompensierend<br />
eingreifen (B i l d 4 und B i l d 5 ).<br />
STEAG Energy Services hat bereits mehrere<br />
Verbrennungslinien europäischer Anlagen<br />
mit der Feuerleistungsregelung ausgestattet<br />
und konnte über die Zeit umfangreiche<br />
Erfahrungen sammeln, die wiederum<br />
zur kontinuierlichen Weiterentwicklung<br />
des Systems verwendet wurden.<br />
Beispielhaft ist an dieser Stelle die Installation<br />
in einer TAB mit einem Jahresdurchsatz<br />
von zirka 250.000 t/a beschrieben. Die<br />
Systemlösung wurde in enger Zusammenarbeit<br />
mit einem Anlagenteam, bestehend<br />
aus Verfahrensingenieuren, IT-Ingenieuren<br />
sowie Anlagenfahrern und Experten<br />
von STEAG, eingeführt. Hierdurch wurde<br />
sichergestellt, dass auch persönliche<br />
Erfahrungen des Betriebspersonals mit<br />
in die neue Feuerungsoptimierung einfließen.<br />
Einer mehrtätigen Inbetriebnahme vor<br />
Ort, in der das System hinsichtlich seiner<br />
Bild 4.<br />
Nahezu Halbierung der Dampf-<br />
St<strong>and</strong>ardabweichung<br />
Im konkreten Projekt erfolgte hierzu eine<br />
vierwöchige Vergleichsfahrt. Gesammelt<br />
wurden typische Prozessdaten sowohl im<br />
ursprünglichen manuellen Anlagenbetrieb<br />
(altes System) als auch im anschließenden<br />
mehrtägigen Betrieb mit dem neuen System.<br />
Einige der Ergebnisse dieser Abnahmefahrt<br />
sind in der nachfolgenden Tabelle<br />
dargestellt (B i l d 7 ).<br />
Dampfprognose<br />
Dampfmenge<br />
Dampfprognose<br />
Dampfmenge<br />
Implementierung unter<br />
Einbeziehung aller Erfahrungen<br />
Bild 4 und 5: Der Vergleich der tatsächlichen Dampfmenge mit der Dampfprognose belegt die<br />
Genauigkeit der KI sowohl über einen kurzen Zeitraum von eineinhalb Stunden als<br />
auch über einen Zeitraum von mehr als 10 Stunden.<br />
42
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
Dampfmassenstrom in tph<br />
112<br />
110<br />
108<br />
106<br />
104<br />
102<br />
100<br />
98<br />
96<br />
94<br />
92<br />
Betrieb ohne PiT<br />
Betrieb mit PiT<br />
Bild 6. Die Genauigkeit der Vorhersage steigt mit wachsender Datenbasis. Das Ergebnis: Der Verbrennungsprozess<br />
wird stabilisiert und der Dampfmassenstrom erhöht.<br />
sowie europäischen Verbrennungslinien<br />
unter Beweis stellt.<br />
Zusammenfassend zeigt dieses Projekt,<br />
dass selbst in TAB, die bereits nahe an der<br />
maximalen Verbrennungskapazität arbeiten,<br />
der Abfalldurchsatz durch eine Stabilisierung<br />
der Dampfleistung erhöht werden<br />
kann. Darüber hinaus hat die KI-gesteuerte<br />
Regelung deutlich positive Einflüsse auf<br />
die umwelttechnischen Parameter.<br />
Entscheidende Entlastung des<br />
Anlagenfahrers<br />
Wenn erfahrene Mitarbeiter und eine KI<br />
quasi H<strong>and</strong> in H<strong>and</strong> arbeiten, dann hat<br />
das Vorteile für alle. Im autonomen Betrieb<br />
der Feuerleistungsregelung wird der<br />
Anlagenfahrer von seinen Aufgaben, die<br />
ein hohes Maß an Erfahrungen und Kon-<br />
Einer der wesentlichen Prozessparameter<br />
ist in den meisten Fällen die Dampfleistung<br />
der TAB, die wiederum Rückschlüsse auf<br />
den Durchsatz zulässt. Im vorgestellten<br />
Projekt konnte die St<strong>and</strong>ardabweichung<br />
Dampf um annähernd 50 % reduziert werden.<br />
Die damit einhergehende Erhöhung<br />
des Dampfmittelwerts ist mit 3,09 % ebenfalls<br />
sehr beachtlich.<br />
Außerdem sind die Reduktionen von Emissionsspitzen<br />
nicht zu vernachlässigen. Hier<br />
konnten neben den Mittelwerten von CO,<br />
NO x und SO 2 auch der O2-Anteil im Abgas<br />
reduziert werden. Dieser positive Effekt ist<br />
insbesondere im Hinblick auf die Einhaltung<br />
von Emissionsgrenzwerten von großer<br />
Bedeutung.<br />
Erhebliche Steigerung des<br />
Mülldurchsatzes<br />
Per<strong>for</strong>mance Parameter Altes System Dampfsollwert<br />
32 t/h<br />
Der wohl interessanteste und wichtigste<br />
Parameter ist aber der mittlere Mülldurchsatz,<br />
der einen unmittelbaren Einfluss<br />
auf die Rentabilität der Anlagen<br />
hat. Durch die Auswertung der Vergleichsfahrt<br />
an der thermischen Abfallverwertungsanlage<br />
konnte eine, durch die KIbasierte<br />
Feuerungsoptimierung hervorgerufene,<br />
Steigerung des mittleren Mülldurchsatzes<br />
von mehr als 3 % analysiert<br />
werden. Im genannten Fall ist<br />
dieser Wert gleichbedeutend mit einer<br />
jährlichen Durchsatzerhöhung von zirka<br />
7.500 t.<br />
Regelmäßiges, automatisiertes Nachtrainieren<br />
der Prognosemodelle sowie kontinuierliche<br />
Services und Wartungen des<br />
Systems gewährleisten eine hohe Genauigkeit,<br />
Stabilität sowie Verfügbarkeit des Navigators,<br />
wie die digitale Lösung bereits<br />
seit einigen Jahren in mehreren deutschen<br />
PiT Navigator Waste<br />
Dampfsollwert<br />
33 t/h<br />
Vergleich<br />
alt vs. 33 t/h<br />
St<strong>and</strong>ardabweichung Dampf [t/h] 1,01 0,65 0,55 -45,54 %<br />
Regelabweichung Dampf >1,5 t/h [%] 12,90 2,90 1,00 -92,25 %<br />
Dampfmittelwert [t/h] 32,04 32,05 33,03 +3,09 %<br />
Mittelwert O2 im Abgas [%] 8,30 8,34 7,52 -9,40 %<br />
Mittelwert CO [mg/Nm 3 ] 10,46 10,82 9,88 -5,54 %<br />
Dauer CO >50 mg/Nm 3 [min] 64 36 28 -56,25 %<br />
Mittelwert NO x [mg/Nm 3 ] 92,09 92,47 89,34 -2,99 %<br />
Mittelwert SO 2 [mg/Nm 3 ] 7,50 10,00 7,31 -2,53 %<br />
Mittlerer Mülldurchsatz [t/h] 10,52 10,58 10,84 +3,04%<br />
Mittlerer Heizwert [MJ/kg] 10,24 10,19 10,18 Unverändert<br />
Brennlast (Heizwert * Durchsatz) 104,60 104,96 107,40 +2,68 %<br />
Bild 7. Die Tabelle zeigt reale Betriebsdaten, die in einer Testphase in einer TAB aufgenommen<br />
wurden. Dank der Steigerung des Mülldurchsatz um 3 Prozent, konnte ein ROI unter zwei<br />
Jahren erreicht werden.<br />
zentration er<strong>for</strong>dern, maßgeblich entlastet.<br />
Wann immer es notwendig sein sollte,<br />
kann er jedoch jederzeit in den Prozess eingreifen<br />
und bspw. eigene Stellwerte eingeben,<br />
während die Lösung von STEAG Energy<br />
Services weiterhin die Regelung der<br />
<strong>and</strong>eren Stellgrößen übernimmt. Letztendlich<br />
hebt die KI durch eine optimale Feuerleistungsregelung<br />
die Potenziale für einen<br />
höheren Abfalldurchsatz, der die Rentabilität<br />
einer TAB maßgeblich steigert. l<br />
FIND & GET FOUND! POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
43
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Call <strong>for</strong> Papers<br />
<strong>VGB</strong> KELI 2022<br />
Die Konferenz für Elektro-, Leit- und<br />
In<strong>for</strong>mationstechnik in Erzeugungsanlagen<br />
(10.) 11. und 12. Mai 2022, Maritim Hotel Bremen<br />
mit Fachausstellung<br />
Ansprechpartner:<br />
Telefon:<br />
+49 201 8128-288<br />
Ulrike Künstler (organisatorisch)<br />
Ulrike Troglio (organisatorisch)<br />
Telefon:<br />
+49 201 8128-206/-282<br />
E-mail:<br />
vgb-keli@vgb.org<br />
Konferenzsprache<br />
Deutsch und Englisch<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech e.V.<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
44
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
ANLAGE ZUM CALL FOR PAPERS KELI 2022<br />
KONKRETE VORSCHLÄGE FÜR VORTRAGSTHEMEN<br />
Feuerleistungsregelung in der thermischen Abfallbeh<strong>and</strong>lung<br />
•<br />
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45
White Paper: German coal phase-out 360° <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
EnAppSys White Paper:<br />
German coal phase-out 360 o<br />
Kurzfassung<br />
EnAppSys Weißbuch:<br />
Deutscher Kohleausstieg 360°<br />
Dieser Beitrag gibt einen Überblick über den geplanten<br />
Ausstieg aus der Kohleverstromung in<br />
Deutschl<strong>and</strong> über einen Zeitraum von 18 Jahren<br />
und beleuchtet die Probleme, die sich aus<br />
diesen Plänen und den Konsequenzen für den<br />
Stromerzeugungssektor in Deutschl<strong>and</strong> ergeben.<br />
Zu Beginn der 1990er-Jahre machten<br />
Stein- und Braunkohle mit durchschnittlich<br />
35,2 GW 58 % der deutschen Stromerzeugung<br />
aus. Seitdem hat sich der Stromerzeugungsmix<br />
erheblich verändert, und die Zahlen liegen bei<br />
23,8 % und 14,4 GW im Jahr 2020.<br />
Weitere Reduzierungen sind geplant, da<br />
Deutschl<strong>and</strong> bis 2050 klimaneutral werden<br />
soll. Diese folgen auf ein bestehendes Programm<br />
zur Stilllegung von Kernkraftwerken, nachdem<br />
Deutschl<strong>and</strong> nach dem Fukushima-Unfall den<br />
Ausstieg aus der Kernenergie beschlossen hatte.<br />
Die wichtigsten Teile dieser Pläne sind:<br />
––<br />
Reduzierung der Steinkohlekapazitäten auf<br />
15 GW und der Braunkohlekapazitäten auf<br />
15 GW bis 2022 durch ein Auktionssystem<br />
für Steinkohlekraftwerke und Nettoausgleiche<br />
für große Braunkohlekraftwerke<br />
––<br />
Verringerung der Steinkohlekapazität auf<br />
8 GW und der Braunkohlekapazität auf<br />
8 GW bis 2030<br />
––<br />
Die Kohlenst<strong>of</strong>fzertifikate aus stillgelegten<br />
Kraftwerken werden vom Markt genommen<br />
(d.h. die Eigentümer dieser Kraftwerke können<br />
die Zertifikate nicht an <strong>and</strong>ere Parteien<br />
verkaufen)<br />
Das KWK-Subventionssystem wurde geändert,<br />
um Anreize für die Modernisierung junger Kohlekraftwerke<br />
zu schaffen.<br />
l<br />
Author<br />
EnAppSys Ltd<br />
Blenheim House, Falcon Court<br />
Stockton-on-Tees, United Kingdom<br />
This article provides an overview <strong>of</strong> the<br />
planned phase out <strong>of</strong> coal-fired electricity<br />
generation in Germany over the period 18<br />
years <strong>and</strong> highlights the issues arising from<br />
those plans <strong>and</strong> consequences <strong>for</strong> electricity<br />
generation sector in Germany. At the beginning<br />
<strong>of</strong> the 1990s hard coal <strong>and</strong> lignite comprised<br />
58 % <strong>of</strong> German generation at<br />
35.2 GW on average. Significant changes in<br />
the generation mix have occurred since then<br />
<strong>and</strong> the figures were 23.8 % <strong>and</strong> 14.4 GW in<br />
2020.<br />
Further reductions are planned as Germany<br />
aims to become climate neutral by 2050 <strong>and</strong><br />
these follow an existing programme <strong>of</strong> nuclear<br />
closures following Germany’ decision<br />
after the Fukushima incident to phase out<br />
nuclear power. The key components <strong>of</strong> these<br />
plans are:<br />
Reduction <strong>of</strong> hard coal capacity to 15 GW<br />
<strong>and</strong> lignite capacity to 15 GW by 2022 using<br />
an auction system <strong>for</strong> hard-coal power plants<br />
<strong>and</strong> net compensations <strong>for</strong> big lignite power<br />
plants<br />
––<br />
Reduction <strong>of</strong> hard coal capacity to 8 GW<br />
<strong>and</strong> lignite capacity to 8 GW by 2030<br />
––<br />
The carbon allowance allocations from<br />
closed plants will be removed from the<br />
market (i.e. the owners <strong>of</strong> those plants will<br />
not be able to sell the allowances to other<br />
parties)<br />
––<br />
CHP subsidy scheme was modified to incentivize<br />
young coal power plants <strong>for</strong> refurbishing<br />
Some <strong>of</strong> the lignite power plants will be used<br />
as st<strong>and</strong>-by/security-<strong>of</strong>-supply reserve,<br />
whereas the Federal Network Agency will<br />
have the right <strong>of</strong> assigning certain plants as<br />
system relevant <strong>and</strong> utilize them as grid reserve,<br />
as in the case <strong>of</strong> Heyden which was<br />
called back after the ultimate decommission<br />
decision in last December.<br />
Considering <strong>of</strong> the consequences <strong>of</strong> these<br />
plans in terms <strong>of</strong>:<br />
––<br />
€4.35 bn compensation will be payable<br />
to RWE <strong>and</strong> LEAG – this is currently subject<br />
to State Aid challenge <strong>and</strong> many argue<br />
that the high level <strong>of</strong> carbon prices would<br />
have taken these generators out <strong>of</strong> the<br />
market sooner <strong>and</strong> without a need <strong>for</strong><br />
compensation.<br />
––<br />
The new 1.1 GW Datteln 4 coal plant<br />
commissioned <strong>and</strong> began operation in<br />
2020 <strong>and</strong> is expected to continue operation<br />
until 2038.<br />
––<br />
Expansion <strong>and</strong> diversity <strong>of</strong> the reserves<br />
will protect the coal power plants from<br />
market conditions <strong>and</strong> potentially distort<br />
energy-only market principle<br />
––<br />
Significant growth in renewable capacity<br />
will be required to replace planned closures<br />
<strong>of</strong> coal <strong>and</strong> lignite capacity<br />
––<br />
Current subsidy arrangements will expire<br />
in the near term <strong>for</strong> a significant<br />
tranche <strong>of</strong> existing renewable capacity <strong>and</strong><br />
the continued operation <strong>of</strong> those units may<br />
no longer be economically viable without<br />
further subsidy<br />
––<br />
Security-<strong>of</strong>-supply was tight last winter<br />
– plants that had been closed down had to<br />
be brought back into service to meet dem<strong>and</strong><br />
––<br />
18 GW <strong>of</strong> gas-fired generation capacity<br />
is <strong>for</strong>ecast to be required to fill the gap to<br />
meet security <strong>of</strong> supply <strong>and</strong> is expected to<br />
be supplied with Russian gas via Nordstream<br />
2 <strong>and</strong> via 8 new LNG terminals<br />
that are expected to source mainly American<br />
gas.<br />
––<br />
Af<strong>for</strong>dability – the EEG levy currently<br />
constitutes 21 % <strong>of</strong> electricity bills. Subsidies<br />
to private <strong>and</strong> business customers are<br />
planned from 2023, <strong>and</strong> subsidies <strong>for</strong> energy-intensive<br />
companies also planned.<br />
––<br />
German balancing markets are very<br />
dynamic <strong>and</strong> the proposed changes will<br />
place further pressures on these markets.<br />
EnAppSys will be following these<br />
changes closely <strong>and</strong> supporting market<br />
participants to optimise their activity<br />
guided by the comprehensive data<br />
available on the EnAppSys pan-European<br />
plat<strong>for</strong>m.<br />
German coal phase-out 360 o<br />
German power <strong>and</strong> balancing markets are<br />
undergoing fundamental changes. The<br />
German coal phase-out has started <strong>and</strong> coincides<br />
with nuclear decommissioning.<br />
The public in Germany seems to be generally<br />
content with the nuclear phase-out decision,<br />
yet the coal phase-out <strong>and</strong> its plan<br />
have polarized the experts, <strong>and</strong> the public<br />
as well.<br />
Energy markets can be complex but <strong>for</strong><br />
Germany it has the added complexity <strong>of</strong> being<br />
a federal country, with regions <strong>and</strong><br />
states having degrees <strong>of</strong> autonomy, is integrated<br />
into international electricity trading<br />
46
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong> White Paper: German coal phase-out 360°<br />
<strong>and</strong> committed to the decisions <strong>of</strong> an international<br />
union. The challenges <strong>of</strong> the coal<br />
phase-out are techno-economical, as well<br />
as political.<br />
In this article, the pushing <strong>and</strong> pulling <strong>for</strong>ces<br />
on the coal phase-out are discussed relative<br />
to the current state-<strong>of</strong>-affairs.<br />
Challenge<br />
Germany has a long history <strong>of</strong> coal which<br />
drove the growth <strong>of</strong> one <strong>of</strong> the most powerful<br />
industries <strong>of</strong> the world <strong>for</strong> decades <strong>and</strong><br />
is a significant industrial sector in its own<br />
right once employing ~1million people.<br />
Coal is strongly entrenched to the systems,<br />
including economic <strong>and</strong> politic, <strong>and</strong> the<br />
withdrawal will be by no means easy. After<br />
the take-<strong>of</strong>f <strong>of</strong> Energiewende (German Energy<br />
Transition) in 2000 <strong>and</strong> the structural<br />
change <strong>of</strong> EU Emissions Trading Scheme in<br />
2013, fossil fuel powered technologies<br />
slowly shrank in the fuel mix, yet as <strong>of</strong> 2020<br />
they are still strongly present in the fuel<br />
mix with Lignite (17 %), Hard Coal (7 %)<br />
<strong>and</strong> Gas (12 %) (F i g u r e 1 ).<br />
On 5th <strong>of</strong> May <strong>2021</strong>, German government<br />
has announced its new proposal <strong>for</strong> pulling<br />
carbon neutrality target earlier, to 2045.<br />
For the time being, the court approved climate<br />
neutrality target is 2050 with intermediary<br />
milestones agreed at EU level.<br />
German climate protection law (KSG, Bundes-Klimaschutzgesetz)<br />
came into <strong>for</strong>ce at<br />
the end <strong>of</strong> 2019 <strong>and</strong> sets the annual limits<br />
<strong>of</strong> emissions <strong>for</strong> each sector until 2030. The<br />
first target <strong>of</strong> reduction <strong>of</strong> greenhouse gases<br />
40 % compared to 1990 levels was met,<br />
with a 2 % overshoot in 2020. The medium-term<br />
target is to cut greenhouse gas<br />
emissions in Germany by at least 55 % by<br />
2030 <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e, the coal phase-out is<br />
on the table. The emission allowances <strong>for</strong>merly<br />
allocated to power plants that close<br />
will be removed from the EU ETS <strong>and</strong> will<br />
not be available to transfer or sell to other<br />
parties.<br />
Coal phase-out fact check:<br />
Emissions: Considering state-<strong>of</strong>-the-art<br />
coal power plant technology <strong>and</strong> coal<br />
types used, coal fired power plants cause<br />
the highest net CO 2 equivalent emissions<br />
per kWhe.<br />
Technology: Coal fired power plants<br />
have lifetime <strong>of</strong> about 50 years <strong>and</strong> can<br />
run <strong>for</strong> long hours at a stable output, yet<br />
it usually takes hours-days to start-up.<br />
Economics: Coal was once the major<br />
baseload fuel <strong>of</strong> many countries. Nowadays<br />
it is economically unfeasible <strong>for</strong><br />
many coal power plants to run continuously,<br />
driven out-<strong>of</strong>-merit by ever increasing<br />
carbon prices versus gas assets<br />
<strong>and</strong> renewables.<br />
Decarbonization in the power sector is progressing<br />
relatively faster in Germany,<br />
which reflects on the success <strong>of</strong> the gr<strong>and</strong><br />
sum. On the other h<strong>and</strong>, it is important to<br />
consider that progress is not equally successful<br />
in all sectors. The heating <strong>and</strong><br />
transport sectors are likely to fail to meet<br />
the <strong>2021</strong> targets short by over 5 million ton<br />
CO 2 equivalent, ~2 % overshoot in total <strong>for</strong><br />
heating <strong>and</strong> transport sectors, according to<br />
2020 trends.<br />
It makes sense to address the coal plants<br />
<strong>for</strong> reducing the emissions on the midterm.<br />
<strong>Heat</strong>ing accounts <strong>for</strong> 40 % <strong>of</strong> the energy-related<br />
emissions <strong>and</strong> strongly relies<br />
on fossil fuels, including oil. Oil still has a<br />
share <strong>of</strong> 25 % due to a tax benefit in place<br />
<strong>for</strong> heating buildings.<br />
As free carbon allowances allocated <strong>for</strong> the<br />
heating sector decreases within the Phase 4<br />
<strong>of</strong> EU ETS, more rapid decarbonization in<br />
the sector is expected. This will result in<br />
higher electricity dem<strong>and</strong> due to electrification<br />
<strong>and</strong> PtX based solutions.<br />
Another influence is the extension <strong>of</strong> heat<br />
<strong>and</strong> power coupling law (KWKG) providing<br />
subsidies <strong>for</strong> CHP technologies to 2029.<br />
This is intended to incentivize new builds<br />
<strong>and</strong> modifications <strong>for</strong> younger power<br />
plants, favouring retr<strong>of</strong>itting over decommissioning<br />
premiums.<br />
The German approach<br />
German government is being highly criticized<br />
<strong>for</strong> the phase-out plan being too slow,<br />
but also <strong>for</strong> rushing the phase-out. The ultimate<br />
deadline <strong>for</strong> the complete coal<br />
phase-out is set as the end <strong>of</strong> 2038, with<br />
the aim <strong>of</strong> pulling it <strong>for</strong>ward to 2035. Current<br />
schedule <strong>and</strong> already committed decommissions<br />
in accordance with the coal<br />
phase-out law (KVBG), introduced in August<br />
2020, can be seen in F i g u r e 2 .<br />
2022 <strong>and</strong> 2030 are the most important<br />
milestones <strong>for</strong> the target reductions. Lignite<br />
capacity is aimed to be reduced to<br />
15 GW <strong>and</strong> 9 GW, whereas hard-coal capacity<br />
is to be reduced to 15 GW <strong>and</strong> 8 GW by<br />
the end <strong>of</strong> 2022 <strong>and</strong> 2030, respectively.<br />
The phase-out will unfold on two fronts:<br />
hard-coal <strong>and</strong> small lignite power plants on<br />
one side, big lignite power plants<br />
(>150 MW) on the other.<br />
For the hard coal <strong>and</strong> small lignite power<br />
plants, a tender system was designed to acquire<br />
phase-out premium (€/MW) in accordance<br />
with the reduction target volumes<br />
<strong>and</strong> dates. The first two tender volumes<br />
were already set in the coal phase-out<br />
law (KVBG, Kohleverstromungsbeendi-<br />
80<br />
25<br />
Yearly average gemeration <strong>and</strong> dem<strong>and</strong> in GW<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Yearly average EU ETS C allowance price in €/te<br />
Other conventional<br />
Geothermal<br />
Waste<br />
Biomass<br />
Photovoltaics<br />
Offshore wind<br />
Onshore wind<br />
Hydro<br />
Oil<br />
Natural gas<br />
Hard coal<br />
Lignite<br />
Nuclear<br />
Net export<br />
Dem<strong>and</strong><br />
Carbon price (€/te)<br />
-10<br />
Other Conventional<br />
-5<br />
*EU ETS Carbon prices were provided since 2013, since be<strong>for</strong>e there was an oversupply issues in the system whose impact on the prices was recovered with the<br />
restructuring in 2013.<br />
Fig. 1. Share <strong>of</strong> primary energy sources in the German electricity generation mix from 1991 to 2020.<br />
47
White Paper: German coal phase-out 360° <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Installed capacity in GW<br />
45<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Niederaussem D, Moorburg A-B, Westfalen, Heyden<br />
lbenbüren, Walsum 9, Hafen 6<br />
Wilhemshaven, Mehrum<br />
Niederaußem C, Neurath B, Weisweiler E/F<br />
Neurath D,E, Frechen/Wachterg<br />
Big lignite<br />
gungsgesetz), yet the volume <strong>of</strong> the other<br />
tenders will be announced by Federal Grid<br />
Agency (BNetzA, Bundesnetzagentur für<br />
Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post<br />
und Eisenbahnen) in consideration <strong>of</strong> the<br />
state <strong>of</strong> the grid.<br />
BNetzA keeps its right to issue a decommission<br />
order, starting from the oldest power<br />
plants, in case the targeted tender volume<br />
could not be acquired. In case <strong>of</strong> over-subscription<br />
the CO2 emission indexes will be<br />
factored in.<br />
The ceiling price <strong>for</strong> the tender started<br />
with € 165/kW in the first tender held on<br />
September 2020 (F i g u r e 3 ). This will be<br />
reduced stepwise, to incentivize the operators<br />
to opt <strong>for</strong> earlier phase-out. The 8th<br />
<strong>and</strong> last tender will take place on June<br />
2024 with a ceiling price <strong>of</strong> € 89/MW.<br />
Upon a successful tender or a decommission<br />
order, power plants will have an initial<br />
Hard coal <strong>and</strong> small lignite<br />
1 * Grohnde, Gundremmingen,<br />
Brokdorf ( ~ 4 GW)<br />
2 * lsar 2, Emsl<strong>and</strong>,<br />
Neckarwestheim II ( ~ 4 GW)<br />
Weisweiler G/H<br />
Jänschwalde A,B,C,D<br />
Weisweiler G/H, Boxberg N,P, Niederaussem G/H<br />
Lippendorf R,S Niederaussen K,<br />
Neurath F,G,<br />
Schwarze Pumpe<br />
A,B, Boxberg R,Q<br />
*Presented reduction volumes are based on the theoretical framework <strong>of</strong> the law, yet small variations are likely<br />
to occur due to individual power plant capacities <strong>and</strong> extraordinary delays in the decommissions due to system<br />
relevance. Yellow marks indicate the overlapping nuclear phase-out schedule.<br />
Fig. 2. Current schedule <strong>and</strong> already committed decommissions in accordance with the coal<br />
phase-out law (KVBG) (as <strong>of</strong> June <strong>2021</strong>).<br />
Sep-20<br />
Jan-21<br />
Apr-21<br />
Oct-21<br />
Mar-22<br />
Aug-22<br />
Jun-23<br />
Jun-24<br />
30 months, to be reduced down to 16<br />
months as phase out progresses- be<strong>for</strong>e<br />
getting <strong>of</strong>fline (K<strong>VGB</strong> 51.2). The first two<br />
tenders had much shorter impact periods,<br />
<strong>of</strong> around 3 months. After the phase-outs<br />
<strong>of</strong> the last tender, the decommissions will<br />
be ordered according to age, based on the<br />
commission date, without any premium or<br />
compensation to meet the target reductions.<br />
There will be an equal amount <strong>of</strong> net rated<br />
output reduction each year between the<br />
target years <strong>of</strong> 2022-2030 <strong>and</strong> 2030-2038.<br />
The annual target achieving deadlines are<br />
July 1 st <strong>for</strong> 2023 <strong>and</strong> 2024, then annually<br />
on April 1st until April 1 st , 2037, <strong>and</strong> ending<br />
no later than December 31 st , 2038. The<br />
volume <strong>of</strong> reduction to be procured in the<br />
tenders are to be determined according to<br />
the status <strong>of</strong> the active coal capacity in the<br />
grid in comparison to the target levels. The<br />
complete list <strong>of</strong> associated power plants<br />
Phase-out tender premium cap in €/kW<br />
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180<br />
Fig. 3. Development <strong>for</strong> the ceiling price <strong>for</strong> the tender <strong>of</strong> coal plant decommissioning.<br />
will be available in July <strong>2021</strong> (K<strong>VGB</strong> 8).<br />
BNetzA will take the executive role <strong>for</strong> this<br />
side <strong>of</strong> the phase-out.<br />
The federal state have come to agreements<br />
with all the big lignite power plant operators<br />
to set fixed phase-out dates individually.<br />
These are listed in the law (Annex<br />
2-K<strong>VGB</strong>).<br />
These phase-outs will address ~18.3 GW <strong>of</strong><br />
capacity in total. The total compensation to<br />
be paid to the big lignite power plant operators<br />
(RWE <strong>and</strong> LEAG) is € 4.35 billion<br />
over a 15-year period to compensate <strong>for</strong>egone<br />
pr<strong>of</strong>its due to decommissions <strong>and</strong><br />
address the rehabilitation <strong>of</strong> the coal<br />
mines.<br />
The compensation amounts were set after<br />
negotiations with the operators <strong>and</strong> ensure<br />
that the companies will refrain from taking<br />
legal action against Germany <strong>for</strong> the phaseout.<br />
In some cases, these facilities are to be temporarily<br />
closed be<strong>for</strong>e the final decommission<br />
date. They can then be used <strong>for</strong> security-<strong>of</strong>-supply<br />
purposes during the period<br />
until the final decommissioning date in<br />
case dem<strong>and</strong>/flexibility levels cannot be<br />
met after calling the other reserves (Grid<br />
<strong>and</strong> Capacity Reserves), balancing <strong>and</strong><br />
grid management actions (Redispatch, Interruptible<br />
Loads <strong>and</strong> mFRR/aFRR).<br />
8 lignite blocks , ~2.7GW, were allocated<br />
as st<strong>and</strong>-by/security <strong>of</strong> supply reserve<br />
(EnWG 13g) since 2016. Jänschwalde A<br />
<strong>and</strong> B <strong>and</strong> a 600 MW block at Niederaußem<br />
have already been selected to be on st<strong>and</strong>by<br />
between 2025-2029. Such units will receive<br />
a remuneration during their service<br />
time as a st<strong>and</strong>-by/security-<strong>of</strong>-supply reserve.<br />
There will be evaluations in 2022, 2026,<br />
2029 <strong>and</strong> 2032 <strong>for</strong> possibility <strong>of</strong> bringing<br />
the phase-outs <strong>of</strong> power plants remaining<br />
after 2030 to earlier to reach complete<br />
phase-out by 2035. As it was agreed with<br />
the lignite operators that earlier phaseouts,<br />
after 2030, will not merit any additional<br />
compensation.<br />
After-life chances <strong>for</strong> coal power plants<br />
There are a few after life chances <strong>for</strong> the<br />
coal power plants after the decommission<br />
decision, besides the security-<strong>of</strong>-supply reserve.<br />
The power plants to be decommissioned<br />
might be selected as ‘system relevant’<br />
<strong>and</strong> allocated as ‘grid reserve, also<br />
known as ‘winter reserve’ (EnWG 13d, Gesetz<br />
über die Elektrizitäts- und Gasversorgung).<br />
This is intended, to help the grid<br />
to meet the dem<strong>and</strong> <strong>and</strong> also to reduce curtailments<br />
in the Northern wind farms<br />
which yield very high outputs in the winter,<br />
<strong>and</strong> can cause congestion between<br />
south <strong>and</strong> north.<br />
Past winters grid reserve was ~6.6 GW,<br />
which is expected to further increase in the<br />
next years due to increasing ‘North-South<br />
gap’ with additional wind capacities in the<br />
48
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong> White Paper: German coal phase-out 360°<br />
north, coinciding with nuclear <strong>and</strong> coal<br />
phase-outs in the south. The reserve payments<br />
<strong>for</strong> the grid reserves are also determined<br />
in the phase-out tenders.<br />
A second option is to be selected as ‘capacity<br />
reserve’(EnWG 13e), which is based on<br />
tenders <strong>for</strong> 2-year periods. Capacity reserves<br />
follow behind the power <strong>and</strong> balancing<br />
markets to be activated, in case clearing<br />
actions cannot be found in these markets.<br />
Capacity reserve plants receive payment<br />
<strong>for</strong> the available capacity from the tender<br />
process <strong>and</strong> are compensated <strong>for</strong> operational<br />
costs upon activation. The next tenders<br />
<strong>for</strong> capacity reserve to serve between<br />
October 2022 to 2024 will be held on December<br />
<strong>2021</strong>.<br />
Issues<br />
Such a fundamental change in the power<br />
supply will have consequences in both<br />
wholesale <strong>and</strong> balancing markets <strong>and</strong> requires<br />
smart allocation <strong>of</strong> the resources.<br />
There are concerns regarding to security<br />
<strong>of</strong> supply, grid stability <strong>and</strong> electricity<br />
prices.<br />
1. € 4.35 billion compensation<br />
<strong>for</strong> RWE <strong>and</strong> LEAG<br />
The compensation amounts attracted<br />
many strong objections, stating that these<br />
companies are being favoured against the<br />
law <strong>and</strong> free market competition, specifically<br />
due to the government not disclosing<br />
the agreements, initially. Many argue that<br />
with the increasing carbon prices <strong>and</strong> further<br />
renewable penetration, coal plants<br />
would not be able to compete in the market<br />
sooner than the phase-out plan. In March<br />
<strong>2021</strong>, the European Commission started an<br />
in-depth investigation <strong>for</strong> the compensations<br />
to these companies, in the context <strong>of</strong><br />
state-aid <strong>and</strong> competition regulations <strong>of</strong><br />
European Single Market.<br />
On the other h<strong>and</strong>, Uniper has recently announced<br />
its intention <strong>for</strong> legal proceedings<br />
against the Netherl<strong>and</strong>s’ government <strong>for</strong><br />
the coal phase-out without compensation<br />
under Energy Charter Treaty (signed by 58<br />
parties around the globe including the<br />
EU). France, Spain <strong>and</strong> Belgium already<br />
made a call to leave the treaty due to its incompatibility<br />
with the European laws <strong>and</strong><br />
Paris Agreement, yet as <strong>of</strong> now the treaty is<br />
binding.<br />
2. The Datteln 4<br />
Datteln 4 is a 1.1GW hard coal power plant<br />
which was commissioned in June 2020,<br />
since the authorization <strong>for</strong> commissioning<br />
was given be<strong>for</strong>e the phase-out plans. There<br />
was an ef<strong>for</strong>t to stop it going online, but the<br />
government could not come to an agreement<br />
with the operator. Since it is more efficient<br />
<strong>and</strong> has lower emissions than older<br />
plants, the decision was to keep the facility<br />
<strong>and</strong> launch special tenders in 2023, 2024<br />
<strong>and</strong> 2025 <strong>for</strong> the additional phase-out capacity.<br />
The plant is owned by Uniper which<br />
Installed capacity targets EEG <strong>2021</strong>,<br />
WindSeeG in GW<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Onshore wind Offshore wind PV Other renewables Hydropower<br />
Fig. 4. Current <strong>and</strong> future development <strong>of</strong> installed renewables capacities in Germany.<br />
has publicly expressed its intentions to keep<br />
the asset in operation until 2038.<br />
3. Energy-only-market principle<br />
is at stake<br />
St<strong>and</strong>-by/security <strong>of</strong> supply reserve was to<br />
end by 2023 with the final decommission<br />
<strong>of</strong> the last lignite reserve block. However,<br />
with the coal phase-out law (KVBG), it was<br />
decided to continue this reserve type <strong>and</strong><br />
include further lignite power plants. The<br />
estimated additional cost <strong>of</strong> keeping the<br />
st<strong>and</strong>-by/security <strong>of</strong> supply reserve is<br />
around € 4 billion <strong>for</strong> the other lignite units<br />
to be decommissioned, which is recuperated<br />
through network charges.<br />
Green <strong>and</strong> Left parties strongly criticised<br />
the reserve due to the remunerations <strong>and</strong><br />
technical unsuitability <strong>of</strong> the plants <strong>for</strong> the<br />
purpose. The government was accused <strong>of</strong><br />
creating further opportunities, to pay more<br />
money to the lignite power plants, without<br />
calling it compensation. It was stated that<br />
the power plants are not technically capable,<br />
to provide fast enough ramp-up in case<br />
the need arises.<br />
Capacity reserve tenders will be open to<br />
coal power plants that are to be decommissioned.<br />
EU Competition Commission has<br />
already stated, that the reserve procurement<br />
mechanism is not well suited <strong>for</strong> the<br />
purpose <strong>of</strong> minimizing capacity reserves,<br />
since it became an economically attractive<br />
alternative <strong>for</strong> the power plants.<br />
In general, there are 4 different reserve<br />
types some <strong>of</strong> which are <strong>and</strong> will be shielding<br />
coal power plants from facing market<br />
conditions. The presence <strong>and</strong> further expansion<br />
<strong>of</strong> such reserves fundamentally<br />
conflict with the Energy-only-Market principle,<br />
which was the cornerstone <strong>of</strong> the<br />
market design enabling the integration<br />
<strong>of</strong> the renewables in the first place. As the<br />
reserve costs are reflected as grid-costs<br />
<strong>and</strong> get transferred to the end-consumer,<br />
they can potentially distort market behaviour<br />
<strong>of</strong> balancing parties achieving energy-only<br />
results <strong>and</strong> makes the market<br />
more dependent on top-down actions,<br />
which conflicts with the principles <strong>of</strong> unbundling.<br />
4. Feasibility <strong>of</strong> planned<br />
renewable development<br />
Germany’s plan is to reach 65 % renewable<br />
share in the electricity fuel mix, <strong>for</strong> recovering<br />
the generation capacities left by the<br />
coal <strong>and</strong> nuclear phase out (F i g u r e 4 ).<br />
There will be a massive ef<strong>for</strong>t <strong>for</strong> the necessary<br />
development from both economic <strong>and</strong><br />
technical aspects. Public <strong>and</strong> communal<br />
ownership <strong>of</strong> the wind facilities will be<br />
strongly promoted, in addition to ro<strong>of</strong>top<br />
PV.<br />
The Federal Audit Centre (Bundesrechnungsh<strong>of</strong>)<br />
has accused the government <strong>of</strong><br />
not being competent to run an economically<br />
feasible Energiewende. Stating that<br />
associated phase-out plans are endangering<br />
the competitive edge <strong>of</strong> the German<br />
industry <strong>and</strong> security-<strong>of</strong>-supply.<br />
As <strong>of</strong> 2020, many <strong>of</strong> the renewable facilities<br />
come to the end <strong>of</strong> their subsidy periods<br />
<strong>and</strong> the facilities without any subsidy<br />
will increase rapidly each month. For most<br />
<strong>of</strong> them, it will not be possible to continue<br />
operation due to the market conditions. In<br />
response to such high compensation levels<br />
<strong>for</strong> the coal power plants, some argue that<br />
these resources could be allocated to the<br />
renewable assets which are still physically<br />
fit enough to continue operation or used<br />
<strong>for</strong> more aggressive development <strong>of</strong> the renewables<br />
which is needed <strong>for</strong> the EEG <strong>and</strong><br />
climate targets.<br />
Grid congestion management with feed-in<br />
measures <strong>and</strong> redispatch is a common<br />
practice by now, yet necessary grid expansion<br />
should take place as fast as the renewable<br />
development as the current congestion<br />
management cannot be a long-term<br />
<strong>and</strong> efficient solution.<br />
Renewable absorption capacity <strong>of</strong> the grid<br />
is another major concern. There are grid<br />
stability reserves ~1.2 GW, which were introduced<br />
in 2019 <strong>and</strong> designed in 12 batch-<br />
49
White Paper: German coal phase-out 360° <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
es <strong>of</strong> 100 MW units. The current design is<br />
not capable <strong>of</strong> utilizing the potential <strong>of</strong><br />
small decentralized units which is not only<br />
creating exclusive competition, but also depriving<br />
the grid from a strong potential <strong>for</strong><br />
stabilizing.<br />
5. Security-<strong>of</strong>-supply<br />
German coal phase-out began with the initial<br />
shut-downs last December, but it was<br />
subsequently necessary <strong>for</strong> the Heyden<br />
power plant (875 MW) to be brought back<br />
to meet the dem<strong>and</strong> in cold weeks already<br />
6 times in the past months. This further increased<br />
concerns about the feasibility <strong>of</strong><br />
the phase-out plan. BNetzA has changed<br />
the status <strong>of</strong> Heyden, Datteln 4, Walsum 9<br />
<strong>and</strong> Westfallen to ‘system relevant’ to serve<br />
as grid reserve capacity.<br />
The coal phase-out is overlapping with the<br />
ongoing nuclear phase-out, which makes<br />
the security <strong>of</strong> supply issues even more<br />
prominent. The nuclear phase out has already<br />
been planned following Germany’s<br />
response to the Fukushima incident <strong>and</strong><br />
the decommission dates <strong>of</strong> the last operating<br />
6 power plants are set. Nuclear generation<br />
will end by the end <strong>of</strong> 2022. Location<br />
<strong>of</strong> the power plants to be closed can be seen<br />
<strong>for</strong>m the Figure 5.<br />
There will definitely be a need <strong>for</strong> flexible<br />
generation with the ever-increasing share<br />
<strong>of</strong> renewables in the fuel mix. <strong>Heat</strong> <strong>and</strong><br />
power coupling law (KWKG) incentives<br />
will be aiming <strong>for</strong> developing further gas<br />
capacity <strong>and</strong> promoting retr<strong>of</strong>it <strong>of</strong> the existing<br />
young coal power plants <strong>for</strong> CHP. It is<br />
questionable, if such modifications or new<br />
builds can be finished on time.<br />
Current estimations is that there will be a<br />
need <strong>for</strong> around 18GW <strong>of</strong> additional gas<br />
capacity to fill the gap after phase-outs <strong>and</strong><br />
enable the planned renewable integration<br />
by 2030. On the other h<strong>and</strong>, the state<br />
might struggle to find the necessary investment<br />
<strong>for</strong> the expansion <strong>of</strong> the gas capacity<br />
as such facilities will mostly generate income<br />
during the dem<strong>and</strong> spikes where renewables<br />
fall short <strong>and</strong> in the balancing<br />
markets when opportunity arises. The option<br />
<strong>of</strong> a Capacity Market was brought up<br />
by Green Party to attract the necessary investments,<br />
this would be a major change in<br />
the market design, it would go too far to<br />
cover this subject in this article.<br />
Currently, 93 % <strong>of</strong> the German gas mix is<br />
imported, mainly from Russia, The Netherl<strong>and</strong>s<br />
<strong>and</strong> Norway. Dutch gas will be seriously<br />
reduced, if not completely, due to the<br />
termination <strong>of</strong> the activities in the Groningen<br />
field by 2022. More gas dependence<br />
presses the need <strong>for</strong> diversifying supply<br />
sources.<br />
Nord Stream 2 is to be commissioned this<br />
year to double the gas import from Russia<br />
to 110 billion m 3 , despite sanctions from<br />
the US. There are 8 new LNG terminals being<br />
built on the German North-West coast<br />
to be privately operated, enabling imports<br />
Fig. 5. Location <strong>of</strong> the power plants to be closed in Germany.<br />
EnAppSys will be closely following<br />
the reperussions on the<br />
balancing markets<br />
The blame <strong>for</strong> extreme system prices usually<br />
rests on the shoulders <strong>of</strong> renewables<br />
rather than on the market design.<br />
German balancing markets are very dynamic.<br />
Not just in terms <strong>of</strong> prices, but also<br />
in terms <strong>of</strong> rule changes. The market demainly<br />
from the US which should ease the<br />
Nord Stream 2 tension.<br />
Most <strong>of</strong> the new gas turbines are designed<br />
to h<strong>and</strong>le ~30 % hydrogen concentrations<br />
in the gas mix, with the ambition <strong>of</strong> increasing<br />
up to 100 % in the next decade.<br />
With the current ef<strong>for</strong>ts in the hydrogen<br />
<strong>and</strong> PtX sector developments, the solution<br />
might arrive from sector coupling in the<br />
mid-term.<br />
Interconnectivity <strong>of</strong> the grid is an additional<br />
asset <strong>for</strong> the wholesale <strong>and</strong> balancing<br />
markets. There is a further need <strong>for</strong> flexible<br />
loads, short <strong>and</strong> long storage solutions <strong>for</strong><br />
a future energy-system with such a high<br />
level <strong>of</strong> renewable penetration.<br />
6. <strong>Electricity</strong> prices/Af<strong>for</strong>dability<br />
The government statements rely on decreasing<br />
power prices with increasing renewable<br />
share to balance out the price increase<br />
due to the phase-out.<br />
Another increasing concern is related to<br />
carbon prices. The growing impact <strong>of</strong><br />
hedge <strong>and</strong> investment funds in the carbon<br />
market may lead to even faster decarbonization,<br />
leaving less time to develop the nec-<br />
essary gas capacity. It may also cause very<br />
high prices during the peak dem<strong>and</strong> periods.<br />
On the other h<strong>and</strong>, already a few schemes<br />
were designed <strong>for</strong> reducing the electricity<br />
prices, by reducing taxes. A big share <strong>of</strong> the<br />
income generated from carbon allowances<br />
<strong>for</strong> heating <strong>and</strong> transportation will be<br />
used to reduce the EEG-levy which constitutes<br />
21 % <strong>of</strong> the final consumer bill. Secondly,<br />
once a year, an electricity subsidy<br />
can be given to the private <strong>and</strong> business<br />
consumers after 2023. There is also a plan<br />
to provide subsidies to energy intensive<br />
companies that compete on an international<br />
level.<br />
50
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong> White Paper: German coal phase-out 360°<br />
Quallified reserves by<br />
technology in GW<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
FCR aFRR+ aFRR- mFRR+ mFRR-<br />
Nuclear Lignite Hard coal Gas Oil Biomass<br />
Hydro Battery DSM Wind Others<br />
Fig. 6. Narrowing spinning reserves <strong>and</strong> cheap qualified volumes <strong>for</strong> automatic activated reserve<br />
aFRR <strong>and</strong> manually activated reserve mFFR.<br />
sign was radically changed 3 times in less<br />
than 3 years as a reaction to traumatic<br />
prices. The latest design, introduced in November<br />
2020, is still in the development<br />
state <strong>for</strong> reducing tender intervals, yet likely<br />
to be exposed to less changes from regulative<br />
side due to the harmonization ef<strong>for</strong>ts<br />
on EU level.<br />
At the moment, there is so much concern<br />
regarding meeting dem<strong>and</strong> in the power<br />
markets after the phase-outs, that not much<br />
attention has been laid over the narrowing<br />
spinning reserves <strong>and</strong> cheap qualified volumes<br />
<strong>for</strong> aFRR <strong>and</strong> mFFR (F i g u r e 6 , Frequency<br />
Restoration Reserve (FRR), automatic<br />
activated reserve (aFRR), manually<br />
activated reserve (mFRR)). The implications<br />
on balancing prices <strong>and</strong> grid costs are<br />
potentially very large.<br />
Hard coal, lignite <strong>and</strong> nuclear make up a<br />
large portion <strong>of</strong> the qualified capacity to<br />
deliver FCR (23 %), aFRR (12 %) <strong>and</strong><br />
mFRR (28 %). With coal <strong>and</strong> nuclear<br />
phase-out, this capacity will have to be delivered<br />
by other assets. It is expected that<br />
gas will need to step in on the aFRR <strong>and</strong><br />
mFRR markets <strong>and</strong> batteries will deliver<br />
more FCR, but at the speed things are going<br />
to change, this may come with temporary<br />
scarcity <strong>of</strong> capacity <strong>and</strong> associated<br />
higher availability prices.<br />
Germany is a well interconnected country,<br />
a net exporter most <strong>of</strong> the time. The high<br />
installed capacity, consisting <strong>of</strong> a diverse<br />
mix <strong>of</strong> fuel types ensures its position in the<br />
European market. However, in case <strong>of</strong> unsatisfactory<br />
renewable development or a<br />
period <strong>of</strong> low renewable generation, Germany<br />
may import electricity from countries<br />
with a ‘dirtier’ fuel mix.<br />
Some <strong>of</strong> the current projection models<br />
show that the current phase-out plan needs<br />
to be accelerated to meet the 2030 climate<br />
targets <strong>and</strong> there will be supply shortages<br />
during the high dem<strong>and</strong> periods. Afterall,<br />
it will be the task <strong>of</strong> the new parliament<br />
<strong>and</strong> government to review the plans after<br />
September <strong>2021</strong> elections. In the meanwhile,<br />
EnAppSys will be closely following<br />
the developments in the national <strong>and</strong> international<br />
markets in response to the on-going<br />
phase-outs.<br />
Links to the laws mentioned in the article<br />
Coal Phase-Out Law<br />
CHP Law<br />
Coal Regions Structure<br />
Strengthening Law<br />
Gas <strong>and</strong> <strong>Electricity</strong><br />
Supply Law<br />
KVBG<br />
(Kohleausstiegsgesetz)<br />
KWKG<br />
InvKG<br />
EnWG<br />
Remark<br />
Prominently 3 regions (Lausitz, Rhein <strong>and</strong><br />
Central Germany) have economies built<br />
around the coal power sector including mining,<br />
which had a strong impact on setting<br />
the schedule <strong>and</strong> budget <strong>for</strong> the phase-outs.<br />
The phase-out law was designed according<br />
to the evaluations <strong>of</strong> a commission (KWSB)<br />
which has consulted many actors in the sector<br />
<strong>and</strong> the impacted regions as well over the<br />
course <strong>of</strong> 2 years. € 40 billion is to be invested<br />
in these regions until the end <strong>of</strong> the<br />
planned phase-out <strong>for</strong> restructuring the<br />
economy. In this context, many <strong>of</strong> the PtX<br />
<strong>and</strong> Hydrogen innovation investments were<br />
already channelled mainly to these regions.l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Guideline <strong>for</strong> the Testing <strong>of</strong> DeNOx-catalysts<br />
<strong>VGB</strong>-S-302-00-2013-04-EN (<strong>VGB</strong>-S-302-00-2013-04-DE, German edition)<br />
DIN A4, Print/eBook, 68 Pages, Price <strong>for</strong> <strong>VGB</strong>-Members € 120.–, Non-Members € 190.–, + Shipping & VAT<br />
The purpose <strong>of</strong> this <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard is to manifest a testing procedure, which can be employed by<br />
catalyst manufacturers, SCR equipment suppliers, power plant operators<br />
<strong>and</strong> independent testing institutions <strong>for</strong> determining the characteristics <strong>of</strong> SCR catalysts. The most<br />
important characteristics are guaranteed in the purchase contracts, deviation from these, which are<br />
penalized, need to be manifested under the agreed upon boundary conditions (i.e. testing conditions).<br />
NOx emissions from stationary combustion sources can be reduced by a variety <strong>of</strong> primary measures<br />
in the furnace or by secondary measures downstream.<br />
The so called Selective Catalytic Reduction (SCR process) has become the world’s most widely applied<br />
technology <strong>for</strong> secondary NOx reduction from combustion processes. This is particularly true when<br />
high NOx removal efficiencies (80 to 90 %) are required.<br />
Smaller plants (i.e. waste-to-energy, biomass, etc.) also use the so called Selective Non Catalytic<br />
Reduction (SNCR-process) reducing NOx in the gas phase without employing a catalyst.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Guideline <strong>for</strong> the Testing<br />
<strong>of</strong> DeNOx-catalysts<br />
<strong>VGB</strong>-S-302-00-2013-04-EN<br />
(<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 302e)<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 />
51
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency, low emissions coal-fired power plants <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency,<br />
low emissions coal-fired power plants<br />
Stephen Mills<br />
Kurzfassung<br />
Potenzielle Märkte für hocheffiziente,<br />
emissionsarme Kohlekraftwerke<br />
Im Vergleich zu älteren kohlebasierten Stromerzeugungssystemen<br />
sind moderne hocheffiziente,<br />
emissionsarme Kraftwerke (HELE) in einigen<br />
Volkswirtschaften nach wie vor eine mögliche<br />
Option. Sie können sauberen und<br />
erschwinglichen Strom liefern und sind in der<br />
Lage, flexibel im zyklischen Betrieb und bei geringer<br />
Last zu arbeiten, was zunehmend er<strong>for</strong>derlich<br />
ist, um die schwankende Leistung der<br />
intermittierenden erneuerbaren Energien, die<br />
das gleiche Netz versorgen, auszugleichen.<br />
Verschiedene Länder arbeiten an Vorschlägen<br />
für neue kohlebefeuerte Stromerzeugungskapazitäten<br />
oder planen dies. Dabei kann es sich um<br />
den Ersatz veralteter Kohlekraftwerke h<strong>and</strong>eln<br />
oder um die Bereitstellung dringend benötigter<br />
Elektrizität für die Bevölkerung, wenn Energiearmut<br />
weit verbreitet ist. Auch kleinere Projekte<br />
können eine große Wirkung haben, insbesondere<br />
in Schwellenländern. Effektive, erschwingliche<br />
Elektrizität ist eine Voraussetzung für die<br />
Förderung einer sinnvollen sozialen und wirtschaftlichen<br />
Entwicklung.<br />
Geplante oder in der Entwicklung befindliche<br />
Kohlekraftwerksprojekte werden anh<strong>and</strong> einer<br />
Reihe von Fallstudien in Ländern untersucht, in<br />
denen Kohle als praktikable Option für die Erzeugung<br />
erschwinglicher, zuverlässiger Elektrizität<br />
angesehen wird. Für jedes dieser Länder<br />
wird der Einfluss der Regierungspolitik und der<br />
Umweltvorschriften berücksichtigt und der<br />
Umfang und die Art der Technologien untersucht,<br />
die in Zukunft eingesetzt werden könnten.<br />
Die untersuchten Länder sind in fünf Gruppen<br />
eingeteilt, die sich an der geplanten oder in<br />
der Entwicklung befindlichen Kohlekraftwerkskapazität<br />
orientieren, bei der man davon ausgeht,<br />
dass sie eine realistische Chance hat, in<br />
Betrieb zu gehen. Gruppe 1 (43 bis 62 GW) umfasst<br />
China und Indien; Gruppe 2 (10 bis<br />
44 GW) besteht aus der Türkei, Bangladesch,<br />
Japan, Vietnam, Indonesien, Ägypten, den Philippinen,<br />
Pakistan, Südafrika und den Vereinigten<br />
Arabischen Emiraten; Gruppe 3 (2 bis<br />
Author<br />
Dr Stephen Mills<br />
<strong>International</strong> Centre <strong>for</strong> Sustainable Carbon<br />
(ICSC)<br />
London, United Kingdom<br />
10 GW) umfasst die Mongolei, Südkorea, Thail<strong>and</strong>,<br />
Iran, Simbabwe, Kambodscha, Taiwan,<br />
Nigeria, Laos, Oman, Polen, Botswana und Kenia;<br />
Gruppe 4 (etwa 2,5 GW oder weniger) sind<br />
Tansania, Griechenl<strong>and</strong>, Australien, Bulgarien,<br />
Rumänien, Tadschikistan, Niger, Marokko, Mosambik,<br />
Malaysia, Malawi, Sri Lanka, Dominikanische<br />
Republik, Ghana, Elfenbeinküste, Kosovo,<br />
Jordanien, Bosnien-Herzegowina, Serbien,<br />
Senegal und Guinea. Gruppe 5 hat einen<br />
Kohlekraftwerkssektor, aber nur begrenzte<br />
Möglichkeiten für neue Projekte und umfasst<br />
Kanada, Tschechien (Tschechische Republik),<br />
Russl<strong>and</strong>, Slowenien und die USA. l<br />
Compared to older coal-based power generation<br />
systems, modern high efficiency, low<br />
emissions (HELE) power plants remain an<br />
attractive proposition in some economies.<br />
They can provide cleaner af<strong>for</strong>dable electricity,<br />
<strong>and</strong> are capable <strong>of</strong> flexible cyclic <strong>and</strong> low<br />
load operation, increasingly needed to compensate<br />
<strong>for</strong> the fluctuating output from intermittent<br />
renewables supplying the same<br />
grid.<br />
Various countries are, or plan to, develop<br />
proposals <strong>for</strong> new coal-fired power generating<br />
capacity. This may be to replace outdated<br />
coal power plants, or to provide much-needed<br />
electricity to populations where energy<br />
poverty is common. Even smaller-scale projects<br />
can have a major impact, particularly<br />
in emerging economies. Effective, af<strong>for</strong>dable<br />
electricity is a prerequisite <strong>for</strong> driving meaningful<br />
social <strong>and</strong> economic development.<br />
Coal-based power projects proposed or in development<br />
are examined via a series <strong>of</strong> case<br />
studies <strong>of</strong> countries where coal is viewed as a<br />
viable option <strong>for</strong> generating af<strong>for</strong>dable, reliable<br />
electricity. For each, it considers the influence<br />
<strong>of</strong> government policies <strong>and</strong> environmental<br />
regulations, <strong>and</strong> examines the scale<br />
<strong>and</strong> type <strong>of</strong> technologies that might be deployed<br />
in the future. The countries studied<br />
are organised in five groups, based on their<br />
coal-based generating capacity proposed or<br />
in development, considered to have a reasonable<br />
chance <strong>of</strong> proceeding. Group 1 (43-<br />
62 GW) comprises China <strong>and</strong> India; Group 2<br />
(10-44 GW) consists <strong>of</strong> Turkey, Bangladesh,<br />
Japan, Vietnam, Indonesia, Egypt, Philippines,<br />
Pakistan, South Africa, <strong>and</strong> the United<br />
Arab Emirates; Group 3 (2-10 GW) includes<br />
Mongolia, South Korea, Thail<strong>and</strong>, Iran,<br />
Zimbabwe, Cambodia, Taiwan, Nigeria,<br />
Laos, Oman, Pol<strong>and</strong>, Botswana <strong>and</strong> Kenya;<br />
Group 4 (around 2.5 GW or less) is Tanzania,<br />
Greece, Australia, Bulgaria, Romania,<br />
Tajikistan, Niger, Morocco, Mozambique,<br />
Malaysia, Malawi, Sri Lanka, Dominican<br />
Republic, Ghana, Cote d’Ivoire, Kosovo, Jordan,<br />
Bosnia-Herzegovina, Serbia, Senegal<br />
<strong>and</strong> Guinea. Group 5 have a coal power sector<br />
but limited possibilities <strong>for</strong> new projects,<br />
<strong>and</strong> includes Canada, Czechia (Czech Republic),<br />
Russia, Slovenia <strong>and</strong> the USA.<br />
Coal generates around 38 % <strong>of</strong> the world’s<br />
electricity <strong>and</strong> is set to remain an integral<br />
part <strong>of</strong> the global energy mix well into the<br />
future. There<strong>for</strong>e it should be used in the<br />
cleanest <strong>and</strong> most efficient manner possible.<br />
Compared to older coal-based power<br />
generation systems, modern high efficiency,<br />
low emissions (HELE) power plants remain<br />
an attractive proposition in some<br />
economies (F i g u r e 1 ). They provide<br />
cleaner, af<strong>for</strong>dable electricity, <strong>and</strong> are capable<br />
<strong>of</strong> flexible cyclic <strong>and</strong> low load operation,<br />
needed to compensate <strong>for</strong> the fluctuating<br />
output from increasing amounts <strong>of</strong><br />
intermittent renewables supplying the<br />
same grid.<br />
HELE technologies encompass several main<br />
variants: supercritical (SC), ultrasupercritical<br />
(USC), advanced ultrasupercritical<br />
(AUSC) in development, <strong>and</strong> integrated<br />
gasification combined cycle (IGCC). Their<br />
inherent advantages mean that many countries<br />
are, or plan to, develop proposals <strong>for</strong><br />
new coal-fired power generating capacity.<br />
This may be to replace outdated coal power<br />
plants, or to provide electricity to populations<br />
experiencing energy poverty. Even<br />
smaller-scale projects can have a major impact,<br />
particularly in emerging economies<br />
such as Morocco. Effective, af<strong>for</strong>dable electricity<br />
is a prerequisite <strong>for</strong> driving meaningful<br />
social <strong>and</strong> economic development.<br />
There are many coal power projects proposed<br />
or at different stages <strong>of</strong> development.<br />
Countries that currently use coal or<br />
have firm plans to do so, such as Botswana,<br />
Cambodia, India, Indonesia, the Philippines,<br />
Vietnam, <strong>and</strong> Sri Lanka, frequently<br />
cite combinations <strong>of</strong> reasons <strong>for</strong> this choice,<br />
such as:<br />
52
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency, low emissions coal-fired power plants<br />
CO 2 emissions, g/kWh<br />
1200<br />
1100<br />
1000<br />
900<br />
800<br />
700<br />
600<br />
Subcritical<br />
500<br />
30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54<br />
Efficiency, % (LHV, net)<br />
––<br />
use <strong>of</strong> indigenous energy resources;<br />
––<br />
easy availability;<br />
––<br />
enhancing national energy security <strong>and</strong><br />
reducing energy imports;<br />
––<br />
diversification <strong>of</strong> sources <strong>of</strong> energy;<br />
––<br />
growing electricity dem<strong>and</strong> or shortages<br />
<strong>of</strong> supply;<br />
––<br />
generates cheaper, more af<strong>for</strong>dable electricity<br />
than alternatives;<br />
––<br />
drives economic <strong>and</strong>/or social development;<br />
<strong>and</strong><br />
––<br />
can be instrumental in providing universal<br />
access to electricity.<br />
A range <strong>of</strong> approaches is being adopted <strong>for</strong><br />
coal-generated electricity. As <strong>of</strong> December<br />
2020, around 301 GW <strong>of</strong> USC <strong>and</strong> nearly<br />
50.7 GW <strong>of</strong> SC capacity was in operation<br />
(see also Ta b l e 1 ). There was 141 GW <strong>of</strong><br />
37.5% - Global average efficiency<br />
Supercritical<br />
47.5%- State-<strong>of</strong>-the-art USC<br />
Ultrasupercritical (USC)<br />
Advanced USC<br />
Fig. 1. Reducing CO 2 emissions through efficiency improvements in coal-fired power stations<br />
(adapted from IEACCC 2018).<br />
Tab. 1. Global USC coal power capacity<br />
(S&P GLOBAL, <strong>2021</strong>).<br />
Region<br />
In operation,<br />
MWe<br />
Under<br />
construction,<br />
MWe<br />
Asia 274,171 80,638<br />
Europe 23,678 469<br />
Middle East 1320 3720<br />
North America 665 0<br />
coal-fired power generation under construction,<br />
92 % <strong>of</strong> which was in Asia. Some<br />
125 GW <strong>of</strong> the new capacity scheduled to<br />
come online will be SC or USC; 115 GW <strong>of</strong><br />
this total will be in Asia, in particular in<br />
China <strong>and</strong> India. Most <strong>of</strong> the balance is subcritical<br />
plant. In total, there are currently<br />
more than 270 GW <strong>of</strong> new coal-fired power<br />
plants planned, encouraged by supportive<br />
energy policies <strong>and</strong> continuing technological<br />
advancement.<br />
A growing number <strong>of</strong> new projects being<br />
developed are in emerging economies who<br />
have not previously relied heavily on coal;<br />
<strong>for</strong> example Bangladesh, Pakistan, Thail<strong>and</strong>,<br />
<strong>and</strong> Myanmar. The precise nature <strong>of</strong><br />
technology proposed or adopted varies by<br />
country, reflecting different national circumstances<br />
such as predicted future de-<br />
m<strong>and</strong>, local energy <strong>and</strong> environmental<br />
policies <strong>and</strong> resources, <strong>and</strong> grid access.<br />
Thus, individual countries adopt strategies<br />
appropriate <strong>for</strong> their particular circumstances.<br />
Most developing countries aspire<br />
to grow their economies, <strong>and</strong> there<strong>for</strong>e<br />
simply need af<strong>for</strong>dable <strong>and</strong> secure generating<br />
capacity. This report examines coalbased<br />
power projects proposed or in development<br />
via a series <strong>of</strong> case studies <strong>of</strong> countries<br />
where coal is viewed as a viable option<br />
<strong>for</strong> generating af<strong>for</strong>dable, reliable electricity.<br />
For each, it considers the influence <strong>of</strong><br />
government policies <strong>and</strong> environmental<br />
regulations, <strong>and</strong> examines the scale <strong>and</strong><br />
type <strong>of</strong> technologies that might be deployed<br />
in the future.<br />
The choice <strong>of</strong> technology<br />
There is no single solution <strong>for</strong> all situations,<br />
<strong>and</strong> decisions on the choice <strong>of</strong> technologies<br />
are based on a range <strong>of</strong> factors that differ<br />
between countries, reflecting their economic<br />
status, individual circumstances,<br />
<strong>and</strong> future needs. Choice <strong>of</strong> technology can<br />
influence the decision on whether a project<br />
proceeds, it can limit financing options, impact<br />
on the extent <strong>of</strong> local involvement, <strong>and</strong><br />
can affect the degree <strong>of</strong> opposition on environmental<br />
grounds.<br />
Indonesia<br />
India<br />
Vietnam<br />
Pakistan<br />
South Africa<br />
Ukraine<br />
Bangladesh<br />
Russia<br />
Kazakhstan<br />
Turkey<br />
2.1<br />
2.0<br />
1.7<br />
1.4<br />
3.5<br />
Environmental considerations<br />
Almost all countries aspire to increase their<br />
reliance on intermittent renewables. However,<br />
these alone will be unable to meet the<br />
power requirements <strong>of</strong> most economies in<br />
a reliable <strong>and</strong> af<strong>for</strong>dable way. Hence, other<br />
<strong>for</strong>ms <strong>of</strong> power such as coal or gas are<br />
needed to compensate <strong>for</strong> the inevitable<br />
fluctuations in output. Compared to traditional<br />
subcritical systems, HELE-based<br />
technologies have a lower environmental<br />
impact per unit <strong>of</strong> electricity generated <strong>and</strong><br />
are generally amenable to the deployment<br />
<strong>of</strong> state-<strong>of</strong>-the-art emission control systems,<br />
unsuitable or too expensive <strong>for</strong> older<br />
facilities.<br />
Sourcing project finance<br />
Globally, fewer organisations are now willing<br />
to fund coal-based projects in general,<br />
<strong>and</strong> this <strong>of</strong>ten includes any type <strong>of</strong> HELEbased<br />
technology. This has made it difficult<br />
to secure funding <strong>and</strong> develop new coal<br />
projects. Although the situation continues<br />
to evolve, funding currently remains available<br />
from some sources – the largest <strong>and</strong><br />
most accessible source is China (see F i g -<br />
u r e 2 ). However, it is not uncommon <strong>for</strong><br />
a proportion <strong>of</strong> project finance to be provided<br />
from domestic sources, <strong>and</strong> there are<br />
numerous examples <strong>of</strong> this type <strong>of</strong> arrangement<br />
in, <strong>for</strong> example, Cambodia, Egypt,<br />
Indonesia, Kosovo, Mongolia, Mozambique,<br />
Pakistan, Turkey, Tanzania, <strong>and</strong><br />
Zimbabwe.<br />
Inevitably, some projects will not proceed<br />
<strong>and</strong> thus, there is uncertainty over the precise<br />
totals. Changing policies, priorities<br />
<strong>and</strong> access to finance influence the ultimate<br />
delivery <strong>of</strong> coal power projects. Uncertainty<br />
is also due partially to the Covid-19<br />
p<strong>and</strong>emic <strong>and</strong> associated lock-downs<br />
that have reduced power dem<strong>and</strong> in many<br />
locations. In some cases, this reduced dem<strong>and</strong><br />
is likely to have a knock-on effect<br />
that will delay new power projects <strong>and</strong><br />
could lead to the cancellation <strong>of</strong> others. A<br />
further layer <strong>of</strong> complexity has been added<br />
4.5<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10<br />
Funding, US$ billion<br />
Fig. 2. Top ten recipients <strong>of</strong> Chinese funding <strong>for</strong> coal-fired power plants (2020).<br />
5.6<br />
7.0<br />
7.7<br />
9.3<br />
53
Potential markets <strong>for</strong> high efficiency, low emissions coal-fired power plants <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
by several ongoing international trade disputes.<br />
Globally, more than 1.1 billion people still<br />
lack a supply <strong>of</strong> electricity. The greater deployment<br />
<strong>of</strong> power generation systems<br />
based on HELE technologies would help<br />
address this need through the provision <strong>of</strong><br />
reliable, af<strong>for</strong>dable electricity, vital <strong>for</strong> sustainable<br />
economic <strong>and</strong> social development<br />
(Figure 3).<br />
l<br />
Fig. 3. The Isogo power station in Japan is ranked the cleanest hard coal plant in the world in<br />
terms <strong>of</strong> emissions intensity, with emissions <strong>of</strong> NO x , SO 2 <strong>and</strong> particulates comparable with<br />
those <strong>of</strong> a natural gas-fired combined cycle plant. The plant has an efficiency <strong>of</strong> 45 % LHV<br />
(Nakayama, 2017).<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices<br />
on steam turbine plants<br />
(Formerly <strong>VGB</strong>-R 103e)<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-EN (<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-DE, German edition)<br />
DIN A4, Print/eBook, 84 Pages, Price <strong>for</strong> <strong>VGB</strong>-Members € 180.–, Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT<br />
This st<strong>and</strong>ard is addressed to manufacturers, service providers <strong>and</strong> operators <strong>of</strong> steam turbine plants<br />
<strong>and</strong> is intended in particular to assist operators in equipping their steam turbine plants.<br />
The safe operation <strong>of</strong> steam turbines makes great dem<strong>and</strong>s on monitoring, limiting <strong>and</strong> protection<br />
devices.<br />
In order to keep pace with the rapid development in this field, the Technical Guideline “Monitoring,<br />
Safety <strong>and</strong> Protective Equipment on Steam Turbine Plants” issued by the VDEW in 1967 was last revised<br />
in 1998 by the <strong>VGB</strong> Working Group “Turbine Operation” in the Technical Committee “Steam Turbines<br />
<strong>and</strong> Steam Turbine Operation”.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Monitoring, limiting<br />
<strong>and</strong> protection devices<br />
on steam turbine systems<br />
(<strong>for</strong>merly <strong>VGB</strong>-R 103e)<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-EN<br />
After many years <strong>of</strong> good experience with the application <strong>of</strong> this <strong>VGB</strong> Guideline, a revision <strong>of</strong> the<br />
Guideline became necessary with the transfer <strong>of</strong> the Guideline into <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard <strong>VGB</strong>-S-103, especially<br />
due to the changes in the design <strong>of</strong> monitoring, safety <strong>and</strong> protection equipment caused by digitalisation. It should be considered<br />
on a case-by-case basis whether this guideline is to be applied in a meaningful way <strong>for</strong> older steam turbine plants. It there<strong>for</strong>e also<br />
contains in<strong>for</strong>mation on retr<strong>of</strong>itting<br />
options.<br />
Each turbine plant shall be equipped with monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices that allow a safe assessment <strong>of</strong> the condition<br />
<strong>of</strong> the steam turbine plant at any time or detect <strong>and</strong> eliminate unacceptable operating conditions or shut down the corresponding<br />
plant components in case <strong>of</strong> danger.<br />
In an ef<strong>for</strong>t to operate turbine plants optimally <strong>and</strong> to protect them from disturbances, operational failures <strong>and</strong> damage, the operator<br />
<strong>of</strong> steam turbine plants shall decide <strong>for</strong> himself to what extent the st<strong>and</strong>ard monitoring, safety <strong>and</strong> control equipment provided<br />
meets his operational requirements. When equipping the turbine plant with I&C equipment, however, one should consider to what<br />
extent the operating personnel can be relieved or even completely replaced in order to eliminate human inadequacies in the operation,<br />
monitoring or securing <strong>of</strong> the steam turbine plant.<br />
In this <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard, the definitions <strong>and</strong> general aspects <strong>of</strong> monitoring, limiting <strong>and</strong> protection devices are dealt with in an introductory<br />
section. Criteria groups <strong>and</strong> error possibilities, measures to limit the error possibilities <strong>and</strong> designs <strong>of</strong> redundant systems are<br />
specified. The further enumerations then explain the tasks to be per<strong>for</strong>med by the various bodies.<br />
The requirements <strong>of</strong> VDMA 4315 (application <strong>of</strong> the principles <strong>of</strong> functional safety) <strong>and</strong> a life cycle record (functional safety) <strong>and</strong><br />
scope <strong>of</strong> testing <strong>of</strong> the protective circuits were also considered <strong>and</strong> taken into account.<br />
Finally, overview tables show the purpose, measuring location, type <strong>of</strong> task <strong>and</strong> the inspection intervals <strong>of</strong> the individual facilities.<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 />
54
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Carbon prices <strong>and</strong> their impact on coal power<br />
Carbon prices <strong>and</strong> their impact<br />
on coal power<br />
Stephanie Metzger<br />
Kurzfassung<br />
CO 2 -Emissionspreise und ihre<br />
Auswirkungen auf die Kohleverstromung<br />
Die Bepreisung von Kohlendioxid wird von vielen<br />
Ökonomen als die kosteneffizienteste Methode<br />
zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen<br />
(THG) wie Kohlendioxid (CO 2 ) angesehen.<br />
Seit den 1990er-Jahren haben mehrere Länder<br />
und subnationale Verbünde Maßnahmen zur<br />
Bepreisung von Kohlendioxid eingeführt – mit<br />
unterschiedlichen Ergebnissen. In diesem Bericht<br />
werden das EU-Emissionsh<strong>and</strong>elssystem<br />
(ETS), die US-amerikanische Regional Greenhouse<br />
Gas Initiative (RGGI), das chinesische<br />
ETS und eine Reihe kleinerer Systeme untersucht,<br />
um die Vielfalt der verwendeten Kohlenst<strong>of</strong>fpreiskonzepte<br />
zu veranschaulichen. Bislang<br />
war die Marktstabilität eine große Heraus<strong>for</strong>derung<br />
für die bestehenden Systeme. Mechanismen<br />
zur Angebotsanpassung, Preisunter- und<br />
-obergrenzen und Auktionsreservepreise haben<br />
dazu beigetragen, die ETS-Märkte wieder ins<br />
Gleichgewicht zu bringen. Die Verlagerung von<br />
CO 2 -Emissionen in den Stromsektor hat sich<br />
ebenfalls auf das Emissionsminderungspotenzial<br />
im Stromsektor ausgewirkt.<br />
Im Allgemeinen ist man sich einig, dass ein Kohlenst<strong>of</strong>fpreis<br />
zu Emissionsreduzierungen führt;<br />
es bleibt jedoch fraglich, wie stark der kausale<br />
Zusammenhang mit diesem Ergebnis ist und ob<br />
die Ergebnisse ausreichen, um die Klimaziele zu<br />
erreichen. Außerdem waren die Auswirkungen<br />
auf die Kohleverstromung unterschiedlich und<br />
<strong>of</strong>t unvorhersehbar. Die Ökonomie der Kohlenst<strong>of</strong>fpreise<br />
lässt vermuten, dass die Stromerzeuger<br />
sich von der Kohle abwenden könnten, da sie<br />
für höhere Emissionen bestraft werden. Diese<br />
Umstellung ist jedoch nicht einheitlich erfolgt.<br />
In einigen Ländern hat die Nutzung von Erdgas<br />
gegenüber Kohle zugenommen, während in <strong>and</strong>eren<br />
die Kohleverstromung als primäre Energiequelle<br />
beibehalten wurde. Auch <strong>and</strong>ere staatliche<br />
Maßnahmen können mit den Kohlenst<strong>of</strong>fpreisen<br />
interagieren und den Brennst<strong>of</strong>fmix auf<br />
unterschiedliche Weise verändern. Schließlich<br />
soll die Kohlenst<strong>of</strong>fbepreisung Investitionen in<br />
kohlenst<strong>of</strong>farme Technologien wie die Kohlenst<strong>of</strong>fabscheidung<br />
und -speicherung (Carbon<br />
Capture <strong>and</strong> <strong>Storage</strong>, CCS) ankurbeln, aber die<br />
Wirkung ist möglicherweise geringer als ursprünglich<br />
vorhergesagt. Die Einnahmen aus<br />
Author<br />
Stephanie Metzger<br />
<strong>International</strong> Centre <strong>for</strong> Sustainable Carbon<br />
(ICSC)<br />
London, United Kingdom<br />
––<br />
The market is imperfect – Real energy<br />
markets do not resemble the models<br />
used in economics. Large providers domden<br />
Kohlenst<strong>of</strong>fpreisen könnten zur Unterstützung<br />
solcher Technologieinitiativen sowie für<br />
Programme verwendet werden, die den von fossilen<br />
Brennst<strong>of</strong>fen abhängigen Gemeinden den<br />
Übergang erleichtern. Die Bepreisung von Kohlenst<strong>of</strong>f<br />
ist keine Einheitslösung, so dass bei der<br />
Einführung von Kohlenst<strong>of</strong>fsteuern oder Emissionsh<strong>and</strong>elssystemen<br />
der breitere soziale, wirtschaftliche<br />
und politische Kontext jedes L<strong>and</strong>es<br />
sorgfältig berücksichtigt werden muss. Letztendlich<br />
können Kohlenst<strong>of</strong>fpreise als politisches<br />
Signal für das Engagement eines L<strong>and</strong>es im<br />
Kampf gegen den Klimaw<strong>and</strong>el ebenso dienen<br />
wie als wirtschaftliches Instrument dafür. l<br />
Carbon pricing is viewed by many economists<br />
as the most cost-efficient method <strong>of</strong> reducing<br />
greenhouse gas emissions (GHGs), such as<br />
carbon dioxide (CO 2 ). Several countries <strong>and</strong><br />
sub-national jurisdictions have implemented<br />
carbon pricing policies since the 1990s, to<br />
mixed results. This report examines the EU<br />
Emissions Trading System (ETS), the US Regional<br />
Greenhouse Gas Initiative (RGGI), the<br />
Chinese ETS, <strong>and</strong> a number <strong>of</strong> smaller systems<br />
to illustrate the variety <strong>of</strong> carbon price designs<br />
that have been used. So far, market stability<br />
has been a major challenge <strong>for</strong> existing systems.<br />
Supply adjustment mechanisms, price<br />
floors <strong>and</strong> ceilings, <strong>and</strong> auction reserve prices<br />
have all helped to rebalance ETS markets.<br />
<strong>Electricity</strong> carbon leakage has also affected<br />
the abatement potential in the power sector.<br />
Generally, it is agreed that emissions reductions<br />
do occur under a carbon price; however,<br />
questions remain about the strength <strong>of</strong> the<br />
causal link to this outcome <strong>and</strong> whether the<br />
results are enough to meet climate goals. Furthermore,<br />
the impact on coal power has been<br />
varied <strong>and</strong> <strong>of</strong>ten unpredictable. The economics<br />
<strong>of</strong> carbon pricing suggest that power producers<br />
may move away from coal as it is penalised<br />
<strong>for</strong> higher levels <strong>of</strong> emissions. However,<br />
this switch has not happened uni<strong>for</strong>mly.<br />
Some countries have seen an increase in the<br />
use <strong>of</strong> natural gas over coal, while others have<br />
maintained coal power as a primary energy<br />
source. Other government policies can also<br />
interact with carbon prices, changing the fuel<br />
mix in different ways. Finally, carbon pricing<br />
is supposed to spur investment in low-carbon<br />
technology, such as carbon capture <strong>and</strong> storage<br />
(CCS), but there may be less <strong>of</strong> an effect<br />
than originally predicted. Revenue from carbon<br />
prices could be used to support such technology<br />
initiatives, as well as programmes to<br />
help ease the transition <strong>for</strong> fossil fuel-dependent<br />
communities. Carbon pricing is not a one<br />
size fits all solution, so there needs to be careful<br />
consideration <strong>of</strong> the broader social, economic,<br />
<strong>and</strong> political context <strong>of</strong> each jurisdiction<br />
when implementing carbon taxes or<br />
ETSs. Ultimately, carbon prices may serve as<br />
a political signal <strong>of</strong> a country’s commitment<br />
to combatting climate change as much as an<br />
economic tool <strong>for</strong> doing so.<br />
Overview<br />
As <strong>of</strong> 2020, there are 61 carbon prices in<br />
operation globally, comprised <strong>of</strong> 31 emissions<br />
trading systems <strong>and</strong> 30 carbon taxes.<br />
These systems currently cover about 22 %<br />
<strong>of</strong> total global GHG emissions. Many more<br />
nations are considering the use <strong>of</strong> carbon<br />
prices in order to meet their Nationally Determined<br />
Contributions (NDCs) to the<br />
Paris Agreement. Carbon pricing is also a<br />
method that is being considered <strong>for</strong> achieving<br />
the UN Sustainable Development Goals<br />
(SDGs), including SDG 7 – Af<strong>for</strong>dable <strong>and</strong><br />
Clean Energy, SDG 13 – Climate Action,<br />
<strong>and</strong> others. Some <strong>of</strong> the most prominent<br />
systems are located in the European Union,<br />
China, Australia, South Africa, Japan, <strong>and</strong><br />
regions like the Northeast United States<br />
<strong>and</strong> Central Canada. All <strong>of</strong> these places<br />
also use coal <strong>for</strong> electricity generation.<br />
Considering the increasing prevalence <strong>of</strong><br />
carbon pricing (F i g u r e 1 ), <strong>and</strong> the nearly<br />
universal inclusion <strong>of</strong> the power sector in<br />
such schemes, it is critical <strong>for</strong> the coal sector<br />
to underst<strong>and</strong> how carbon prices function.<br />
This report examines the EU Emissions<br />
Trading System (ETS), the US Regional<br />
Greenhouse Gas Initiative (RGGI),<br />
the Chinese ETS, <strong>and</strong> a number <strong>of</strong> smaller<br />
systems to illustrate the variety <strong>of</strong> carbon<br />
price designs that have been used. Then, it<br />
evaluates the effects on <strong>and</strong> outlook <strong>for</strong><br />
coal under such schemes.<br />
Barriers to a well functioning<br />
carbon price<br />
55
Carbon prices <strong>and</strong> their impact on coal power <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Allowance price, €/tCO 2 -e<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
EU<br />
New Zeal<strong>and</strong><br />
RGGI<br />
Cali<strong>for</strong>nia<br />
Quebec<br />
Ontario<br />
Korea<br />
0<br />
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020<br />
Currency conversions to euros using ICAP (2018a) exchange rates. Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI) includes the<br />
US states Connecticut, Delaware, Maine, Maryl<strong>and</strong>, Massachusetts, New Hampshire, New York, Rhode Isl<strong>and</strong> <strong>and</strong> Vermont.<br />
Fig. 1. Allowance prices in selected jurisdictions, 2008.<br />
Relevance to UN sustainable<br />
development goals (SDGS)<br />
Carbon pricing contributes to multiple<br />
SDGs, but it is most obviously linked<br />
to SDG 13 – Climate Action. The United<br />
Nations Development Programme (UNDP)<br />
itself has recognised the important role<br />
carbon pricing can play in a comprehensive<br />
climate change mitigation strategy,<br />
both in developed <strong>and</strong> developing nations.<br />
Key takeaways<br />
The impact <strong>of</strong> carbon prices on the power<br />
sector, <strong>and</strong> coal specifically, depends massively<br />
on the broader climate <strong>and</strong> economic<br />
goals <strong>of</strong> the government that has craft-<br />
inate many electricity markets, <strong>and</strong> some<br />
are heavily regulated. Thus, it is difficult<br />
to predict the cost <strong>of</strong> abatement – <strong>and</strong><br />
the right level <strong>for</strong> a carbon price.<br />
––<br />
Political factors – The political process<br />
has many opportunities <strong>for</strong> lobbying <strong>and</strong><br />
advocacy, <strong>and</strong> groups that expect to be<br />
impacted by a carbon price will try to<br />
take advantage <strong>of</strong> the process to secure<br />
more favourable conditions.<br />
––<br />
Company investment policies – Investors<br />
can be reticent to act, <strong>and</strong> future discounting<br />
may be higher than expected.<br />
Innovation is key <strong>for</strong> future decarbonisation,<br />
but so far companies have not been<br />
as enthusiastic as expected about trans<strong>for</strong>ming<br />
their business processes with<br />
new technology.<br />
––<br />
Interaction <strong>of</strong> policies – Other policies<br />
can interact with a carbon price. Fossil<br />
fuel subsidies, renewable energy supports,<br />
<strong>and</strong> other climate policies can lead<br />
to actions that may not have been chosen<br />
under only market-based incentives like<br />
a carbon price.<br />
Effects on coal<br />
––<br />
Coal use has continued under carbon<br />
pricing – Coal is still widely used <strong>for</strong> electricity<br />
generation around the world, including<br />
in areas with carbon prices.<br />
Some carbon prices have been designed<br />
to limit the burden <strong>of</strong> abatement on the<br />
coal sector. Many countries also have<br />
concerns about energy security <strong>and</strong> prefer<br />
to use domestic coal supplies to ensure<br />
reliability in their power systems.<br />
––<br />
Coal to gas switching – Fuel switching is<br />
a major strategy <strong>for</strong> emissions reductions<br />
under a carbon price (Ta b l e 1 ). A carbon<br />
price affects the variable costs <strong>of</strong> operating<br />
power plants, <strong>and</strong> it can change<br />
the dispatch order <strong>of</strong> sources on the grid.<br />
Fuel switching depends on both the carbon<br />
price <strong>and</strong> the input costs <strong>of</strong> fuel.<br />
There has been a significant switch from<br />
coal- to gas-fired power plants in the EU<br />
after the allowance price rose in 2019.<br />
About half <strong>of</strong> the lost generation was re-<br />
Tab. 1. Fuel use change from 2018 to 2019 (%) (AGORA Energiewende <strong>and</strong> SANDBAG, 2020).<br />
Country Lignite change Hard coal<br />
change<br />
placed by gas, while renewables accounted<br />
<strong>for</strong> the other half. The UK had<br />
already experienced this switch after it<br />
introduced the Carbon Price Support tax<br />
in 2013 – especially after the price increased<br />
in 2015.<br />
––<br />
Asset str<strong>and</strong>ing – Str<strong>and</strong>ed assets due to<br />
a lack <strong>of</strong> policy clarity <strong>and</strong> planning<br />
could have huge economic consequences.<br />
In Europe, losses due to the energy<br />
transition could be in the range <strong>of</strong> € 50-<br />
200 billion.<br />
––<br />
Adoption <strong>of</strong> new technology in the power<br />
sector – Carbon price revenue could be<br />
used to support innovation. For example,<br />
carbon capture <strong>and</strong> storage (CCS) could<br />
greatly benefit from a carbon price, both<br />
by making the economic case <strong>for</strong> its widespread<br />
use, <strong>and</strong> through revenue recycling<br />
to support the capital cost <strong>of</strong> such<br />
projects. Carbon pricing has proved critical<br />
<strong>for</strong> CCUS in the past, such as the carbon<br />
tax in Norway which incentivised the<br />
Sleipner <strong>and</strong> Snøhvit CCS projects.<br />
––<br />
Fossil fuel dependence <strong>and</strong> the just transition<br />
– Revenue from carbon prices can<br />
be used to bolster public support <strong>and</strong> alleviate<br />
the burden <strong>of</strong> abatement on carbon-intensive<br />
industries. British Colombia<br />
has excelled in this area, returning all<br />
<strong>of</strong> the revenue from its carbon tax to consumers<br />
<strong>and</strong> businesses, with special programmes<br />
dedicated to fossil fuel reliant<br />
communities.<br />
Gas change Solar change Wind change<br />
Germany -32 -26 +9 +1 +16<br />
Italy 0 -9 +9 +1 +3<br />
Netherl<strong>and</strong>s 0 -10 +12 +3 0<br />
Pol<strong>and</strong> -7 -4 +1 0 +2<br />
Portugal 0 -6 +2 0 +1<br />
Spain 0 -24 +27 +2 +4<br />
UK 0 -10 +1 0 +8<br />
EU-28 -16 -32 +12 +7 +14<br />
ed the carbon pricing system. If a country<br />
has already decided to phase out<br />
coal power, the carbon price will most<br />
likely hasten this transition. In some places,<br />
such as the EU, carbon pricing is being<br />
used to complement the region’s broader<br />
climate policy goals. Regulators hope to<br />
maintain a high allowance price that<br />
will incentivise fuel switching from coal<br />
to gas <strong>and</strong> investment into renewable energy.<br />
Comparatively, China has designed<br />
its ETS to minimise the burden on coal<br />
power producers, as it considers coal essential<br />
to its continued economic development.<br />
These examples highlight the inconsistency<br />
in carbon price design <strong>and</strong> outcomes<br />
<strong>for</strong> coal; it is unwise to assume that<br />
fossil fuels will always suffer under a carbon<br />
price.<br />
Ultimately, the most important takeaway<br />
from the current experience with carbon<br />
pricing is that a stable <strong>and</strong> appropriately<br />
high carbon price with a predictable future<br />
can provide the most clarity <strong>for</strong> all actors<br />
involved in the system, including the coal<br />
power sector. A low <strong>and</strong> unstable price is<br />
more likely to be confusing <strong>and</strong> ineffective,<br />
with companies unsure <strong>of</strong> how to plan <strong>for</strong><br />
future investments. It may also indicate a<br />
lack <strong>of</strong> commitment to climate change<br />
mitigation on the part <strong>of</strong> policymakers,<br />
which could be contradictory to the stated<br />
national <strong>and</strong> global goals <strong>of</strong> the Paris<br />
Agreement.<br />
l<br />
56
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector<br />
Digital trans<strong>for</strong>mation<br />
<strong>of</strong> the coal sector<br />
Qian Zhu<br />
Kurzfassung<br />
Digitale Trans<strong>for</strong>mation des Kohlesektors<br />
Die globale Energiewirtschaft befindet sich in<br />
einem grundlegenden W<strong>and</strong>el durch Dekarbonisierung,<br />
Dezentralisierung und Digitalisierung.<br />
Dies stellt die Energiesysteme und den<br />
Kohlesektor, insbesondere die Kohleverstromung,<br />
vor große Heraus<strong>for</strong>derungen. Der Energiesektor<br />
hat einen Digitalisierungsprozess eingeleitet,<br />
der die Art und Weise der Stromerzeugung,<br />
-übertragung und -verteilung verändert<br />
und ihm helfen wird, die Heraus<strong>for</strong>derungen zu<br />
bewältigen.<br />
Eine Reihe digitaler Technologien wie das industrielle<br />
Internet der Dinge (IIoT), Big Data,<br />
Analytik und künstliche Intelligenz (KI), digitale<br />
Zwillinge, die Cloud und Mobilität wurden<br />
entwickelt und finden Anwendung in den<br />
Stromerzeugungsprozessen. Die Digitalisierung<br />
von Kohlekraftwerken mit diesen innovativen<br />
Technologien wird deren Effizienz, Erschwinglichkeit,<br />
Zuverlässigkeit und Nachhaltigkeit erhöhen.<br />
Die Digitalisierung von Kraftwerken<br />
wird auf fünf Schlüsselfunktionen beruhen:<br />
Verbindung, Überwachung, Analyse, Vorhersage<br />
und Optimierung. Heute bildet die immer<br />
schnellere und allgegenwärtige Konnektivität<br />
die Grundlage für eine digitale Anlage, indem<br />
sie die Verbindung von Sensoren, Geräten, Anlagen<br />
und Menschen ermöglicht. Das IIoT liefert<br />
die Bausteine einer digitalen Anlage und ermöglicht<br />
die Erfassung, Übertragung, Analyse<br />
und Verwaltung von Betriebs-, Prozess- und<br />
Anlagendaten. KI-gestützte Analytik ist die<br />
Kerntechnologie für die nächste <strong>Generation</strong> der<br />
Kohleverstromung. Die <strong>for</strong>tschrittliche Analytik<br />
bietet in Verbindung mit Big Data Werkzeuge<br />
zur Identifizierung oder Vorhersage von Problemen<br />
und zur Festlegung geeigneter Maßnahmen<br />
mit Echtzeitreaktionen, um die Probleme<br />
zu lösen oder zu vermeiden und den Energieerzeugern<br />
zu helfen, fundierte Entscheidungen zu<br />
treffen, um die Leistung und das Rentabilitätspotenzial<br />
von Anlagen, Werken und Flotten zu<br />
maximieren und so die bestmöglichen Ergebnisse<br />
zu erzielen..<br />
l<br />
The global power industry is undergoing the<br />
fundamental changes <strong>of</strong> decarbonisation, decentralisation<br />
<strong>and</strong> digitalisation. These pose<br />
significant challenges to energy systems <strong>and</strong><br />
the coal sector, especially coal-fired power<br />
generation. The power sector has begun a<br />
digitalisation process that is trans<strong>for</strong>ming<br />
the way electricity is generated, transmitted<br />
<strong>and</strong> distributed, <strong>and</strong> will help it meet the<br />
challenges.<br />
A suite <strong>of</strong> digital technologies such as the Industrial<br />
Internet <strong>of</strong> Things (IIoT), Big data,<br />
Analytics <strong>and</strong> Artificial Intelligence (AI),<br />
Digital Twins, the Cloud, <strong>and</strong> Mobility have<br />
been developed <strong>and</strong> are finding applications<br />
in power generation processes. Digitalising<br />
coal power plants with these innovative technologies<br />
will increase their efficiency, af<strong>for</strong>dability,<br />
reliability, <strong>and</strong> sustainability. Digitalisation<br />
<strong>of</strong> power plants will be based on<br />
five key functions: connection, monitoring,<br />
analysis, prediction <strong>and</strong> optimisation. Today,<br />
the ever faster <strong>and</strong> ubiquitous connectivity<br />
provides the foundation to a digital<br />
plant by enabling the connection <strong>of</strong> sensors,<br />
devices, assets <strong>and</strong> people. The IIoT provides<br />
the building blocks <strong>of</strong> a digital plant, allowing<br />
<strong>for</strong> collection, transmission, analysis <strong>and</strong><br />
management <strong>of</strong> operations, processes <strong>and</strong> assets<br />
data. AI-enabled analytics is the core<br />
technology <strong>for</strong> the next generation <strong>of</strong> coal<br />
power production. Advanced analytics, in<br />
conjunction with Big data, provides tools to<br />
identify or predict any issues <strong>and</strong> determines<br />
the appropriate actions with real-time responses<br />
to resolve or prevent the problems,<br />
<strong>and</strong> help power producers make in<strong>for</strong>med<br />
decisions to maximise the per<strong>for</strong>mance <strong>and</strong><br />
pr<strong>of</strong>itability potential <strong>of</strong> assets, plants <strong>and</strong><br />
fleets to achieve the best possible outcomes.<br />
Key digital technologies <strong>for</strong><br />
power generation applications<br />
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> power generation<br />
will be based on five key functions: connection,<br />
monitoring, analysis, prediction <strong>and</strong><br />
optimisation. Today, the ever faster <strong>and</strong><br />
ubiquitous connectivity provides the foundation<br />
<strong>for</strong> a digital power plant by enabling<br />
the connection <strong>of</strong> sensors, devices, assets<br />
<strong>and</strong> people.<br />
A suite <strong>of</strong> digital technologies such as the<br />
Industrial Internet <strong>of</strong> Things (IIoT), Big<br />
data, Analytics <strong>and</strong> Artificial Intelligence<br />
(AI), Digital Twins (F i g u r e 1 ), the<br />
Cloud, <strong>and</strong> Mobility have been developed<br />
<strong>and</strong> are being applied in power plants. The<br />
IIoT provides the building blocks <strong>of</strong> a digital<br />
power plant, allowing <strong>for</strong> collection,<br />
transmission, analysis <strong>and</strong> management <strong>of</strong><br />
operations, processes <strong>and</strong> assets data. S<strong>of</strong>tware,<br />
such as artificial neural networks<br />
(ANN) <strong>and</strong> simulation models, provides<br />
Descriptive Diagnostic Predictive Prescriptive Visualisation AR<br />
Design<br />
- Specifications<br />
- Models<br />
- Process<br />
- Engineering data<br />
Production<br />
- Human<br />
- Machine<br />
- Material<br />
- Method<br />
- Quality data<br />
DATA<br />
SERVICE<br />
MODEL<br />
1st Principle<br />
- Physics<br />
- Chemistry<br />
- Engineering<br />
- Simulation...<br />
Data<br />
- Statistical<br />
- Machine learning/<br />
Artificial intelligence...<br />
Author<br />
Dr Qian Zhu<br />
<strong>International</strong> Centre <strong>for</strong> Sustainable Carbon<br />
(ICSC)<br />
London, United Kingdom<br />
Operation<br />
- Real time <strong>and</strong> historical<br />
status <strong>and</strong> configuration<br />
data Diagnostic<br />
- Maintenance records<br />
Business<br />
-Transaction records<br />
Fig. 1. Constituents <strong>of</strong> a digital twin (Malakuti <strong>and</strong> others, 2020).<br />
Visualisation<br />
- 3D models...<br />
AR<br />
- Augmented reality<br />
57
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Present<br />
<strong>Electricity</strong>, produced by a<br />
central power plant, flows<br />
one way to customers<br />
Sub stations convert<br />
high voltage to<br />
lower voltage<br />
Future<br />
<strong>Electricity</strong>, produced by a<br />
central power plant, wind<br />
turbines <strong>and</strong> solar panels,<br />
flows to customers<br />
<strong>Electricity</strong> is stored<br />
in utility batteries<br />
Industrial<br />
customer<br />
Industrial cutomers both<br />
consume <strong>and</strong> produce electricity<br />
lndustral customers commumcate usage<br />
in<strong>for</strong>mation back to the power provider<br />
<strong>Electricity</strong> is stored in utility batteries<br />
Residential <strong>and</strong><br />
business customers<br />
commumcate usage<br />
m<strong>for</strong>mation back to<br />
the power provider<br />
Smart appliances, electric<br />
cars <strong>and</strong> street lights are<br />
some <strong>of</strong> the devices that<br />
will communicate to the<br />
power provider<br />
Business<br />
customer<br />
Residential<br />
customer<br />
Residential <strong>and</strong> business customers both<br />
consume <strong>and</strong> produce electricity using<br />
solar panels <strong>and</strong> wind turbines<br />
<strong>Electricity</strong> is stored<br />
in batteries<br />
Fig. 2. Trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> a conventional grid to a smart grid (Umbach, 2018).<br />
tools to identify or predict any issues <strong>and</strong><br />
determines the appropriate actions with<br />
real-time responses to prevent or resolve<br />
the problems, <strong>and</strong> to maximise the potential<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>and</strong> pr<strong>of</strong>itability <strong>of</strong> assets,<br />
power plants <strong>and</strong> fleets to achieve the best<br />
possible outcomes. By using s<strong>of</strong>tware that<br />
underst<strong>and</strong>s a machine’s physical capabilities<br />
relative to its theoretical potential, today’s<br />
advanced analytics <strong>and</strong> control can<br />
detect any deviations from setpoints <strong>and</strong><br />
adjust operating parameters in real time to<br />
optimise operational <strong>and</strong> environmental<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>and</strong> minimise production<br />
costs. Digital Twins provide a plat<strong>for</strong>m to<br />
simulate <strong>and</strong> visualise individual equipment,<br />
processes <strong>and</strong> an entire plant’s operation,<br />
<strong>and</strong> to keep track <strong>of</strong> per<strong>for</strong>mance,<br />
operation <strong>and</strong> maintenance (O&M) needs.<br />
The Cloud provides power producers with<br />
computing service ver the internet with<br />
faster innovation, flexible resources <strong>and</strong><br />
economies <strong>of</strong> scale. Data are the main driver<br />
in the digitalisation <strong>of</strong> power plants. AI<br />
<strong>and</strong> machine learning, combined with Big<br />
data, enables power plants to shift from<br />
current preventive maintenance systems to<br />
predictive or condition-based maintenance.<br />
Digital tools can detect any anomalies<br />
or operational issues, assess the likelihood<br />
<strong>of</strong> asset failures, identify their respective<br />
root causes <strong>and</strong> when they might<br />
occur, <strong>and</strong> recommend quick actions <strong>for</strong><br />
their resolution. Consequently, <strong>for</strong>ced outages<br />
are minimised, uptime is increased,<br />
<strong>and</strong> the lifetime <strong>of</strong> assets <strong>and</strong> power plants<br />
are extended leading to reduced O&M<br />
costs <strong>and</strong> improved economic value <strong>of</strong> the<br />
plants. Big data <strong>and</strong> advanced analytics <strong>and</strong><br />
AI can provide power producers with insights<br />
on the state <strong>and</strong> per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> assets,<br />
processes <strong>and</strong> operations within a<br />
plant <strong>and</strong> system-wide, help them to make<br />
better, faster decisions <strong>and</strong> to maximise<br />
the plant’s operational efficiency while responding<br />
optimally to changing conditions<br />
on the grid <strong>and</strong> in the overall power<br />
market.<br />
Using data from remote sensors, power<br />
producers can pinpoint where to send a<br />
crew <strong>for</strong> a repair, <strong>and</strong> based on an assessment<br />
<strong>of</strong> the damage, ensure the team arrives<br />
with the right tools <strong>for</strong> the job <strong>and</strong><br />
receive the support they need. Robotics<br />
can be used to per<strong>for</strong>m inspections, maintenance<br />
<strong>and</strong> repair activities at risky or<br />
difficult-to-reach areas or sites, improving<br />
health <strong>and</strong> safety st<strong>and</strong>ards, reducing repair<br />
time <strong>and</strong> O&M costs.<br />
As digitalisation advances, power plant operation<br />
becomes increasingly dependent<br />
on ICT, which increases the risk <strong>of</strong> cyber<br />
attacks (F i g u r e 2 ). Hardware <strong>and</strong> s<strong>of</strong>tware<br />
have been developed <strong>and</strong> implemented<br />
to protect energy infrastructure from<br />
such attacks. Digital solutions adopting AI<br />
<strong>and</strong> machine learning, <strong>and</strong>/or blockchains<br />
<strong>for</strong> enhanced cyber security are under development.<br />
• Stuxnet<br />
• Night Dragon<br />
http://www.langer.com/en/wp-content/uploads/2013/11/To-kill-a-centrifuge.pdf<br />
• Dragonfly<br />
• Malvertising<br />
• Pawn-Storm<br />
• Disakil<br />
• WannaCry<br />
• Petya<br />
• BadRabbit<br />
• Triton<br />
• Meltdown<br />
• Spectre<br />
• Botnets<br />
• Coinminers<br />
2010 2012 2014<br />
2016<br />
2018?<br />
• Shamoon/Disttrack<br />
http://www.symantec.com/content/en/us/enterprise/me dia/security_response/wh itepa pers/targeted_attacks_against_the_energy_sector.pdf<br />
http://docplayer.org/501374-Cyber-risiken-und-sicherheitsansaetze-fuer-die-energiebranche.html<br />
http://resources.crowdstrike.com/putterp<strong>and</strong>a/<br />
http://www.symantec.com/threatreport/topic.jsp?id=malicious_code_trends&a id=triage_analysis_<strong>of</strong>targeted attacks<br />
http://www.syma ntec.com/content/en/us/enterprise/media/security_response/whitepapers/Dragonfly_Threat_Against_Western_Energy_Suppliers.pdf<br />
https://securelist.com/files/2014/07/EB-YetiJuly2014-Public.pdf<br />
https://secu relist.com/files/2014/07 /Kaspersky_Lab_crouching_yeti_appendixex_eng_final.pdf<br />
https://securelist.com/files/2014/08/KL_Epic_Turla_TechnicaI_Appendix_20140806.pdf<br />
http://threate.s3-website-us-east -1_amazonaws.com/?/arachnophobia<br />
http://trendmicro.com/cloud-content/us/pdfs/security-intelligence/white-papers/wp-operation-pawn-storm.pdf<br />
http://www.isightpartners.com/2014/10/eve-2014-4114/<br />
http://www.sophos.com/en-us/media library/PDFs/technieal%20papers/sophos-rotten-tomato-campaign.pdf<br />
http://www.invincea.com/wp-content/uploads/2014/10/Micro-Targeted-Malvertising-WP-10-2 7-14-1.pdf<br />
http://www.novetta.com/files/9714/1446/8199/Executive_Summary-Final_1.pdf<br />
https://www.tigersecurity.pro/operation-distributed-dragons/papers/ARODD_ EN20141020. pdf<br />
https://www.fireeye.com/blog/threat-research/2014/11/operation-poisoned-h<strong>and</strong>over-unveiling-ties-between-apt-activity-in-hong-kong-pro-democracy-movement.htm<br />
http://cylance.cam/operation-cleaver<br />
https://secureiist.com/files/2015/02/The-Desert-FaIcons-targeted-attacks.pdf<br />
https://www.nytimes.com/2016/02/17/world/middleeast/us-had-cyberattack-planned-if-iran-nuclear-negotiations-failed.html?_r=O<br />
http://twitter.com/olesovhcorn/status/778019962036314112<br />
http://thehakernews.com/2016/11/heating-system-hacked.html<br />
https://www.engadget.com/2016/11/29/mirai-botnet-tergets-deutsche-telekom-routers-in-globa1-cyberatt/<br />
https://motherboard.vice.com/enus/article/internet-<strong>of</strong>-things-teddy-bear-leaked-2-million-parent-<strong>and</strong>-kids-message-recordings<br />
https://www.symatec.com/content/dam/symantec/docs/reports/istr-22-2017-en.pdf<br />
https://blog.radware.com/security/2017/04/hajime-futurepro<strong>of</strong>-botnet/<br />
https://www.symatec.com/connect/blogs/hajime-worm-battles-mirai-control-internet-things<br />
https://dyn.com/blog/dyn-analysis-summary-<strong>of</strong>-friday-october-21-attack/<br />
https://www.thelocal.at/20170128/hotel-ransomed-by-hackers-as-guests-locked-in-rooms<br />
https://motherboard.vice.eo m/en_us/article/how-this-internet-<strong>of</strong>-things-teddy-bear-ean-be-remotely-turned-into-a-spy-device<br />
https://www.bundesnetzagentur.de/ShareDocs/Pressemitteilungen/DE/2017/14012017cayla.html<br />
https://arstechnica.com/security/2017/04/brickerbot-the-permanent-denia1-<strong>of</strong>-service-botnet-is-back-with-a-vengeance/<br />
https://ics-cert.us-cert.gov/alerts/ICS-ALERT-17-102-0IA<br />
Fig. 3. Power grid infrastructure related to cyber attacks (Meisel <strong>and</strong> others, 2018).<br />
• Ransomware, infecting<br />
S<strong>of</strong>tware-Supply-Chain<br />
(ab)using loT<br />
58
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector<br />
Digital trans<strong>for</strong>mation<br />
<strong>of</strong> the coal sector<br />
The future intelligent power generation enterprise<br />
will be a data-driven (F i g u r e 3 ),<br />
Cloud-enabled enterprise in which decisions<br />
in all areas <strong>of</strong> the business are in<strong>for</strong>med<br />
by live streams <strong>of</strong> data <strong>and</strong> connected<br />
by a single digital plat<strong>for</strong>m at plant or<br />
fleet level. The digital plat<strong>for</strong>m will be connected<br />
to almost everything from energy<br />
production <strong>and</strong> transport, power generation,<br />
transmission <strong>and</strong> distribution (T&D),<br />
sales <strong>and</strong> services, <strong>and</strong> beyond. The digital<br />
plat<strong>for</strong>m can run complex power generation<br />
operations efficiently, leading to optimal<br />
operational <strong>and</strong> environmental per<strong>for</strong>mance,<br />
improved flexibility, reliability, security<br />
<strong>and</strong> pr<strong>of</strong>itability. Digital technologies<br />
can also be applied to coal mining, helping<br />
to automate <strong>and</strong> optimise coal production,<br />
improve operational efficiency, environmental<br />
per<strong>for</strong>mance, workers’ safety <strong>and</strong><br />
production workflow at reduced costs.<br />
Benefits <strong>of</strong> digitalising<br />
power generation<br />
Fuel supply management Mills Boiler Emissions<br />
- Fuel management advisor - Mill optimiser - Combustion optimiser - Emissions advisor<br />
- Low load advisor<br />
- Soot cleaning optimiser<br />
- Headers lifing advisor<br />
Total plant Rotating assets Accessories Environmental control system<br />
- Plant efficiency advisor - Steam temperature advisor<br />
- ECS advisor<br />
- Plant flexibility advisor - Start-up optimiser<br />
- ECS optimiser<br />
- Start-up advisor<br />
- Generator health advisor<br />
- Turbine vibration advisor<br />
- Rotor stress advisor<br />
- Turbine lifetime advisor<br />
- Turbine start-up optimiser All auxiliaries<br />
Cooling tower Steam turbine Generator <strong>Electricity</strong><br />
Fig. 4. Optimising a coal-fired power plant using digital technologies (GE, 2017a).<br />
Digital plants can operate at optimal efficiencies<br />
leading to a substantial reduction<br />
in CO 2 emissions from coal power generation<br />
(F i g u r e 4 ). The cost <strong>of</strong> electricity is<br />
also lowered due to reduced fuel consumption,<br />
optimised O&M, improved reliability,<br />
availability <strong>and</strong> flexibility resulted from<br />
digitalisation. The digital trans<strong>for</strong>mation<br />
towards a sustainable <strong>and</strong> more efficient<br />
power generation that provides cleaner<br />
<strong>and</strong> cheaper electricity with minimal environmental<br />
impacts is compatible with the<br />
UN Sustainable Development Goals <strong>of</strong><br />
good health <strong>and</strong> wellbeing <strong>for</strong> all, af<strong>for</strong>dable<br />
<strong>and</strong> clean energy <strong>for</strong> all, <strong>and</strong> actions to<br />
combat climate change <strong>and</strong> its impacts, as<br />
well as responsible consumption <strong>and</strong> production.<br />
In short, digitalising coal power<br />
plants with innovative technologies will<br />
increase their efficiency, af<strong>for</strong>dability, reliability,<br />
<strong>and</strong> sustainability.<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Construction, Operation <strong>and</strong> Maintenance<br />
<strong>of</strong> Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx)<br />
<strong>VGB</strong>-S-014-2011-EN (<strong>VGB</strong>-S-014-2011-DE, German edition)<br />
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After facilities <strong>for</strong> reduction <strong>of</strong> dust emissions were deemed to be state-<strong>of</strong>-the-art worldwide, beginning<br />
in 1970, tests were per<strong>for</strong>med in Germany <strong>for</strong> the reduction <strong>of</strong> emissions <strong>of</strong> SO 2 <strong>and</strong> NO x . The<br />
first measures <strong>for</strong> the use <strong>of</strong> combustion technology to limit nitrogen oxide development during<br />
combustion were per<strong>for</strong>med, which resulted in lower NOx emissions at new sites. The 1983 German<br />
regulation on large combustion plants (GFAVO) prescribed the emission limit value <strong>for</strong> both existing<br />
<strong>and</strong> new power stations, in accordance with what was feasible at the time. After the transportation<br />
sector, NOx emissions by the power station sector were number two on the list <strong>of</strong> main emission<br />
sources, with around a 28% portion <strong>of</strong> total emissions. For this reason, the Federal Republic prescribed<br />
a dynamic modification rule <strong>for</strong> the limitation <strong>of</strong> nitrogen oxide emissions: “The possibilities<br />
<strong>for</strong> further reducing emissions by means <strong>of</strong> combustion technology or other measures representing<br />
the state-<strong>of</strong>-the-art are to be exploited.”<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Construction, Operation<br />
<strong>and</strong> Maintenance <strong>of</strong><br />
Flue Gas Denitrification<br />
Systems (DeNOx)<br />
<strong>VGB</strong>-S-014-2011-EN<br />
The result <strong>of</strong> this regulation was that, in 1984, significantly lower emission limit values were prescribed<br />
by decree <strong>of</strong> the Minister <strong>of</strong> Environment responsible <strong>for</strong> new <strong>and</strong> existing facilities larger than<br />
300 MW th . These turned out to be lower than what was had been achieved based on the state <strong>of</strong> technology in Japan. The new limit<br />
values led to a costly retr<strong>of</strong>it campaign <strong>of</strong> DeNOx facilities at hard coal-fired power stations in Germany as well as in Austria. Some<br />
EU countries followed suit with delays <strong>and</strong> low requirements, which were widely adhered to using primary measures. Few EU countries<br />
(e. g. The Netherl<strong>and</strong>s, Denmark) followed with SCR-retr<strong>of</strong>its.<br />
The requirement targets “limitation <strong>of</strong> NOx emissions” <strong>for</strong> oil, gas <strong>and</strong> brown-coal firing systems were achieved using solely combustion<br />
technology measures, i.e. without resorting to downstream processes. Secondary measures are required <strong>for</strong> hard coal <strong>and</strong><br />
heavy oil-firing systems, due to their higher burning temperature, which will be addressed in this <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard.<br />
In 1997, European air quality guidelines implemented the requirements <strong>of</strong> the World Health Organization (WHO) regarding the<br />
reduction <strong>of</strong> nitrogen oxides <strong>and</strong> ozone. Nitrogen oxides are recognized as critical precursors to ozone development at the height<br />
<strong>of</strong> summertime solar radiation. According to the WHO, betterment <strong>of</strong> air quality in terms <strong>of</strong> both substances should be pursued. In<br />
regions with high ozone values in the US, <strong>for</strong> example, this initially led to the primary SCR technology utilized being operated only<br />
during the summer period.<br />
After 2001, the retr<strong>of</strong>itting <strong>of</strong> existing facilities with denitrification technology became obligatory, requiring that all large coal-fired<br />
power stations in the EU be retr<strong>of</strong>itted by 2016. In the meantime, international power station projects in developing countries <strong>and</strong><br />
newly industrialized countries who wish to receive development money from the World Bank are tested to determine whether facility<br />
planning fulfils the requirements <strong>for</strong> environmental protection facilities in accordance with the “best available technology”.<br />
More than 20 years <strong>of</strong> operational experience <strong>and</strong> procedural developments already exist <strong>for</strong> today’s SCR technology, <strong>and</strong> have been<br />
compiled in this <strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard.<br />
59
Digital trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the coal sector <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
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60
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic probability safety assessment <strong>for</strong> nuclear power plants<br />
Equipment selection methodology <strong>of</strong><br />
seismic probability safety assessment<br />
<strong>for</strong> nuclear power plants<br />
Junghyun Ryu <strong>and</strong> Moosung Jae<br />
Kurzfassung<br />
Methodik der Ausrüstungsauswahl<br />
für die Sicherheitsbewertung für Erdbeben<br />
eines Kernkraftwerks<br />
Auf der Grundlage des Modells für die Wahrscheinlichkeitsbewertung<br />
der Sicherheit interner<br />
Ereignisse (PSA) beträgt die Anzahl der<br />
Basisereignisse für Strukturen, Systeme und<br />
Komponenten (SSCs), die in der PSA von Kernkraftwerken<br />
berücksichtigt werden, im Allgemeinen<br />
mehr als 1000. Wenn alle Basisereignisse<br />
im Modell der seismischen probabilistischen<br />
Sicherheitsbewertung (SPSA) berücksichtigt<br />
werden, wird das PSA-Modell übermäßig groß<br />
und das Ergebnis ist äußerst kompliziert. Bei<br />
der Berechnung der Häufigkeit seismisch bedingter<br />
auslösender Ereignisse mit Hilfe der binären<br />
Entscheidungsdiagramm-Methode ist die<br />
Anzahl der Basisereignisse begrenzt, so dass<br />
nicht alle Komponenten berücksichtigt werden<br />
können und geeignete Auswahlkriterien er<strong>for</strong>derlich<br />
sind. Um den Fall der Versagensannlyse,<br />
die das größte Budget in SPSA er<strong>for</strong>dert, zu minimieren,<br />
ist eine geeignete Auswahl der Komponenten<br />
unerlässlich. In diesem Beitrag wird<br />
nach einer Untersuchung der in Korea und den<br />
Vereinigten Staaten allgemein bei SPSA berücksichtigten<br />
Screening-Kriterien eine Methodik<br />
zur Auswahl von Ausrüstungen für SPSA vorgeschlagen,<br />
die die Bewertungsergebnisse verbessern<br />
kann. Die in diesem Beitrag vorgeschlagene<br />
Methode zur Auswahl der Komponenten<br />
trägt zu einer vernünftigen und realistischen<br />
SPSA bei, da sie alle drei Aspekte berücksichtigt,<br />
nämlich die probabilistische seismische<br />
Gefährdungsanalyse (PSHA), die seismische<br />
Fragilitätsanalyse (SFA) und die seismische Anlagenantwortanalyse<br />
(PSRA).<br />
l<br />
Authors<br />
Junghyun Ryu<br />
Moosung Jae<br />
Department <strong>of</strong> Nuclear Engineering<br />
Hanyang University, Seoul,<br />
Republic <strong>of</strong> Korea<br />
In general, based on the internal events probability<br />
safety assessment (PSA) model, the<br />
number <strong>of</strong> basic events <strong>for</strong> structures, systems<br />
<strong>and</strong> components (SSCs) considered in<br />
the PSA <strong>of</strong> nuclear power plants is more than<br />
1000. If all basic events are considered in the<br />
seismic probabilistic safety assessment<br />
(SPSA) model, the PSA model becomes excessively<br />
large <strong>and</strong> the result is extremely complicated.<br />
On the other h<strong>and</strong>, in the case <strong>of</strong><br />
calculating seismic-induced initiating event<br />
frequency using the binary decision diagram<br />
method, there is a limitation on the number<br />
<strong>of</strong> basic events, so all equipment cannot be<br />
included <strong>and</strong> proper screening criteria is required.<br />
In order to minimize the case <strong>for</strong> fragility<br />
analysis, which requires the largest<br />
budget in SPSA, appropriate equipment selection<br />
is essential. In this paper, after examining<br />
the screening criteria generally considered<br />
in SPSA in Korea <strong>and</strong> the United States,<br />
we propose a methodology <strong>for</strong> selecting<br />
equipment <strong>for</strong> SPSA that can improve the assessment<br />
results. In short, the equipment selection<br />
methodology proposed in this paper<br />
is expected to help with reasonable <strong>and</strong> realistic<br />
SPSA as it considers all three aspects,<br />
namely, probabilistic seismic hazard analysis<br />
(PSHA), seismic fragility analysis<br />
(SFA), <strong>and</strong> seismic plant response analysis<br />
(PSRA).<br />
1. Introduction<br />
A typical seismic probability safety assessment<br />
(SPSA) requires geological, structural,<br />
<strong>and</strong> systems analysts. In the case <strong>of</strong><br />
probabilistic seismic hazard analysis<br />
(PSHA), geological experts can independently<br />
per<strong>for</strong>m the analysis, but structural<br />
experts per<strong>for</strong>ming seismic fragility analysis<br />
(SFA). Probability safety assessment<br />
(PSA) model analysts per<strong>for</strong>ming system<br />
analysis, cannot per<strong>for</strong>m the analysis independently.<br />
Only when the analysis is per<strong>for</strong>med<br />
through mutual co-operation between<br />
the two fields can a reasonable result<br />
be achieved. This is a unique characteristic<br />
<strong>of</strong> SPSA.<br />
For SPSA, a seismic equipment list (SEL) is<br />
first prepared, <strong>and</strong> reviews <strong>of</strong> the design,<br />
construction installation data, walkdown<br />
<strong>and</strong> system are conducted to analyze structures,<br />
systems <strong>and</strong> components (SSCs) that<br />
have little or no effect on the safety <strong>of</strong> the<br />
entire power plant. The final selected SSCs<br />
are reflected in the PSA model to per<strong>for</strong>m<br />
SPSA. The following are the considerations<br />
in selecting a general SEL [1]:<br />
––<br />
Identify SSCs that are important to safe<br />
shutdown from full-power PRA models.<br />
––<br />
Identify SSCs from a review <strong>of</strong> seismic<br />
evaluation per<strong>for</strong>med <strong>for</strong> the IPEEE (Individual<br />
Plant Examination <strong>for</strong> External<br />
Events).<br />
––<br />
Identify structures <strong>and</strong> passive components<br />
that are important to the seismic<br />
response.<br />
––<br />
Identify additional SSCs from a plant<br />
walkdown.<br />
As can be seen from the above SEL selection<br />
criteria, equipment is required systematically<br />
<strong>for</strong> the safe shutdown <strong>of</strong> a nuclear<br />
power plant, <strong>and</strong> critical equipment vulnerable<br />
to earthquakes is selected through<br />
seismic response analysis <strong>and</strong> site surveys.<br />
In this paper, we propose the equipment<br />
selection methodology that should be essential<br />
to SPSA using the characteristics <strong>of</strong><br />
individual plants <strong>and</strong> internal events PSA<br />
<strong>for</strong> existing qualitative <strong>and</strong> ambiguous selection<br />
criteria.<br />
2. Practices <strong>for</strong> seismic<br />
equipment selection <strong>and</strong><br />
screening criteria<br />
In this paper, we review the practice <strong>of</strong> SEL<br />
selection <strong>and</strong> characteristics based on cases<br />
applied in Korea <strong>and</strong> the United States.<br />
In Korea, when an SPSA is per<strong>for</strong>med, the<br />
SEL is selected in consideration <strong>of</strong> the general<br />
points mentioned in Chapter 1. After<br />
preparing the SEL, special screening criteria<br />
are set, which will be reviewed in detail<br />
here. Quantitative screening means that<br />
SSCs, which generally establish <strong>and</strong> meet<br />
appropriate screening criteria that are expected<br />
not to affect overall plant safety, are<br />
excluded from the SPSA model, <strong>and</strong> reflect<br />
<strong>and</strong> analyze only equipment <strong>and</strong> buildings<br />
that do not meet the screening criteria <strong>of</strong><br />
the SPSA model.<br />
For example, there are two screening criteria:<br />
the first is the specific median accelera-<br />
61
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic probability safety assessment <strong>for</strong> nuclear power plants <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
tion capacity (A m ), <strong>and</strong> the second is the<br />
high confidence <strong>of</strong> a low probability <strong>of</strong> failure<br />
(HCLPF). First, if A m is set as the screening<br />
criteria, it should not contribute to<br />
plant safety risk regardless <strong>of</strong> the results <strong>of</strong><br />
the site’s PSHA, so a relatively high value<br />
should be set as the screening criteria,<br />
which can be an overly conservative analysis.<br />
Moreover, there is a weakness in that<br />
there is no difference in core damage frequency<br />
(CDF), which is a risk metric <strong>for</strong><br />
SPSA between a power plant with a high<br />
probability <strong>of</strong> seismic occurrence on the<br />
site <strong>and</strong> a power plant with a low probability<br />
<strong>of</strong> seismic occurrence.<br />
Second, when HCLPF is set as the screening<br />
criteria, its value is the result <strong>of</strong> the<br />
convolution <strong>of</strong> the hazard curve derived by<br />
PSHA <strong>and</strong> fragility <strong>of</strong> a single piece <strong>of</strong><br />
equipment. As an example, if 1.00E-05/yr,<br />
the convolution value computed in between<br />
the fragility <strong>of</strong> specific equipment<br />
<strong>and</strong> the site hazard curve is set as the<br />
screening criterion HCLPF, even if all <strong>of</strong><br />
this equipment directly causes core damage,<br />
its CDF is 5.00E-07/yr, meaning less<br />
impact. In other words, HCLPF corresponds<br />
to a probability <strong>of</strong> equipment failure<br />
<strong>of</strong> 0.05 based on 95 % reliability; so<br />
conservatively, if the corresponding earthquake<br />
occurrence frequency is 1.00E-05/<br />
yr, the final CDF corresponds to 5.00E-07/<br />
yr. This will be analyzed in detail in the following<br />
sections; however, the disadvantage<br />
is that the SPSA results will be optimistic<br />
if seismic-induced failures are excluded<br />
on a single screening criterion<br />
because equipment that is critical to plant<br />
safety shutdown can be used in various<br />
seismic-induced initiating events <strong>and</strong> contributes<br />
to the CDF <strong>of</strong> each initiating event.<br />
In the case <strong>of</strong> the United States, ASME/<br />
ANS RA-S-2008, which can be called a PRA<br />
st<strong>and</strong>ard, describes as follows [2]:<br />
––<br />
DEVELOP seismic fragilities <strong>for</strong> all those<br />
structures, systems, or components, or<br />
combination there<strong>of</strong>, identified by the<br />
systems analysis.<br />
––<br />
If screening <strong>of</strong> high seismic capacity components<br />
is per<strong>for</strong>med, DESCRIBE fully<br />
the basis <strong>for</strong> screening <strong>and</strong> supporting<br />
documents. For example, it is acceptable<br />
to apply the guidance given in EPRI NP-<br />
6041-SL, Rev. 1, <strong>and</strong> NUREG/CR-4334 to<br />
screen out components with high seismic<br />
capacity. However, CHOOSE the screening<br />
level high enough that the contribution<br />
to core damage frequency <strong>and</strong> large<br />
early release frequency from the<br />
screened-out components is not significant.<br />
This provides a vague criterion that fragility<br />
analysis should be per<strong>for</strong>med to reflect<br />
all SSCs in the SPSA model <strong>and</strong> screening<br />
can be applied, <strong>and</strong> this case should not<br />
have a serious impact on both CDF <strong>and</strong><br />
large early release frequency (LERF). Next,<br />
guidance suggesting the US SPSA methodology<br />
recommends determining the detailed<br />
fragility analysis SSCs through the<br />
steps below [1].<br />
––<br />
Step 1: Screen Inherently Rugged Structures,<br />
Systems, <strong>and</strong> Components.<br />
––<br />
Step 2: Assign Initial, Representative<br />
Fragility Values <strong>for</strong> Structures, Systems,<br />
<strong>and</strong> Components.<br />
––<br />
Step 3: Create <strong>and</strong> Quantify an Initial<br />
Seismic Probability Risk Assessment<br />
Model.<br />
––<br />
Step 4: Rank the Systems, Structures,<br />
<strong>and</strong> Components by Importance Measure.<br />
––<br />
Step 5: Per<strong>for</strong>m Detailed Fragility Calculations<br />
<strong>for</strong> the Risk-Important Structures,<br />
Systems, <strong>and</strong> Components.<br />
––<br />
Step 6: Document the Seismic Equipment<br />
List Screening Process.<br />
All equipment except “inherently rugged<br />
structures, systems, <strong>and</strong> components” is<br />
considered in the SPSA model, so the evaluation<br />
result is quite conservative <strong>and</strong> the<br />
SPSA model must be established in advance<br />
to per<strong>for</strong>m this analysis. In addition,<br />
since there are no specific screening criteria<br />
<strong>for</strong> detailed fragility analysis, there is a<br />
weakness in that the results may differ depending<br />
on the judgment criteria <strong>of</strong> the<br />
per<strong>for</strong>ming expert. As mentioned above, it<br />
is recommended that all SSCs should be<br />
included in the SEL <strong>and</strong> qualitatively selected<br />
<strong>and</strong> removed within the range that<br />
does not affect the entire CDF or LERF;<br />
however, no methodology can find a systematic<br />
method <strong>for</strong> this.<br />
3. Sensitivity analysis <strong>for</strong> single<br />
HCLPF screening criteria<br />
The Nuclear Energy Institute (NEI) presents<br />
the screening criteria <strong>for</strong> per<strong>for</strong>ming<br />
Tab. 1. Equipment fragility data <strong>for</strong> sensitivity case [3].<br />
Component Description A m βU βR HCLPF<br />
SEIS-BS-CRANE Seismic failure <strong>of</strong> polar crane damages reactor vessel causing core damage 1.34 0.3 0.3 0.50<br />
SEIS-RC-RPV Seismic failure <strong>of</strong> Reactor Vessel 1.34 0.3 0.3 0.50<br />
SEIS-RC-RPVINT Seismic failure <strong>of</strong> Vessel Internals causes ATWS 1.34 0.3 0.3 0.50<br />
SEIS-SW-FO-TNK Seismic failure <strong>of</strong> ESW diesel fuel oil tank 1-SW-TK-1 1.25 0.24 0.37 0.45<br />
SEIS-RH-PUMPS Seismic failure <strong>of</strong> MD RHR pumps 1.03 0.17 0.31 0.45<br />
SEIS-EE-FO-TKS Seismic failure <strong>of</strong> underground EDG Fuel Oil tanks 1-EE-TK-2A/B 1.07 0.3 0.3 0.40<br />
SEIS-EP-EDG Seismic Failure <strong>of</strong> the Emergency Diesel Generators (EDG-1, 2, 3) 1.07 0.3 0.3 0.40<br />
SEIS-EP-LCC Seismic failure <strong>of</strong> Load Control Centers 1-EP-LCC-1H/J,1H/J-1 0.97 0.24 0.31 0.39<br />
SEIS-EP-BATT Seismic failure <strong>of</strong> station batteries 1(2)-EPD-B-1A/B 1.02 0.19 0.42 0.35<br />
SEIS-EE-DAY-TK Seismic failure <strong>of</strong> EDG fuel oil day tanks 1.08 0.45 0.24 0.33<br />
SEIS-EP-XFRMR Seismic failure <strong>of</strong> 4kv-480v trans<strong>for</strong>mers 1(2)-EP-TRAN-1H/J <strong>and</strong> 1H/J1 0.83 0.24 0.25 0.37<br />
SEIS-BC-BCHX Seismic failure <strong>of</strong> Bearing Cooling HXs results in flood <strong>of</strong> the Emergency Switchgear Room 0.77 0.25 0.22 0.35<br />
SEIS-CC-CCHX Seismic failure <strong>of</strong> CCW HX results in flood <strong>of</strong> the Emergency Switchgear Room 0.68 0.32 0.18 0.29<br />
SEIS-EP-MCC-CV Seismic failure <strong>of</strong> Motor Control Centers in Cable Vault <strong>and</strong> Tunnel 0.68 0.32 0.22 0.28<br />
SEIS-EP-MCC-SB Seismic failure <strong>of</strong> Motor Control Centers in Service Building 0.69 0.23 0.36 0.26<br />
SEIS-EE-FO-PMP Seismic failure <strong>of</strong> the EDG Fuel Oil Transfer Pumps 0.68 0.3 0.3 0.25<br />
SEIS-FW-TDAFW Seismic failure <strong>of</strong> Turbine-driven Aux feed water pump 0.68 0.3 0.3 0.25<br />
SEIS-CS-RWST Seismic failure <strong>of</strong> Refueling Water <strong>Storage</strong> Tank 1-CS-TK-1 0.55 0.3 0.2 0.24<br />
SEIS-BS-TBLDG Seismic failure <strong>of</strong> the Turbine building causes loss <strong>of</strong> canal(SW) <strong>and</strong> leads to core damage 0.53 0.42 0.23 0.17<br />
SEIS-EP-LOOP Seismic failure <strong>of</strong> <strong>of</strong>fsite power 0.4 0.22 0.22 0.19<br />
SEIS-CN-ECST Seismic failure <strong>of</strong> Emergency Condensate <strong>Storage</strong> Tank 1-CN-TK-1 0.32 0.2 0.07 0.20<br />
SEIS-EP-AAC-DG Seismic failure <strong>of</strong> Alternate AC Diesel (batteries) 0.13 0.32 0.24 0.05<br />
62
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic probability safety assessment <strong>for</strong> nuclear power plants<br />
Tab. 2. R<strong>and</strong>om failure <strong>and</strong> human error probability <strong>for</strong> sensitivity case [3].<br />
Component Description Mean Error Factor Distribution<br />
Type<br />
1EEEDG-FR-1EEEG1 EDG-1 Fails to run 1.90E-02 1.26 Log normal<br />
1EEEDG-TM-1EEEG1 EDG-1 in Test or Maintenance 1.90E-02 1.21 Log normal<br />
1SACMP-FS-1SAC2C Service Air Compressor 1-SA-C-2 fails to start 4.22E-03 1.12 Log normal<br />
2EEEDG-FR-2EEEG1 EDG-2 Fails to run 1.90E-02 1.26 Log normal<br />
2EEEDG-TM-2EEEG1 EDG-2 in Test or Maintenance 1.90E-02 1.21 Log normal<br />
3EEEDG-FR-3EEEG1 EDG-3 Fails to run 1.90E-02 1.26 Log normal<br />
3EEEDG-TM-3EEEG1 EDG-3 in Test or Maintenance 1.90E-02 1.21 Log normal<br />
AACEDG-TM-DG0M Alternate AC diesel in Test or Maintenance 3.07E-02 1.49 Log normal<br />
HEP-C-1AFW-SLO Operator fails to align alternate AFW source during seismic event - low g 2.64E-02 3 Log normal<br />
HEP-C-FTSESW-SLO Operator fails to start Emergency SW pump during seismic event - low g 2.54E-03 12.8 Log normal<br />
HEP-C-FTSIA-SLO Operator fails to start Instrument Air compressor during seismic event - low g 3.60E-03 3 Log normal<br />
PROB-RCCA-2 Fraction <strong>of</strong> Control Rods that fail to insert that exceeds emergency boration success criteria 5.50E-01 1 Uni<strong>for</strong>m<br />
PROB-RCPSL-182 Probability <strong>of</strong> 182 gpm RCP seal leak 1.98E-01 1 Uni<strong>for</strong>m<br />
REC-RHRHX-SLO Operator fails to align RHR during seismic event - low g 3.48E-01 1 Uni<strong>for</strong>m<br />
fragility calculation [3], which is similar to<br />
the HCLPF screening criteria applied in Korea.<br />
To confirm the validity <strong>of</strong> the screening<br />
criteria presented in this report, we per<strong>for</strong>med<br />
a sensitivity analysis using the top<br />
50 cutsets <strong>of</strong> SPSA based on the data contained<br />
in this report. The sensitivity analysis<br />
consisted <strong>of</strong> SPSA models assuming 4th<br />
seismic acceleration intervals <strong>for</strong> convenience.<br />
As a quantification tool, s<strong>of</strong>tware using<br />
minimal cutsets upper bound (MCUB)<br />
methodology was used, but over-estimated<br />
CDF was derived from high seismic acceleration<br />
interval <strong>and</strong> quantified using<br />
FTeMC [4] s<strong>of</strong>tware with Monte Carlo simulation.<br />
The top 50 cutsets presented in the<br />
report consist <strong>of</strong> 22 seismic-induced failures,<br />
ten r<strong>and</strong>om failure events, <strong>and</strong> four<br />
human errors events, as shown in Ta b l e s<br />
1 <strong>and</strong> 2 . These cutsets are also considered<br />
in the success sequence.<br />
In this paper, sensitivity analysis is carried<br />
out on two cases. First, we analyzed the<br />
changes in CDF according to the application<br />
<strong>of</strong> the screening criteria using the results<br />
<strong>of</strong> the convolution with the single<br />
piece <strong>of</strong> equipment; <strong>and</strong> second, we analyzed<br />
the changes in CDF when each piece<br />
<strong>of</strong> equipment with similar HCLPF size is<br />
not considered in the model. To utilize the<br />
results <strong>of</strong> the first, single piece <strong>of</strong> equipment<br />
convolute with seismic hazard curve.<br />
The convolution value was derived using<br />
PRASSE [5], which is used in the quantification<br />
analysis <strong>of</strong> seismic-induced initiating<br />
events with binary decision diagram<br />
method <strong>and</strong> Monte Carlo simulation. The<br />
results are shown in Ta b l e 3 .<br />
As Ta b l e 2 shows, the higher the HCLPF<br />
value, the smaller the convolution result,<br />
but it can be seen that there is a slight difference,<br />
depending on β R <strong>and</strong> β U . Table 4<br />
shows the sensitivity analysis according to<br />
two screening criteria.<br />
When screening criteria 5.00E-5/yr is applied,<br />
four pieces <strong>of</strong> equipment are excluded<br />
from the model, <strong>and</strong> the CDF reduction<br />
is 0.5 % based on the base model, so there is<br />
no significant effect. With screening criteria<br />
1.00E-4/yr, the change in the overall CDF is<br />
around 4 %, indicating that applying higher<br />
Tab. 3. Convolution result <strong>for</strong> sensitivity case.<br />
Component Case Convolution<br />
probability<br />
SEIS-BS-CRANE<br />
screening criteria can have a significant impact<br />
on the overall results. There<strong>for</strong>e, the<br />
appropriate screening criteria was found to<br />
be effective because they might not have a<br />
significant impact on the entire CDF.<br />
HCLPF<br />
3.11E-05 0.50<br />
SEIS-RC-RPV<br />
Case 1<br />
3.11E-05 0.50<br />
SEIS-RC-RPVINT<br />
Under 5.00E-05<br />
3.11E-05 0.50<br />
SEIS-SW-FO-TNK 4.20E-05 0.45<br />
SEIS-RH-PUMPS<br />
5.89E-05 0.45<br />
SEIS-EE-FO-TKS 6.60E-05 0.40<br />
SEIS-EP-EDG Case 2<br />
6.60E-05 0.40<br />
Under 1.00E-04<br />
SEIS-EP-LCC 8.07E-05 0.39<br />
SEIS-EP-BATT 8.61E-05 0.35<br />
SEIS-EE-DAY-TK 8.62E-05 0.33<br />
SEIS-EP-XFRMR<br />
1.14E-04 0.37<br />
SEIS-BC-BCHX 1.38E-04 0.35<br />
SEIS-CC-CCHX 2.08E-04 0.29<br />
SEIS-EP-MCC-CV 2.16E-04 0.28<br />
SEIS-EP-MCC-SB 2.26E-04 0.26<br />
SEIS-EE-FO-PMP 2.33E-04 0.25<br />
-<br />
SEIS-FW-TDAFW 2.33E-04 0.25<br />
SEIS-CS-RWST 3.46E-04 0.24<br />
SEIS-BS-TBLDG 4.69E-04 0.17<br />
SEIS-EP-LOOP 6.56E-04 0.19<br />
SEIS-CN-ECST 9.39E-04 0.20<br />
SEIS-EP-AAC-DG 5.21E-03 0.05<br />
Tab. 4. Sensitivity analysis result <strong>for</strong> screening criteria.<br />
Case Screening Criteria # <strong>of</strong> screening<br />
out component<br />
CDF<br />
- ΔCDF(%)<br />
Base model - - 6.38E-04/yr -<br />
Case 1 Under 5.00E-05 4 6.35E-04/yr 0.50 %<br />
Case 2 Under 1.00E-04 10 6.14E-04/yr 3.81 %<br />
63
Equipment selection methodology <strong>of</strong> seismic probability safety assessment <strong>for</strong> nuclear power plants <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 5. Sensitivity analysis result <strong>for</strong> various equipment exclusion.<br />
Component Description Am βu βr HCLPF ΔCDF(%)<br />
SEIS-EP-BATT Seismic failure <strong>of</strong> station batteries 1.02 0.19 0.42 0.35 -2.25%<br />
SEIS-EE-DAY-TK Seismic failure <strong>of</strong> EDG fuel oil day tanks 1.08 0.45 0.24 0.33 -2.22%<br />
SEIS-EP-XFRMR Seismic failure <strong>of</strong> 4kv-480v trans<strong>for</strong>mers 0.83 0.24 0.25 0.37 -0.20%<br />
SEIS-BC-BCHX Seismic failure <strong>of</strong> Bearing Cooling HXs 0.77 0.25 0.22 0.35 -0.96%<br />
Although an attempt was made to review<br />
more cases <strong>of</strong> PSHA <strong>and</strong> seismic core damage<br />
frequency (SCDF), the published data<br />
are limited <strong>and</strong> insufficient to infer an accurate<br />
correlation; however, the trend can<br />
be confirmed using published data. The<br />
values that represent the correlation between<br />
site SPHA <strong>and</strong> SCDF are the probability<br />
<strong>of</strong> exceeding 1.0 g <strong>and</strong> the probability<br />
<strong>of</strong> exceeding the safety shutdown earthquake<br />
(SSE). First, the probability <strong>of</strong> seismic<br />
acceleration exceeding 1.0 g corresponds<br />
to a very large earthquake magnitude,<br />
so most power plants assume that<br />
direct core damage occurs. However, as a<br />
result <strong>of</strong> reviewing the case <strong>of</strong> power plants<br />
based on this value, it is difficult to represent<br />
the characteristics <strong>of</strong> seismic hazards<br />
based on Pr(a>1.0 g), since the core damage<br />
frequency <strong>for</strong> earthquakes exceeding<br />
Second, we examine the amount <strong>of</strong> change<br />
in CDF <strong>for</strong> equipment with similar HCLPF.<br />
Even with similar HCLPF value, the A m<br />
value may show large difference according<br />
to the β value, <strong>and</strong> the effect may be very<br />
different depending on the seismic acceleration<br />
intervals determined. In addition,<br />
the accident sequence varies depending on<br />
the plant characteristics, so the target<br />
equipment contributes to plant safety<br />
which can have a very different effect on<br />
the entire CDF. There<strong>for</strong>e, screening based<br />
on single HCLPF criteria will not be able to<br />
underst<strong>and</strong> all the effects without per<strong>for</strong>ming<br />
various sensitivity analyses <strong>and</strong><br />
may have an optimistic effect on the overall<br />
results. Ta b l e 5 shows the analysis <strong>of</strong> the<br />
effect on CDF that is reduced when four<br />
pieces <strong>of</strong> equipment with similar HCLPF<br />
(battery; emergency diesel generator fuel<br />
oil day tank; 4 kV-480 V trans<strong>for</strong>mer; <strong>and</strong><br />
bearing cooling heat exchanger) are excluded<br />
from the model.<br />
As a result, it can be seen that in the case <strong>of</strong><br />
the battery, the reduction rate <strong>of</strong> CDF is<br />
very large, corresponding to 2.25 %, but in<br />
the case <strong>of</strong> the trans<strong>for</strong>mer, it is very small,<br />
corresponding to 0.2 %. There<strong>for</strong>e, it can<br />
be seen that if a single HCLPF criterion is<br />
applied <strong>and</strong> screened-out, the effect on the<br />
entire CDF is different <strong>for</strong> each piece <strong>of</strong><br />
equipment, <strong>and</strong> thus further analysis is required.<br />
Tab. 6. Comparison <strong>of</strong> PSHA <strong>and</strong> Seismic CDF <strong>for</strong> reference plant [6, 7].<br />
Site name Pr (a>SSE) Pr (a>1.0g) Seismic CDF Seismic CDF Proportion<br />
(Over 1.0g)<br />
Seabrook 4.62E-04 3.80E-06 2.99E-05 13 %<br />
Krsko 4.00E-04 1.40E-06 5.96E-05 2 %<br />
Limerick 2.29E-04 1.79E-06 5.72E-06 31 %<br />
IP2 2.12E-04 1.75E-06 8.40E-06 21 %<br />
Millstone 3 1.82E-04 1.47E-06 8.85E-06 17 %<br />
Surry 1.32E-04 6.00E-07 2.37E-05 3 %<br />
Average 2.61E-04 1.79E-06 1.99E-05 14 %<br />
0.00010<br />
0.00008<br />
1.0 g accounts <strong>for</strong> a range <strong>of</strong> approximately<br />
2 % - 14 %.<br />
Next, we reviewed the probability <strong>of</strong> exceeding<br />
SSE. Since SSE is the reference<br />
value <strong>for</strong> seismic design <strong>of</strong> safety-related<br />
SSC, it can be assumed that in the event <strong>of</strong><br />
an earthquake below SSE, most equipment<br />
can maintain its function, which has a significant<br />
impact on plant safety be<strong>for</strong>e <strong>and</strong><br />
after the seismic acceleration corresponding<br />
to this value. When plotting the correlation<br />
between the probability <strong>of</strong> occur-<br />
SCDF<br />
4. Equipment selection<br />
methodology<br />
As discussed in the previous section, equipment<br />
selection <strong>for</strong> SPSA is not being carried<br />
out using a rational approach, such as<br />
by single screening criteria or conservatively<br />
considering all equipment. In this<br />
paper, we propose a methodology <strong>for</strong> an<br />
equipment selection methodology based<br />
on all three analysis steps <strong>of</strong> SPSA.<br />
SCDF (/yr)<br />
0.00006<br />
0.00004<br />
0.00002<br />
0.00000<br />
4.1 Determination <strong>of</strong> site seismic hazard<br />
region using PSHA<br />
PSHA is the step <strong>of</strong> evaluating the site-specific<br />
seismic probability that is the input to<br />
the SPSA. Basically, the probability <strong>of</strong> an<br />
earthquake is the most important step because<br />
it directly affects the probability <strong>of</strong> a<br />
seismic-induced initiating event. In this paper,<br />
we reviewed the correlation between<br />
various SPSA cases <strong>and</strong> PSHA <strong>of</strong> each site.<br />
Ta b l e 6 shows the specific values <strong>of</strong><br />
the site-specific seismic hazard curve <strong>and</strong><br />
CDF values <strong>for</strong> each nuclear power plant<br />
[6, 7].<br />
0.0000 0.0001 0.0002 0.0003 0.0004 0.0005 0.0006 0.0007 0.0008<br />
Pr(a>SSE) (/yr)<br />
Fig. 1. Relationship <strong>of</strong> Seismic Core Damage Frequency (SCDF) <strong>and</strong> probability <strong>for</strong> SSE.<br />
Tab. 7. Categorized site region <strong>for</strong> PSHA.<br />
Category Region name Pr (a>SSE) Recurrence period (yr)<br />
Region A Very high risk region Over 4.00E-04/yr Under 2,500 year<br />
Region B High risk region 2.00E-04/yr ~ 4.00E-04/yr 2,500 year ~ 5,000 year<br />
Region C Medium risk region 1.00E-04/yr ~ 2.00E-04/yr 5,000 year ~ 10,000 year<br />
Region D Low risk region Under 1.00E-04/yr Over 10,000 year<br />
64
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Continuation <strong>of</strong> table 8 on the next page<br />
rence <strong>of</strong> SSE <strong>and</strong> CDF, it can be seen that<br />
the correlation between the two variables<br />
is high, as shown in F i g u r e 1 .<br />
There<strong>for</strong>e, if this value is broadly divided<br />
into four types, as shown in Ta b l e 7, it is<br />
possible to classify the possibility <strong>of</strong> earthquake<br />
occurrence on the site by reoccurrence<br />
period.<br />
In the methodology proposed in this paper,<br />
the probability <strong>of</strong> SSE occurrence is basically<br />
divided into four major sections, <strong>and</strong><br />
we intend to use this as the basis <strong>for</strong> determining<br />
the equipment groups that need to<br />
be subjected to fragility analysis. In the<br />
case <strong>of</strong> Region A, since earthquakes are<br />
very likely to occur, it is suggested that the<br />
number <strong>of</strong> equipment groups that need to<br />
be analyzed <strong>for</strong> fragility is most; <strong>and</strong> in the<br />
case <strong>of</strong> Region D, the equipment target <strong>for</strong><br />
fragility analysis is least because <strong>of</strong> the lowest<br />
probability <strong>of</strong> earthquakes. To examine<br />
the adequacy <strong>of</strong> the four distinct values,<br />
the data on the seismic hazard values <strong>of</strong><br />
power plants operating in the US [8] are<br />
examined as shown in F i g u r e 2 .<br />
Based on these values, it can be seen that<br />
the 61 power plants comprise 7 % in Region<br />
A, 21 % in Region B, <strong>and</strong> 26 % in Region C.<br />
Lastly, Region D occupies 46 %. It can be<br />
seen that the criteria are valid <strong>for</strong> classifying<br />
the overall seismic hazard trend <strong>of</strong> a<br />
specific site.<br />
Annual Frequency <strong>of</strong> exceedance (/yr)<br />
3.00E-03<br />
2.50E-03<br />
2.00E-03<br />
1.50E-03<br />
1.00E-03<br />
5.00E-04<br />
0.00E+00<br />
0.05 0.08 0.15 0.19 0.25 0.3 0.4 0.5 0.65 0.8 1<br />
Accelation (g)<br />
Fig. 2. Hazard curve <strong>for</strong> US nuclear power plant [8].<br />
Tab. 8. Categorized equipment group <strong>for</strong> general fragility data.<br />
Group Category Equipment HCLPF<br />
I<br />
Electrical Equipment Offsite power 0.09<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Large flat-bottomed tank 0.15<br />
Electrical Equipment<br />
480 VAC Motor Control Center (MCC) / Switchgear /<br />
Bus (unanchored)<br />
0.17<br />
Electrical Equipment 5 kV+ AC Bus / Switchgear (Unanchored) 0.17<br />
Electrical Equipment<br />
DC Motor Control Center (MCC) / Switchgear / Bus (Unanchored)<br />
0.17<br />
Electrical Equipment Panel (Electric or Instrument) (Unanchored) 0.17<br />
4.2 Determination <strong>of</strong> equipment group<br />
<strong>for</strong> fragility analysis<br />
The second step <strong>of</strong> the SPSA is seismic fragility<br />
analysis. Seismic fragility analysis is<br />
per<strong>for</strong>med by a structural expert, <strong>and</strong> it is a<br />
step to evaluate the seismic resistance <strong>for</strong><br />
the weakest failure mode <strong>of</strong> each piece <strong>of</strong><br />
equipment <strong>and</strong> to determine the median<br />
acceleration capacity (A m ); with β R <strong>and</strong> β U<br />
representing the variability. Seismic fragility<br />
analysis requires the greatest consumption<br />
<strong>of</strong> time <strong>and</strong> budget among the three<br />
steps, as structural experts with the particular<br />
expertise need to per<strong>for</strong>m the analysis,<br />
as well as review <strong>and</strong> conduct on-site<br />
verification <strong>of</strong> many data such as design,<br />
construction, <strong>and</strong> installation works.<br />
There<strong>for</strong>e, the methodology proposed in<br />
this paper is a method that suggests a way<br />
to minimize such analysis. First, through a<br />
survey <strong>of</strong> sufficient data on the fragility <strong>of</strong><br />
general equipment, we examine the characteristics<br />
<strong>of</strong> the fragility <strong>of</strong> equipment generally<br />
installed in power plants. A great deal<br />
<strong>of</strong> research has been conducted on the fragility<br />
<strong>of</strong> general equipment. Among this research,<br />
according to the SPID report [9],<br />
the fragility <strong>of</strong> SSCs can be largely classified<br />
into three, <strong>and</strong> the first inherently rugged<br />
SSCs generally have very high seismic resistance,<br />
so there is no need to include inherently<br />
rugged SSCs in the SPSA model.<br />
Second, SSCs with somewhat high seismic<br />
resistance are reflected in the SPSA model<br />
if the impact on SPSA is significant after reviewing<br />
the magnitude. In the last case,<br />
II<br />
III<br />
Pump & Compressors Diesel-driven pump (non-safety) 0.17<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Turbine building 0.17<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Other non-safety buildings 0.17<br />
Piping Buried piping (non-safety pipe) 0.18<br />
Piping Distributed piping system (welded steel pipe) 0.19<br />
Electrical Equipment Cable tray 0.21<br />
Pump & Compressors Motor-driven pump 0.25<br />
Pump & Compressors Turbine-driven pump 0.25<br />
Electrical Equipment 480 VAC Motor Control Center (MCC) / Switchgear /<br />
Bus (Anchored)<br />
0.26<br />
Piping Distributed piping system (cast iron pipe) 0.26<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Small tank 0.30<br />
HX & HVAC Chiller 0.31<br />
Piping Small LOCA (SLOCA) 0.31<br />
HX & HVAC Air h<strong>and</strong>ling unit (AHU) / Room Cooler / Fan 0.33<br />
Electrical Equipment Panel (Electric or Instrument) (Anchored) 0.34<br />
Electrical Equipment Relay Chatter Failure (During Seismic Event) 0.34<br />
Pump & Compressors Large vertical, centrifugal pump (motor-driven, non-safety) 0.34<br />
Electrical Equipment Batteries 0.35<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Reactor internals <strong>and</strong> core assembly 0.35<br />
Piping Buried piping (safety pipe) 0.36<br />
Electrical Equipment Trans<strong>for</strong>mer (Indoor) 0.37<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Containment building / drywell 0.38<br />
Electrical Equipment Emergency Diesel Generator (EDG) 0.40<br />
Pump & Compressors Diesel-driven pump (safety) 0.45<br />
HX & HVAC HVAC duct 0.48<br />
Pump & Compressors Reactor coolant pump / Recirculation pump 0.50<br />
Continuation <strong>of</strong> table 8 on the next page<br />
65
Continuation <strong>of</strong> table 8 <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Continuation <strong>of</strong> table 8<br />
Tab. 8. Categorized equipment group <strong>for</strong> general fragility data.<br />
Group Category Equipment HCLPF<br />
III<br />
IV<br />
Pump & Compressors Compressor 0.51<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks<br />
SSCs must be considered in the SPSA model.<br />
In this paper, equipment groups are classified<br />
into four types based on generic fragility<br />
data, <strong>and</strong> the results are shown in<br />
Table 8.<br />
Table 8 refers to three reports [1, 10, 11],<br />
<strong>and</strong> the equipment is categorized conservatively<br />
based on the lowest HCLPF value.<br />
The equipment group according to HCLPF<br />
value has the following characteristics:<br />
––<br />
Group I (HCLPF: 0.2 g or less): Generally,<br />
the seismic acceleration corresponding<br />
to plant SSE is taken to 0.2 g, so when<br />
an earthquake occurs, SSCs will fail with<br />
a probability <strong>of</strong> around 5 %. This equipment<br />
group includes <strong>of</strong>fsite power sources,<br />
which are generally considered the<br />
most vulnerable <strong>of</strong> plant installations,<br />
fixed electrical panels without anchor<br />
bolts, non-safety class buildings, <strong>and</strong><br />
yard tanks. In this case, the equipment<br />
corresponding to the most vulnerable<br />
group should always be considered regardless<br />
<strong>of</strong> the magnitude <strong>of</strong> the site seismic<br />
hazard curve. Typical yard tanks include<br />
condensate storage tank <strong>and</strong> refueling<br />
water storage tank.<br />
Reactor building / auxiliary building / control building /<br />
fuel building<br />
0.51<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Safety diesel generator building 0.51<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Other safety buildings 0.51<br />
Electrical Equipment 4 kV+ AC Bus / Switchgear (Anchored) 0.52<br />
Piping Medium LOCA (MLOCA) 0.53<br />
Electrical Equipment Battery Charger 0.55<br />
Electrical Equipment Inverter 0.55<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Reactor pressure vessel (RPV) 0.58<br />
Valves Large (>10”D) Motor-Operated Valve (MOV) / Damper 0.60<br />
Valves Small (
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong> Continuation <strong>of</strong> table 8<br />
direct core damage. However, this equipment<br />
may be excluded if the frequency <strong>of</strong><br />
occurrence is calculated to be below 1.00E-<br />
07/yr, which corresponds to the typical<br />
initial event screening criteria [12]. Ta -<br />
b l e 9 shows equipment that can initiate<br />
seismic event in general light-water reactor<br />
nuclear power plant.<br />
In general, seismic events can occur in seismic-induced<br />
loss <strong>of</strong> coolant accident, loss<br />
<strong>of</strong> power, loss <strong>of</strong> control, loss <strong>of</strong> ultimate<br />
heat sink, main steam line break, <strong>and</strong> anticipated<br />
transient without scram.<br />
Next, when the seismic-induced initiating<br />
event occurs, an analysis <strong>of</strong> the equipment<br />
considered to mitigate the event is per<strong>for</strong>med.<br />
Like all external event analysis,<br />
SPSA basically uses the event tree <strong>and</strong> fault<br />
tree used in the internal event PSA. Here,<br />
non-safety <strong>and</strong> non-seismic equipment that<br />
cannot be used conservatively is excluded<br />
from the model. However, although seismic-induced<br />
initiating events are different<br />
from internal events, the primary heat removal,<br />
which is essential <strong>for</strong> mitigation <strong>of</strong><br />
the accident, must be per<strong>for</strong>med by the<br />
same equipment <strong>and</strong> procedure. There<strong>for</strong>e,<br />
in the ASME St<strong>and</strong>ard, which is considered<br />
the st<strong>and</strong>ard <strong>of</strong> the PSA, equipment corresponding<br />
to the st<strong>and</strong>ard can be listed<br />
based on FV (Fussell-Vesely) importance<br />
0.005 higher <strong>and</strong> RAW (Risk Achievement<br />
Worth) value <strong>of</strong> two or higher, which are<br />
the criteria that can be used to classify significant<br />
basic events. To confirm the application<br />
<strong>of</strong> importance value, a sensitivity<br />
analysis was per<strong>for</strong>med on the reference<br />
nuclear power plant. In Ta b l e 10 , we<br />
Tab. 10. Sensitivity analysis result <strong>for</strong> importance analysis <strong>of</strong> internal events PSA.<br />
CASE<br />
# <strong>of</strong> basic event <strong>for</strong><br />
SPSA model<br />
% <strong>of</strong> baseline<br />
CDF<br />
Base model 1,798 100.0 %<br />
Only FV important basic event 49 97.0 %<br />
Only RAW important basic event 217 95.9 %<br />
Intersection FV <strong>and</strong> RAW important basic event 24 95.5 %<br />
Union FV or RAW important basic event 242 97.6 %<br />
show the difference between the results <strong>of</strong><br />
the existing SPSA <strong>and</strong> CDF when only the<br />
equipment that was evaluated as important<br />
in internal events was modeled.<br />
As a result, it is confirmed that the results<br />
<strong>of</strong> the sensitivity analysis showed no significant<br />
difference between the case <strong>of</strong><br />
modeling all equipment <strong>and</strong> the case <strong>of</strong><br />
modeling only equipment that was evaluated<br />
as important in internal events. When<br />
242 items <strong>of</strong> equipment, 13 % <strong>of</strong> the total <strong>of</strong><br />
1798, were modeled in the SPSA model,<br />
the CDF was 97.6 % <strong>of</strong> the baseline CDF,<br />
<strong>and</strong> even when 49 pieces <strong>of</strong> equipment<br />
classified as important in basic events<br />
based on FV are modeled, a result equivalent<br />
to 97 % <strong>of</strong> the baseline CDF was obtained.<br />
In addition, even when only 24<br />
pieces <strong>of</strong> equipment were considered, a<br />
value corresponding to 95.5 % <strong>of</strong> the CDF<br />
value <strong>of</strong> the base model was derived, indicating<br />
that the importance <strong>of</strong> other equipment<br />
other than this was much lower than<br />
expected. There<strong>for</strong>e, it is judged that the<br />
equipment selection methodology based<br />
on the values <strong>of</strong> the internal event FV <strong>and</strong><br />
RAW is much more rational than the existing<br />
HCLPF-based method, <strong>and</strong> is an efficient<br />
method that can reflect the characteristics<br />
<strong>of</strong> the SPSA model.<br />
4.4 Summary <strong>of</strong> the proposed<br />
equipment selection methodology<br />
The procedure is shown in F i g u r e 3 , a<br />
flow chart <strong>of</strong> the method <strong>of</strong> selecting equipment<br />
<strong>for</strong> seismic events over the three steps<br />
described above.<br />
First, based on the site seismic hazard curve<br />
obtained as a result <strong>of</strong> PSHA, the SSE value<br />
is checked, which is the design st<strong>and</strong>ard <strong>of</strong><br />
the power plant, <strong>and</strong> probability value exceeding<br />
SSE value is checked. After that,<br />
the region <strong>of</strong> the site is determined by<br />
checking the SSE reoccurrence period according<br />
to the SSE excess probability value.<br />
Through this value, the group <strong>of</strong> equipment<br />
that should per<strong>for</strong>m fragility analysis is determined.<br />
Next, based on the results <strong>of</strong> the<br />
PSA importance <strong>of</strong> internal events, basic<br />
events with an FV value <strong>of</strong> 0.005 or more or<br />
RAW value <strong>of</strong> two or more, are listed <strong>and</strong><br />
described in terms <strong>of</strong> the function <strong>of</strong> the system.<br />
However, basic events related to non-<br />
Fig. 3. Flowchart <strong>for</strong> the equipment selection methodology.<br />
67
Continuation <strong>of</strong> table 8 <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 11. Selected equipment <strong>for</strong> fragility analysis.<br />
Group Category Equipment Mitigation Function Selected equipment<br />
Electrical Equipment Offsite power - -<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Large flat-bottomed tank Auxiliary feed water supply Condensate storage tank<br />
I<br />
II<br />
High pressure injection<br />
Low pressure injection<br />
Diesel generator fuel supply<br />
Refueling water storage tank<br />
Refueling water storage tank<br />
EDG storage tank<br />
Electrical Equipment 480 VAC Motor Control Center (MCC) /<br />
Switchgear / Bus (unanchored)<br />
Plant control<br />
Load center<br />
Motor control center<br />
Electrical Equipment 5 kV+ AC Bus / Switchgear (Unanchored) Plant control Switchgear<br />
Electrical Equipment DC Motor Control Center (MCC) / Switchgear<br />
/ Bus (Unanchored)<br />
Plant control<br />
DC Panel<br />
Electrical Equipment Panel (Electric or Instrument) (Unanchored) Plant control Electrical panel<br />
Pump & Compressors Diesel-driven pump (non-safety) - -<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Turbine building - -<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Other non-safety buildings - -<br />
Piping Buried piping (non-safety pipe) - -<br />
Piping Distributed piping system (welded steel pipe) - -<br />
Electrical Equipment Cable tray - -<br />
Pump & Compressors Motor-driven pump Auxiliary feed water supply AF motor driven pump<br />
Component cooling water supply<br />
Essential chilled water supply<br />
Diesel generator fuel supply<br />
High pressure injection<br />
Low pressure injection<br />
Ultimate heat sink<br />
Component cooling water pump<br />
Essential chilled water pump<br />
EDG fuel pump<br />
HPSI pump<br />
LPSI pump<br />
NSCW pump<br />
Pump & Compressors Turbine-driven pump Auxiliary feed water supply AF turbine driven pump<br />
Electrical Equipment 480 VAC Motor Control Center (MCC) /<br />
Switchgear / Bus (Anchored)<br />
Plant control<br />
Load center<br />
Motor control center<br />
Piping Distributed piping system (cast iron pipe) - -<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Small tank Component cooling water supply Component cooling surge tank<br />
HX & HVAC Chiller Essential chilled water supply Chiller<br />
Piping Small LOCA (SLOCA) - -<br />
HX & HVAC Air h<strong>and</strong>ling unit (AHU) / Room Cooler / AF pump room cooling<br />
AF room AHU<br />
Fan<br />
Diesel generator room cooling<br />
EDG room AHU<br />
Reactor containment cooling<br />
Ultimate heat sink pump room cooling<br />
RCFC fan<br />
NSCW room AHU<br />
Electrical Equipment Panel (Electric or Instrument) (Anchored) Plant control Electrical panel<br />
Electrical Equipment Relay Chatter Failure (During Seismic Event) Plant control Electrical panel<br />
Pump & Compressors<br />
Large vertical, centrifugal pump<br />
(motor-driven, non-safety)<br />
- -<br />
Electrical Equipment Batteries Plant control Electrical panel<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Reactor internals <strong>and</strong> core assembly - -<br />
Piping Buried piping (safety pipe) - -<br />
Electrical Equipment Trans<strong>for</strong>mer (Indoor) - -<br />
Structures <strong>and</strong> Tanks Containment building / drywell - -<br />
Electrical Equipment Emergency Diesel Generator (EDG) Emergency power supply Emergency diesel generator<br />
seismic equipment <strong>and</strong> human error are<br />
excluded among the results <strong>of</strong> the PSA importance<br />
<strong>of</strong> internal events. Finally, equipment<br />
is derived through cross-examination<br />
between the equipment required <strong>for</strong> the<br />
function <strong>of</strong> the mitigating equipment derived<br />
from an internal event <strong>and</strong> the equipment<br />
group subject to fragility analysis.<br />
5. Case study <strong>for</strong> the equipment<br />
selection methodology<br />
In this paper, we compare <strong>and</strong> analyze the<br />
seismic PSA results <strong>of</strong> the reference nuclear<br />
power plant using the proposed methodology.<br />
Existing PSA results could not be considered,<br />
as detailed data on the walkdown<br />
could not be collected. However, even if the<br />
walkdown is excluded, the results are sufficient<br />
to demonstrate the effectiveness <strong>of</strong><br />
the methodology proposed in this paper.<br />
The first step is the analysis <strong>of</strong> site-specific<br />
PSHA results. The review <strong>of</strong> the corresponding<br />
hazard curves indicates that the<br />
probability <strong>of</strong> earthquake occurrence is<br />
68
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong> Continuation <strong>of</strong> table 8<br />
relatively low, <strong>and</strong> the probability <strong>of</strong> exceeding<br />
0.2 g on the SSE basis corresponds<br />
to 1.06E-04/yr, corresponding to the Region<br />
C medium risk region proposed in this<br />
paper. In terms <strong>of</strong> the likelihood <strong>of</strong> earthquake<br />
occurrence, it is a value that is approximately<br />
54 % <strong>of</strong> the total power plants<br />
in terms <strong>of</strong> seismic hazard considered by<br />
F i g u r e 2 . Based on this, the plant needs<br />
to review equipment groups I <strong>and</strong> II subject<br />
to fragility analysis. Fragility analysis<br />
groups I <strong>and</strong> II include general vulnerable<br />
equipment including <strong>of</strong>fsite power sources<br />
<strong>and</strong> yard tanks, as well as general active<br />
equipment. The next analysis is the plant<br />
seismic response analysis using internal<br />
events PSA results; 74 basic events were selected<br />
with an FV value <strong>of</strong> 0.005 or more<br />
<strong>and</strong> 253 basic events with a RAW value <strong>of</strong><br />
two or more. Among them, 30 pieces <strong>of</strong><br />
equipment that satisfy both FV <strong>and</strong> RAW<br />
are considered, along with 297 basic<br />
events. Excluding 20 human error basic<br />
events <strong>and</strong> 26 non-seismic basic events,<br />
251 basic events are considered. In addition,<br />
except <strong>for</strong> valves, flow elements, flow<br />
transmitters, radiation transmitters, dampers<br />
<strong>and</strong> filters, which are inherently rugged<br />
SSCs, the total 136 basic events are derived.<br />
The 136 basic events derived can be divided<br />
into related systems <strong>and</strong> equipment<br />
types to achieve the following 14 critical<br />
system functions. Here, if we review the 14<br />
important functions, we can confirm easily<br />
the unique operating characteristics <strong>of</strong> the<br />
reference plant.<br />
––<br />
Auxiliary feedwater (AF) supply<br />
––<br />
AF pump room cooling<br />
––<br />
Emergency power supply<br />
––<br />
Component cooling water supply<br />
––<br />
Diesel generator fuel supply<br />
––<br />
Diesel generator room cooling<br />
––<br />
Essential chilled water supply<br />
––<br />
High-pressure injection<br />
––<br />
Low-pressure injection<br />
––<br />
Plant control<br />
––<br />
Ultimate heat sink<br />
––<br />
Reactor containment cooling<br />
––<br />
Safety actuation signal<br />
––<br />
Ultimate heat sink pump room cooling<br />
In the end, cross-examining 14 critical systems<br />
<strong>and</strong> functions with fragility equipment<br />
groups I <strong>and</strong> II, the results shown in<br />
Ta b l e 11 are obtained.<br />
The number <strong>of</strong> equipment items derived<br />
through cross-examination is a total <strong>of</strong> 23,<br />
which is a very small result considering the<br />
overall equipment in nuclear power plants.<br />
However, when reviewing the previously<br />
analyzed SPSA results, it can be confirmed<br />
that all devices are considered important in<br />
the existing SPSA model except <strong>for</strong> the three<br />
pieces <strong>of</strong> equipment that initiate seismicinduced<br />
initiating events, so the methodology<br />
proposed in this paper is very efficient.<br />
It can be confirmed that it is reasonable.<br />
6. Conclusion<br />
In this study, a methodology <strong>of</strong> the equipment<br />
selection <strong>for</strong> SPSA is proposed. The<br />
single HCLPF screening criterion which<br />
has been applied <strong>for</strong> SPSA reflects some <strong>of</strong><br />
the site-specific PSHA results but does not<br />
reflect the plant design characteristics, so if<br />
the single HCLPF screening criterion is applied<br />
to the model based on this, an optimistic<br />
evaluation can be made. The methodology<br />
proposed in this paper has the following<br />
advantages:<br />
Safety aspects: Single HCLPF screening criteria<br />
is not applied, <strong>and</strong> all equipment is<br />
not reflected in the model using general<br />
fragility data, so realistic <strong>and</strong> reasonable<br />
SPSA results are expected.<br />
Economics aspects: As the largest portion<br />
<strong>of</strong> the required manpower <strong>for</strong> SPSA is the<br />
detailed fragility analysis work, the methodology<br />
proposed in this paper is economically<br />
beneficial as the number <strong>of</strong> pieces <strong>of</strong><br />
equipment subject to SPSA decreases.<br />
The equipment selection methodology proposed<br />
in this paper requires analysis <strong>of</strong> all<br />
three parts <strong>of</strong> SPSA, unlike the previously<br />
proposed methodology. This means that<br />
selecting equipment through consideration<br />
<strong>of</strong> only one part, such as PSHA, may<br />
lead to incorrect results. SPSA has its own<br />
uncertainty, so if one factor affects several<br />
steps, the uncertainty becomes very large.<br />
There<strong>for</strong>e, the analysis <strong>of</strong> equipment not<br />
essential <strong>for</strong> SPSA can increase this uncertainty,<br />
so it can be said that it is necessary<br />
<strong>for</strong> a much more realistic analysis that is<br />
not considered in advance.<br />
In recent years, SPSA has evolved from a<br />
single unit criterion evaluation to an evaluation<br />
<strong>of</strong> multiple units operating at one<br />
site. In this case, the number <strong>of</strong> equipment<br />
items h<strong>and</strong>led by the SPSA increases, resulting<br />
in unnecessary model enlargement.<br />
There<strong>for</strong>e, even in such case, it is necessary<br />
to select equipment that has a significant<br />
simplification <strong>of</strong> the SPSA model <strong>and</strong> the<br />
accuracy <strong>of</strong> the analysis <strong>of</strong> the quantitative<br />
results, <strong>and</strong> minimize unnecessary analysis.<br />
There<strong>for</strong>e, it is expected that uncertainty<br />
errors will be minimized.<br />
Acknowledgments<br />
This work was supported by the Nuclear<br />
Safety Research Program (No. 2101052)<br />
through the Korea Foundation Of Nuclear<br />
Safety (KOFONS), Republic <strong>of</strong> Korea<br />
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Institute; 2013, 3002000709.<br />
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Institute; 2012, KAERI/TR-4649.<br />
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Seismic. USA: Electric Power Research Institute;<br />
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Institute; 2010, 1020756.<br />
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in Probabilistic Risk Assessment. USA:<br />
influence on seismic events, FIND <strong>and</strong> & GET applying FOUND! POWERJOBS.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
the equipment selection methodology proposed<br />
in this paper can contribute to the 1022997. <br />
Electric Power Research Institute; 2011,<br />
l<br />
ONLINE–SHOP | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG/SHOP<br />
JOBS IM INTERNET | WWW.<strong>VGB</strong>.ORG<br />
69
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Comprehensive analytical study on<br />
the integrity <strong>of</strong> containment against<br />
hydrogen threats during severe<br />
accidents in 650 MWe PWR<br />
Yu Jung Choi, Doo Yong Lee, Jin Yong Lee, Youn Joon Choo <strong>and</strong> Dae Young Lee<br />
Kurzfassung<br />
Analytische Studie zur Integrität des<br />
Sicherheitsbehälters bei schweren<br />
Unfällen mit Wasserst<strong>of</strong>ffreisetzung<br />
in einem 650-MWe-DWR<br />
Ungeachtet der Installation von PARs (Passive<br />
Auto-Catalyst Recombiners) in allen in Betrieb<br />
befindlichen KKWs (Kernkraftwerken) in Korea<br />
als Gegenmaßnahme zur Kontrolle von Wasserst<strong>of</strong>f<br />
bei schweren Unfällen nach den Nuklearunfällen<br />
in Fukushima, gibt es Bedenken über wasserst<strong>of</strong>fbedingte<br />
Risiken wie Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />
oder Explosion in der Öffentlichkeit. Die<br />
meisten Studien über Wasserst<strong>of</strong>f bei schweren<br />
Unfällen konzentrierten sich auf das Verhalten<br />
des Wasserst<strong>of</strong>fs im Sicherheitsbehälter. Daher<br />
wurde in dieser Studie eine umfassende analytische<br />
Untersuchung der Integrität eines Sicherheitsbehälters<br />
zu Gefährdungen durch Wasserst<strong>of</strong>f<br />
in KKWs durchgeführt. Als Referenzanlage<br />
wurde der Westinghouse-PWR (Druckwasserreaktor)<br />
des Typs 650 MWe ausgewählt. Um die<br />
Integrität des Sicherheitsbehälters zu bestätigen,<br />
wurde eine Analyse schwerer Unfälle mit dem<br />
MAAP5-Code für die Referenzanlage durchgeführt.<br />
Anschließend wurden die aus den Berechnungsergebnissen<br />
von MAAP5 gewonnenen In<strong>for</strong>mationen<br />
zu Massen- und Energiefreisetzung<br />
als Basisin<strong>for</strong>mationen für die Analyse der Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />
mit dem GASFLOW-MPI-<br />
Code verwendet. Anschließend wurden die Ergebnisse<br />
des Druckverhaltens bei der Wasserst<strong>of</strong>fverbrennung<br />
aus dem GASFLOW-MPI-Code<br />
für die Bewertung der strukturellen Reaktion<br />
auf die Integrität eines Sicherheitsbehälters mit<br />
dem ABAQUS-Code verwendet. Schließlich bestätigten<br />
die Bewertungsergebnisse, dass die<br />
strukturelle Integrität des Sicherheitsbehälters<br />
für das Referenz-KKW gegenüber Gefährdungen<br />
durch Wasserst<strong>of</strong>f innerhalb des Sicherheitskriteriums<br />
für den Sicherheitsbehälter lag. l<br />
Authors<br />
Yu Jung Choi<br />
aKorea Hydro & Nuclear Power Co.,Ltd<br />
Daejeon, Republic <strong>of</strong> Korea<br />
Doo Yong Lee<br />
Jin Yong Lee<br />
Youn Joon Choo<br />
Dae Young Lee<br />
FNC Technology Co.,Ltd.<br />
Gyeonggi-do, Korea<br />
Regardless <strong>of</strong> installation <strong>of</strong> PARs (Passive<br />
Auto-catalyst Recombiners) at all operating<br />
NPPs (Nuclear Power Plants) in Korea as a<br />
countermeasure <strong>of</strong> hydrogen control during<br />
severe accidents after the Fukushima nuclear<br />
accidents, there are still concerns about hydrogen-related<br />
risks such as hydrogen combustion<br />
or explosion <strong>for</strong> the public. But, most<br />
hydrogen studies under severe accident conditions<br />
were focus on the hydrogen behavior<br />
in the containment. There<strong>for</strong>e, comprehensive<br />
analytical investigation on the integrity<br />
<strong>of</strong> a containment against hydrogen threats in<br />
NPPs was evaluated in this study. The Westinghouse<br />
type 650 MWe PWR (Pressurized<br />
Water Reactor) was selected as the reference<br />
plant. To confirm the integrity <strong>of</strong> the containment<br />
against hydrogen threats, severe<br />
accident analysis was per<strong>for</strong>med using the<br />
MAAP5 code <strong>for</strong> the reference plant. Then,<br />
mass <strong>and</strong> energy discharge in<strong>for</strong>mation obtained<br />
from the calculation results <strong>of</strong> MAAP5<br />
was used <strong>for</strong> basic in<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> hydrogen<br />
combustion analysis using the GASFLOW-<br />
MPI code. And then, pressure response results<br />
<strong>of</strong> hydrogen combustion from the GASFLOW-<br />
MPI code were utilized <strong>for</strong> evaluation <strong>of</strong><br />
structural response to the integrity <strong>of</strong> a containment<br />
using the ABAQUS code. Finally,<br />
the assessment results confirmed that the<br />
structural integrity <strong>of</strong> the containment <strong>for</strong><br />
the reference NPP against the hydrogen<br />
threats was within the safety criterion <strong>for</strong> the<br />
containment.<br />
1. Introduction<br />
Following the Fukushima nuclear accidents,<br />
there has been growing interest in<br />
developing effective countermeasures<br />
against hydrogen explosions during severe<br />
accidents at NPPs. As part <strong>of</strong> follow-up<br />
measures, the Korean government has conducted<br />
a comprehensive safety inspection<br />
<strong>of</strong> all operating NPPs in Korea. A total <strong>of</strong> 50<br />
recommendations <strong>for</strong> safety improvement<br />
<strong>of</strong> operating NPPs were drawn as a result <strong>of</strong><br />
the safety inspection [1]. Among them, the<br />
installation <strong>of</strong> passive hydrogen removal<br />
facility was derived as one <strong>of</strong> the countermeasures<br />
against severe accidents. The objective<br />
<strong>of</strong> hydrogen control under severe<br />
accidents is to secure the integrity <strong>of</strong> a containment<br />
as the last barrier <strong>of</strong> defense in<br />
depth. Accordingly, in order to hydrogen<br />
control in the containment against events<br />
such as hydrogen combustion or explosion<br />
under severe accident conditions, PARs<br />
(Passive Auto-catalyst Recombiners) were<br />
additionally installed in all operating NPPs.<br />
However, despite the installation <strong>of</strong> PARs,<br />
there still remain concerns about the possibility<br />
<strong>of</strong> hydrogen threats such as hydrogen<br />
combustion or explosion in terms <strong>of</strong><br />
the integrity <strong>of</strong> the containment.<br />
There are many studies on the behavior<br />
<strong>and</strong> control <strong>of</strong> hydrogen in containment in<br />
the events <strong>of</strong> severe accidents. THAI (Thermal-hydraulics,<br />
Hydrogen, Aerosol, <strong>and</strong><br />
Iodine) projects, under the framework <strong>of</strong><br />
the international OECD/NEA (Organization<br />
<strong>for</strong> Economic Cooperation <strong>and</strong> Development/Nuclear<br />
Energy Agency), were<br />
representative international joint research<br />
projects. The THAI projects were per<strong>for</strong>med<br />
many experimental <strong>and</strong> analytical<br />
studies in a total <strong>of</strong> three rounds from 2007<br />
to 2019. Concerning hydrogen issues, hydrogen<br />
distribution, hydrogen deflagration,<br />
PAR per<strong>for</strong>mance under various conditions<br />
such as ignition, O2 starvation,<br />
counter-current flow conditions were per<strong>for</strong>med<br />
experiments <strong>and</strong> benchmark analysis<br />
[2]. In Korea, hydrogen behaviors in<br />
OPR1000 <strong>and</strong> APR1400 containment during<br />
severe accidents were studied [3-4].<br />
However, the THAI projects dealt only with<br />
the behavior <strong>of</strong> hydrogen inside the THAI<br />
facility, <strong>and</strong> all most analytical studies also<br />
only dealt with the thermal-hydraulic behaviors<br />
<strong>of</strong> hydrogen inside the containment.<br />
In the event <strong>of</strong> a severe accident,<br />
comprehensive quantitative evaluations <strong>of</strong><br />
the hydrogen threat <strong>and</strong> the consequent<br />
structural integrity <strong>of</strong> the containment<br />
have rarely been per<strong>for</strong>med.<br />
There<strong>for</strong>e, in this study, a comprehensive<br />
analytical evaluation <strong>of</strong> the integrity <strong>of</strong> the<br />
containment building was per<strong>for</strong>med to<br />
check the possibility <strong>of</strong> hydrogen threats<br />
70
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats<br />
Review <strong>of</strong> PSA results<br />
Selection <strong>of</strong> initiating events among<br />
PSA results <strong>for</strong> severe accident analysis<br />
Severe accident analysis<br />
(using the MAAP5 code)<br />
3D analysis <strong>of</strong> hydrogen behavior <strong>and</strong><br />
combustion in the containment<br />
(using the GASFLOW-MPI code)<br />
3D analysis <strong>of</strong> structural response <strong>for</strong><br />
the integrity <strong>of</strong> containment<br />
(using the ABAQUS code)<br />
under severe accident conditions The<br />
Westinghouse-type 650 MWe PWR was<br />
used as the reference PWR <strong>for</strong> the evaluation.<br />
. A detailed assessment <strong>of</strong> the hydrogen<br />
threat in the containment was conducted<br />
using a 3D analysis. F i g u r e 1<br />
shows the assessment procedure in this<br />
study. In section 2, in order to review the<br />
integrity <strong>of</strong> the containment against hydrogen<br />
threats, accident scenarios were first<br />
chosen <strong>for</strong> the analysis <strong>of</strong> severe accidents.<br />
Subsequently, a severe accident analysis<br />
was per<strong>for</strong>med to determine the mass <strong>and</strong><br />
energy discharges to the containment during<br />
severe accidents. With the obtained<br />
mass <strong>and</strong> energy data, the static pressure<br />
in the containment was calculated in the<br />
event <strong>of</strong> hydrogen combustion in section 3.<br />
Then, the responses <strong>of</strong> the containment<br />
structure were evaluated on the basis <strong>of</strong><br />
the combustion static pressure <strong>of</strong> hydrogen.<br />
Finally, the integrity <strong>of</strong> the containment<br />
against hydrogen threats under severe<br />
accident conditions was evaluated in<br />
section 4 <strong>and</strong> conclusion.<br />
2. Selection <strong>of</strong> accident<br />
sequences <strong>and</strong> analysis<br />
Analysis <strong>for</strong><br />
in-containment<br />
against hydrogen<br />
threats<br />
Analysis <strong>for</strong> the structure <strong>of</strong><br />
containment against<br />
hydrogen threats<br />
Fig. 1. Overall procedure <strong>of</strong> the comprehensive analysis on the integrity <strong>of</strong> containment against<br />
hydrogen threats.<br />
Tab. 1. Level 1 PSA sequences <strong>of</strong> the reference<br />
plant.<br />
Sequences Percent [%]<br />
LOCCW 70.99<br />
LOOP 6.06<br />
MLOCA 2.08<br />
SLOCA 1.22<br />
Other transients 19.65<br />
Tab. 2. Key characteristics <strong>of</strong> the reference<br />
plant (WH-650MWe) [5].<br />
Parameter<br />
Value<br />
Reactor Power (MWth) 1,876<br />
Mass <strong>of</strong> zircaloy (lb) 25,240<br />
RCS operating pressure (psig) 2,235<br />
Hot leg/ Cold leg temperature ( o F) 616.6/549.4<br />
Containment design pressure (psig) 44.8<br />
Containment free volume (ft 3 ) 1.44x10 6<br />
Hydrogen control system<br />
PARs<br />
the atmosphere in the containment with<br />
the progress <strong>of</strong> the severe accident, were<br />
evaluated. Accident sequences were chosen<br />
based on the PDS (Plant Damage Status)<br />
[5]. In addition, the characteristics <strong>of</strong><br />
the accidents <strong>and</strong> the location where hydrogen<br />
is discharged to the containment<br />
were considered. As a result, the LOCCW<br />
(Loss Of Component Cooling Water) scenario,<br />
<strong>and</strong> LOOP (Loss Of Offsite Power)<br />
scenario were selected as the accident cases<br />
<strong>for</strong> the analyses, <strong>and</strong> the accidents with<br />
the same characteristics <strong>of</strong> transient accidents<br />
<strong>and</strong> discharge points were excluded.<br />
Additionally, the SLOCA (Small Break Loss<br />
Of Coolant Accident) <strong>and</strong> MLOCA (Medium<br />
break Loss Of Coolant Accident), which<br />
are ranked high in terms <strong>of</strong> the PDS, were<br />
selected. Ta b l e 1 shows the selected scenarios<br />
are dominant sequences in PSA results.<br />
The mass <strong>and</strong> energy discharge quantities<br />
<strong>for</strong> the selected accidents were calculated<br />
using the MAAP5 severe accident analysis<br />
code [7]. The MAAP5 is an integrated system<br />
analysis code used to evaluate severe<br />
accidents <strong>of</strong> NPPs. As a result <strong>of</strong> these analyses,<br />
the gas composition <strong>and</strong> thermal-hydraulic<br />
results, including the hydrogen<br />
concentration in the containment, were<br />
obtained. Only PARs were considered <strong>for</strong><br />
hydrogen control. The NUKEM correlation,<br />
which is the most conservative among<br />
the hydrogen removal rate correlations,<br />
was applied to calculate the PAR removal<br />
rate.<br />
The MAAP5 nodalization was composed <strong>of</strong><br />
the containment comprised 28 nodes,<br />
55 flow paths, <strong>and</strong> a total <strong>of</strong> 237 heat sinks,<br />
as shown in F i g u r e 2 . Key characteristics<br />
<strong>of</strong> the reference plant <strong>for</strong> severe accident<br />
analysis were shown in Ta b l e 2 . Ta -<br />
b l e 3 summarizes the results <strong>of</strong> the severe<br />
accident analysis obtained using the<br />
MAAP5, including the timing <strong>of</strong> the occurrence<br />
<strong>of</strong> major events such as core uncover,<br />
core melt progression, corium relocation<br />
into the lower head, <strong>and</strong> reactor vessel failure.<br />
In addition, it is possible to check the<br />
maximum average hydrogen concentration<br />
<strong>of</strong> the containment in each accident scenario.<br />
From the accident analysis results,<br />
the highest average hydrogen concentration,<br />
6.43 vol. %, is detected in the case <strong>of</strong><br />
MLOCA. This value confirms that hydrogen<br />
is sufficiently controlled below the<br />
regulatory st<strong>and</strong>ard, which stipulates that<br />
the hydrogen concentration must be managed<br />
at an average value <strong>of</strong> 10 vol. % or<br />
less. F i g u r e 3 . shows the typical steam<br />
Accident sequences were selected <strong>for</strong> the<br />
analysis <strong>of</strong> severe accidents. To choose the<br />
accident sequences, accident scenarios<br />
based on the results <strong>of</strong> a PSA (Probabilistic<br />
Safety Assessment) <strong>of</strong> the reference plant<br />
were referred. A 3D analysis <strong>of</strong> the containment<br />
under severe accident conditions was<br />
per<strong>for</strong>med to evaluate its structural integrity<br />
against hydrogen threat. First, the<br />
thermal-hydraulic conditions, such as the<br />
pressure, temperature, <strong>and</strong> composition <strong>of</strong><br />
Tab. 3. Severe accident progression <strong>and</strong> maximum hydrogen fraction in containment.<br />
Cases LOCCW LOOP MLOCA SLOCA<br />
Core Uncover [h] 3.5 2.25 0.04 4.77<br />
Max. Core Temperature<br />
exceeds 2500K [h]<br />
Corium relocation into Lower<br />
Head [h]<br />
6.74 3.37 7.69 5.67<br />
8.87 5.75 9.28 7.10<br />
Reactor Vessel Failure [h] 12.88 6.03 10.67 8.38<br />
Max. Hydrogen fraction [-] 0.05067 0.04522 0.06434 0.06333<br />
71
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
3. Three-dimensional analysis <strong>of</strong><br />
hydrogen behaviors<br />
Fig. 2. MAAP5 noding diagram <strong>of</strong> the reference plant (WH-650MWe) [8].<br />
Hydrogen flow rate in kg/sec<br />
0.10<br />
0.08<br />
0.06<br />
0.04<br />
0.02<br />
0.00<br />
0 2 4 6 8 10 12<br />
Time in hr<br />
Fig. 3. Hydrogen <strong>and</strong> steam discharge flow rates <strong>of</strong> LOCCW case.<br />
<strong>and</strong> hydrogen discharge behaviors in the<br />
LOCCW case. The discharge flow rate data<br />
corresponding to each accident case are<br />
Hydrogen<br />
Steam<br />
0.7<br />
0.6<br />
0.5<br />
0.4<br />
0.3<br />
0.2<br />
0.1<br />
0.0<br />
-0.1<br />
Steam flow rate in kg/secc<br />
used as boundary conditions in the 3D<br />
analysis <strong>of</strong> the hydrogen behavior, which is<br />
discussed in the next section.<br />
The GASFLOW-MPI code [9] was used to<br />
evaluate the behavior <strong>and</strong> combustion <strong>of</strong><br />
hydrogen in the containment. The GAS-<br />
FLOW-MPI code is a parallel computational<br />
fluid dynamics code developed by the<br />
Karlsruhe Institute <strong>of</strong> Technology (KIT).<br />
This code help evaluate the 3D hydrogen<br />
distribution in the containment <strong>and</strong> help<br />
judge the possibility <strong>of</strong> flame acceleration<br />
(FA) <strong>and</strong> the transition from deflagration<br />
to detonation (DDT). The GASFLOW-MPI<br />
code can more capably deal with relatively<br />
complex compartment structure <strong>and</strong> geometrical<br />
models than lumped parameter<br />
codes, such as the MAAP5 code mentioned<br />
above. In addition, it can h<strong>and</strong>le two-phase<br />
flows based on a homogeneous equilibrium<br />
model, gas mixture flows based on the turbulent<br />
model, <strong>and</strong> the latent heat transfer<br />
phenomenon in containment heat structures.<br />
The GASFLOW-MPI provides a PAR<br />
model <strong>of</strong> the NIS <strong>and</strong> Siemens types. The<br />
NIS model, which can describe NUKME<br />
PAR applied in the same manner as the<br />
MAAP5 severe accident analysis, was used<br />
<strong>for</strong> the removal <strong>of</strong> hydrogen.<br />
First, a CAD model was developed on the<br />
basis <strong>of</strong> the Westinghouse-type 650 MWe<br />
PWR containment design drawings, <strong>and</strong><br />
the mesh generation was conducted to optimize<br />
the both the computational cost <strong>and</strong><br />
geometric details <strong>of</strong> the containment structure.<br />
Components models, such as PAR,<br />
spray, <strong>and</strong> fan cooler, were added to simulate<br />
the hydrogen behavior. Ta b l e 4 summarizes<br />
the detailed containment model<br />
development <strong>for</strong> the GASFLOW-MPI analysis.<br />
F i g u r e 4 shows the developed containment<br />
mesh model <strong>and</strong> PAR component<br />
arrangements.<br />
The 3D hydrogen combustion phenomenon<br />
was evaluated on the basis <strong>of</strong> the containment<br />
model developed in this study.<br />
The purpose <strong>of</strong> the hydrogen combustion<br />
calculation was to produce a combustion<br />
load to evaluate the structural integrity <strong>of</strong><br />
the containment. Hydrogen combustion<br />
was calculated using the GASFLOW-MPI<br />
code to produce conservative hydrogen<br />
combustion dynamic loads from the viewpoint<br />
<strong>of</strong> the structural integrity <strong>of</strong> the containment.<br />
The results were then used as<br />
boundary conditions <strong>for</strong> the containment<br />
structure analysis using the ABAQUS code,<br />
described in the next section. The hydrogen<br />
combustion dynamic load analysis was a<br />
combustion load analysis (A-series) based<br />
on the actual analysis results <strong>of</strong> each severe<br />
accident scenario, described in Section 2,<br />
<strong>and</strong> combustion load analysis (B-series)<br />
under conditions that can be conservatively<br />
estimated based on the results <strong>of</strong> the A-series<br />
was considered. For the A-series analysis,<br />
the following criteria were applied to all<br />
the accident scenarios to select the hydrogen<br />
combustion load analysis.<br />
72
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats<br />
Tab. 4. Summary <strong>of</strong> the containment model <strong>for</strong> the 3D analysis using the GASFLOW-MPI code.<br />
Elements<br />
Specifications<br />
Mesh Number <strong>of</strong> cells : 71(X)×71(Y) × 81(Z) = 408,321<br />
Cell size: 59.2cm×59.2cm ×90.7 cm<br />
Passive heat sink<br />
Components<br />
PAR<br />
A<br />
Slab model: CAD structure<br />
Wall model: Steel shell containment, concrete shield building<br />
Sink model: Internal structures<br />
Containment spray<br />
Fan cooler<br />
NUKEM model<br />
Fig. 4. Containment model <strong>of</strong> the reference plant: (a) Containment mesh model,<br />
(b) PAR arrangement in the containment.<br />
B<br />
in each cell under the condition that the<br />
combustion model is activated. In addition,<br />
it is possible to calculate the <strong>for</strong>ced<br />
combustion using an ignitor. Spontaneous<br />
ignition spreads very quickly, while the<br />
combustion using an ignitor takes longer<br />
than spontaneous ignition until the flame<br />
starts at one location <strong>and</strong> burns all the hydrogen<br />
in the containment. There<strong>for</strong>e, in<br />
this study, both conditions can be applied<br />
to produce conservative combustion loads<br />
from the viewpoint <strong>of</strong> the structural analysis<br />
<strong>of</strong> the integrity <strong>of</strong> the containment; this<br />
ensures that the combustion is more active<br />
<strong>and</strong> occurs in a short time. The A1, A2, <strong>and</strong><br />
A5 cases result in thermodynamic <strong>and</strong> gas<br />
composition conditions in which combustion<br />
cannot occur. In addition, the A7 case<br />
showed no hydrogen release at the highest<br />
containment pressure. There<strong>for</strong>e, the<br />
combustion load analysis was per<strong>for</strong>med<br />
in eight cases, except <strong>for</strong> A1, A2, A5, <strong>and</strong><br />
A7.<br />
F i g u r e 5 <strong>and</strong> F i g u r e 6 show the typical<br />
hydrogen concentration <strong>and</strong> containment<br />
pressure distribution during combustion<br />
<strong>for</strong> the B3 case, respectively, <strong>for</strong> the<br />
analysis cases described in Ta b l e 6 . The<br />
B3 case is a case in which a very conservative<br />
condition with a very high hydrogen<br />
concentration is applied as a result <strong>of</strong> the<br />
combustion analysis assuming that there is<br />
––<br />
Compartment average maximum pressure<br />
timing (AP)<br />
––<br />
Compartment average maximum temperature<br />
timing (AT)<br />
––<br />
Compartment average maximum hydrogen<br />
concentration timing (AH)<br />
Ta b l e 5 shows the conditions <strong>of</strong> all the<br />
cases <strong>for</strong> the combustion load analysis. A<br />
total <strong>of</strong> 12 cases were selected by applying<br />
three combustion condition points to four<br />
severe accident scenarios. For the MLOCA<br />
case, the maximum pressure condition<br />
(A7) was not considered in the analysis because<br />
there was no hydrogen discharge until<br />
the point <strong>of</strong> reaching the maximum<br />
pressure. The conservative analysis conditions<br />
were also derived. The B1 case applies<br />
the regulatory requirement <strong>for</strong> the<br />
average hydrogen concentration in the<br />
containment: 10 vol. % <strong>of</strong> the average hydrogen<br />
concentration. The B2 case is reflected<br />
in the maximum hydrogen concentration<br />
value identified in the LOOP case<br />
analysis using MAAP5 as the initial condition<br />
<strong>of</strong> the entire containment. The B3 case<br />
is the condition at the point where the<br />
maximum average hydrogen concentration<br />
in the containment is shown just be<strong>for</strong>e the<br />
reactor vessel failure, assuming that PARs<br />
do not work in the event <strong>of</strong> a SLOCA, which<br />
is associated with the highest amount <strong>of</strong><br />
hydrogen discharge.<br />
The GASFLOW-MPI code whether or not<br />
spontaneous ignition is possible based on<br />
the Shapiro diagram considering <strong>of</strong> the hydrogen,<br />
oxygen, <strong>and</strong> steam concentrations<br />
Tab. 5. Test matrix <strong>for</strong> pressure analysis due to hydrogen combustion under severe accident<br />
conditions.<br />
Case<br />
Accident<br />
Scenario<br />
Time<br />
[s]<br />
Pressure<br />
[kPa]<br />
Temperature<br />
[K]<br />
H 2 O 2 H 2 O N 2<br />
A1(LW-WP-AP)<br />
44,046 210.8 398 0.024 0.070 0.491 0.416<br />
A2(LW-WP-AT)<br />
LOCCW<br />
(LW)<br />
45,950 210.5 398 0.022 0.068 0.494 0.416<br />
A3(LW-WP-AH) 32,124 183.3 461 0.059 0.106 0.417 0.583<br />
A4(LP-WP-AP)<br />
20,820 259.3 413 0.042 0.071 0.559 0.328<br />
A5(LP-WP-AT)<br />
LOOP<br />
(LP)<br />
20,720 234.0 438 0.035 0.039 0.728 0.198<br />
A6(LP-WP-AH) 24,222 193.6 478 0.059 0.081 0.444 0.417<br />
A7(MC-WP-AP)<br />
4,805 261.9 391 0.000 0.084 0.578 0.338<br />
A8(MC-WP-AT)<br />
MLOCA<br />
(ML)<br />
33,524 175.6 392 0.065 0.108 0.347 0.481<br />
A9(MC-WP-AH) 33,424 154.2 375 0.065 0.106 0.354 0.476<br />
A10(SC-WP-AP)<br />
26,918 173.9 380 0.061 0.109 0.332 0.498<br />
A11(SC-WP-AT)<br />
SLOCA<br />
(SL)<br />
26,418 171.8 382 0.060 0.112 0.325 0.503<br />
A12(SC-WP-AH) 28,718 156.0 415 0.072 0.109 0.277 0.541<br />
B1(LMT) Limited - 150.0 400 0.100 0.168 0.100 0.632<br />
B2(LP-WP-MH) LOOP 20,720 234.0 438 0.125 0.039 0.728 0.108<br />
B3(SC-WOP-AH)<br />
SLOCA<br />
W/O<br />
PAR*<br />
30,020 159.9 360 0.123 0.130 0.230 0.518<br />
* W/O PAR: Severe accident analysis per<strong>for</strong>med without PAR consideration.<br />
Tab. 6. Analysis results <strong>of</strong> the structural integrity <strong>of</strong> the containment against hydrogen threats.<br />
Case<br />
Membrane strain<br />
[%]<br />
Plastic strain<br />
[%]<br />
Equivalent stress<br />
[MPa]<br />
Displacement<br />
[mm]<br />
B1(LMT) 0.278 0.216 262.99 39.65<br />
B2(LP-WP-MH) 0.447 0.366 265.17 43.94<br />
B3<br />
(SC-WOP-AH)<br />
1.319 1.334 278.82 81.54<br />
73
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
no PAR condition in a SLOCA accident scenario,<br />
which is associated with the greatest<br />
amount <strong>of</strong> hydrogen generation. F i g -<br />
u r e 5 shows the hydrogen concentration<br />
in the containment with the combustion<br />
analysis. Combustion begins at the center<br />
<strong>of</strong> the containment, where ignition begins<br />
with the ignitor. The ignitor is set to generate<br />
sparks only <strong>for</strong> 0.01 seconds at the start<br />
<strong>of</strong> the calculation. Once combustion starts,<br />
it takes approximately 2.8 seconds <strong>for</strong> the<br />
flame to spread to the entire containment<br />
from where the first flame started <strong>and</strong> to<br />
burn approximately 90 % <strong>of</strong> the hydrogen.<br />
F i g u r e 6 shows the pressure increase at<br />
the end <strong>of</strong> the combustion compared with<br />
the initial amount <strong>of</strong> hydrogen be<strong>for</strong>e combustion.<br />
Unlike the hydrogen concentration<br />
shown in F i g u r e 5 , the pressure in<br />
the containment varies with a uni<strong>for</strong>m distribution<br />
over time without any local difference.<br />
F i g u r e 7 shows the behaviour <strong>of</strong> the<br />
combustion pressure in the containment<br />
during combustion. Although the tendencies<br />
<strong>of</strong> the pressure are slightly different<br />
with the combustion, it typically takes less<br />
than 10 seconds to complete the combustion.<br />
In F i g u r e 4 ( b ) the B-series is a<br />
case where the initial amount <strong>of</strong> hydrogen<br />
is greater than that in the (a) A-series case,<br />
<strong>and</strong> flame propagation is faster than that in<br />
the A-series. In B-series, the flame burns<br />
within 0.5 seconds <strong>and</strong> lasts than 3 seconds.<br />
Maximum pressure reached were<br />
also relatively high. In terms <strong>of</strong> structural<br />
integrity, the results <strong>of</strong> the B-series, which<br />
have high rates <strong>of</strong> pressure change in the<br />
containment during combustion, <strong>and</strong> high<br />
post-combustion pressure values, can be<br />
said to be more conservative. There<strong>for</strong>e,<br />
the results obtained from the B-series analysis<br />
were applied as the pressure load conditions<br />
<strong>for</strong> the integrity evaluation <strong>of</strong> the<br />
containment structure.<br />
Industry Code). Generally, the structural<br />
integrity <strong>of</strong> a containment should be sufficiently<br />
conservative to ensure the design<br />
state with the linear static analysis in KEP-<br />
IC. The purpose <strong>of</strong> this study was to conduct<br />
a structural integrity analysis through<br />
a dynamic analysis based on the hydrogen<br />
behavior; there<strong>for</strong>e, the SRP, which is considered<br />
to be more conservative than the<br />
KEPIC code, is applied as the evaluation<br />
criterion. To evaluate the safety in case <strong>of</strong><br />
accidents exceeding the design basis accident<br />
pressure, the criteria <strong>of</strong> the SRP require<br />
the evaluation <strong>of</strong> the pressure resistance<br />
capability <strong>of</strong> the containment. When<br />
the maximum global membrane strain<br />
away from discontinuities (the hoop membrane<br />
strain in a cylinder) reaches 1.5 %,<br />
the internal pressure capacity was evaluated.<br />
There<strong>for</strong>e, the analysis <strong>and</strong> evaluation<br />
were per<strong>for</strong>med by applying this criterion.<br />
In terms <strong>of</strong> the integrity <strong>of</strong> the containment<br />
structure, the dynamic load due<br />
to the hydrogen combustion is conservative<br />
when the gradient <strong>of</strong> the pressure<br />
change is sharp <strong>and</strong> the maximum pressure<br />
is also high. In this respect, the results <strong>of</strong><br />
the combustion load analysis described in<br />
Section 3 show that the B-series combustion<br />
condition is more conservative than<br />
(a) 0.0s (b) 0.2s (c) 0.4<br />
(d) 0.6s (3) 0.8s (f) 1.0s<br />
4. Evaluation <strong>of</strong> structural<br />
response <strong>for</strong> the integrity <strong>of</strong><br />
containment<br />
The structural response analysis <strong>of</strong> the<br />
combustion load in the containment was<br />
assessed using the commercial code,<br />
ABAQUS. The calculated results <strong>of</strong> the<br />
combustion pressure by the GASFLOW-<br />
MPI code were considered in the ABAQUS<br />
analysis. Using the finite element analysis<br />
model based on the 3D CAD configuration<br />
<strong>of</strong> the containment, a dynamic structural<br />
response analysis was per<strong>for</strong>med with the<br />
hydrogen combustion load <strong>of</strong> the containment.<br />
There are two criteria <strong>for</strong> evaluating<br />
the structural integrity <strong>of</strong> a containment.<br />
One is the criterion <strong>for</strong> evaluating the ultimate<br />
capacity <strong>of</strong> steel containments in the<br />
SRP (Safety Review Plan) <strong>for</strong> pressurized<br />
water reactor-type NPPs in Korean regulations<br />
[10], <strong>and</strong> the other is the design criterion<br />
<strong>for</strong> the KEPIC (Korea Electric Power<br />
(g) 1.2s (h) 2.0s (i) 2.8s<br />
Fig. 5. Hydrogen concentration from the combustion analysis <strong>for</strong> B3 case (SLOCA without PAR).<br />
(j) 3.6s (k) 4.0s (l) 4.6s<br />
Fig. 6. Pressure behavior from the combustion analysis <strong>for</strong> B3 case (SLOCA without PAR).<br />
74
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats<br />
5. Conclusion<br />
(a) 0.0s (b) 0.2s (c) 0.4s<br />
(d) 0.6s (e) 0.8s (f) 1.0s<br />
(g) 1.2s (h) 2.0s<br />
(i) 2.8s<br />
Fig. 7. Combustion pressure: (a) A-series, (b) B-series.<br />
In this study, the detailed hydrogen behavior<br />
<strong>and</strong> combustion in the containment <strong>of</strong> a<br />
reference NPP were evaluated. The structural<br />
integrity <strong>of</strong> the containment against<br />
hydrogen threat, such as hydrogen combustion<br />
was evaluated.<br />
For the analysis <strong>of</strong> the hydrogen behavior<br />
<strong>and</strong> combustion, first, severe accident sequences<br />
were selected <strong>for</strong> the reference<br />
NPP, <strong>and</strong> the amounts <strong>of</strong> hydrogen generated<br />
were calculated using the MAAP5<br />
code. Next, a 3D analysis <strong>of</strong> the hydrogen<br />
behavior <strong>and</strong> combustion in the containment<br />
was per<strong>for</strong>med using the GASFLOW-<br />
MPI code considering the amount <strong>of</strong> hydrogen<br />
generated <strong>and</strong> discharged to the<br />
containment obtained from the MAAP5<br />
results. As a result, the combustion pressure<br />
generated in the containment under<br />
each accident condition was obtained.<br />
Subsequently, the structural de<strong>for</strong>mation<br />
<strong>and</strong> stress response <strong>of</strong> the containment<br />
were analysed using the ABAQUS code. Because<br />
the hydrogen combustion load in the<br />
containment can take various <strong>for</strong>ms, the<br />
structural responses were evaluated under<br />
three combustion load conditions that are<br />
considered conservative in terms <strong>of</strong> the<br />
structural integrity <strong>of</strong> the containment<br />
among the results <strong>of</strong> the hydrogen combustion<br />
pressure generated under hypothetical<br />
conditions. A structural analysis method<br />
was per<strong>for</strong>med using the dynamic structural<br />
analysis to reflect not only the magnitude<br />
<strong>of</strong> the pressure but also the inertia ef-<br />
the A-series condition. There<strong>for</strong>e, if the<br />
containment integrity is proven by applying<br />
the pressure condition obtained in<br />
the analysis <strong>of</strong> the B-series, the A-series<br />
based on the severe accident conditions<br />
will be satisfied. Under this background,<br />
the B-series was selected as the<br />
pressure conditions to be applied to the<br />
structural integrity evaluation <strong>of</strong> the containment.<br />
The pressure behavior in each combustion<br />
load can be identified in F i g u r e 7 ( b ) , as<br />
previously described. For each <strong>of</strong> these<br />
three cases, the stress, strain, <strong>and</strong> displacement<br />
<strong>of</strong> each component were examined to<br />
evaluate the structural integrity <strong>of</strong> the containment.<br />
Finally, it was examined whether<br />
the maximum membrane strain <strong>of</strong> the containment<br />
exceeded the criterion <strong>of</strong> 1.5 %<br />
<strong>of</strong> the membrane strain at a location separated<br />
by a certain distance. Ta b l e 6 , F i g -<br />
u r e 8 , 9, <strong>and</strong> 10 present the results <strong>for</strong><br />
each case.<br />
From the results, the maximum membrane<br />
strain rate <strong>of</strong> the containment was 1.32 %<br />
in the case <strong>of</strong> B3; clearly, this value does<br />
not exceed the safety criterion, 1.5 %.<br />
There<strong>for</strong>e, the containment has sufficient<br />
structural integrity against the dynamic<br />
loads generated during hydrogen combustion.<br />
(j) 3.6s (k) 4.0s (l) 4.6s<br />
Fig. 8. Structural analysis <strong>for</strong> case B1.<br />
500<br />
700<br />
450<br />
600<br />
400<br />
Pressure in kPa<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
0 4 8 12 16 20 0 2 4 6 8 10<br />
Time in s<br />
Time in s<br />
(a)<br />
(b)<br />
Fig. 9. Structural analysis <strong>for</strong> case B2.<br />
Pressure in kPa<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
75
Study on the integrity <strong>of</strong> containment against hydrogen threats <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
(a) B1: membrane strain<br />
(c) B1: equivalent stress<br />
(a) B2: membrane strain<br />
(c) B2: equivalent stress<br />
(a) B3: membrane strain<br />
(c) B3: equivalent stress<br />
Fig. 10. Structural analysis <strong>for</strong> case B3.<br />
(b) B1: plastic strain<br />
(d) B1: displacement<br />
(b) B2: plastic strain<br />
(d) B2: displacement<br />
(b) B3: plastic strain<br />
(d) B3: displacement<br />
fect with the time history, <strong>and</strong> the maximum<br />
membrane strain, plastic strain,<br />
stress, <strong>and</strong> displacement generated in the<br />
containment were examined. Finally, it<br />
was evaluated whether the maximum<br />
membrane strain rate <strong>of</strong> the containment<br />
satisfies the allowable value <strong>of</strong> 1.5 % or<br />
less. The analysis results revealed that that<br />
the dynamic pressure analysis results <strong>for</strong><br />
all cases were satisfied within the safety<br />
criterion.<br />
In conclusion, the reference reactor has a<br />
low possibility <strong>of</strong> hydrogen combustion under<br />
severe accident conditions, <strong>and</strong> the hydrogen<br />
combustion analysis under a very<br />
conservative assumption showed a sufficient<br />
structural integrity from the results <strong>of</strong><br />
the dynamic pressure response <strong>of</strong> the containment<br />
under the combustion load.<br />
There<strong>for</strong>e, it is confirmed through a comprehensive<br />
evaluation that the integrity <strong>of</strong><br />
the containment can be sufficiently secured<br />
even in the event <strong>of</strong> a hydrogen<br />
threat during a severe accident.<br />
Acknowledgments<br />
This work was supported by Korea Hydro &<br />
Nuclear Power Co., Ltd. (KHNP) <strong>and</strong> the<br />
Nuclear Research & Development <strong>of</strong> the<br />
Korea Institute <strong>of</strong> Energy Technology <strong>and</strong><br />
Planning (KETEP) grant funded by the Korea<br />
government Ministry <strong>of</strong> Trade, Industry<br />
& Energy (No: 2019311010050). Also,<br />
we would like to thank Editage (www.editage.co.kr)<br />
<strong>for</strong> English Language editing.<br />
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l<br />
76
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility<br />
Study on verification <strong>of</strong> SPACE code<br />
based on an MSGTR experiment at<br />
the ATLAS-PAFS facility<br />
Kyungho Nam<br />
Kurzfassung<br />
Studie zur Verifizierung des SPACE-Codes<br />
auf der Grundlage eines MSGTR-<br />
Experiments in der ATLAS-PAFS-Anlage<br />
Ein MSGTR-Unfall (Multiple Steam Generator<br />
Tube Rupture) wird in Korea als ein Unfall definiert,<br />
bei dem mehr als fünf U-Rohre eines<br />
Dampferzeugers ausfallen. Um die thermohydraulischen<br />
Phänomene eines MSGTR-Unfalls zu<br />
verstehen, wurde von KAERI eine experimentelle<br />
Studie durchgeführt. Das Experiment wurde<br />
durchgeführt, um die transienten Phänomene<br />
zu simulieren, die durch den Bruch von fünf U-<br />
Rohren verursacht werden, und um die Wärmeabfuhrkapazität<br />
des passiven Hilfsspeisewassersystems<br />
(PAFS) während des Transienten zu<br />
validieren.<br />
In diesem Beitrag wurde ein MSGTR-Experiment<br />
in der ATLAS-PAFS-Versuchsanlage mit<br />
dem SPACE-Code simuliert, um die Vorhersagefähigkeit<br />
dieses Codes für Mehrfachversagensunfälle<br />
zu überprüfen, die in der Auslegungserweiterung<br />
enthalten sind. Das mit dem SPACE-<br />
Code ermittelte instationäre Verhalten des<br />
Gesamtsystems zeigte ähnliche Trends wie die<br />
experimentellen Ergebnisse in Bezug auf Faktoren<br />
wie Systemdruck, Massendurchsatz und<br />
kollabierter Wasserst<strong>and</strong> auf der Komponente.<br />
Zusätzlich wurde eine Sensitivitätsanalyse unter<br />
Verwendung der experimentellen Korrelation<br />
für PAFS durchgeführt, die als Option im<br />
SPACE-Code im W<strong>and</strong>kondensationsmodell<br />
enthalten ist. Als Ergebnis der Sensitivitätsberechnung<br />
wird auch empfohlen, das PAFS-Modell<br />
im SPACE-Code anzuwenden, um genauere<br />
Vorhersageergebnisse über den PAFS-Betrieb zu<br />
erhalten, indem eine Sicherheitsanalyse des<br />
Kernkraftwerks APR+ durchgeführt wird. l<br />
Author<br />
Kyungho Nam<br />
Associate research engineer<br />
Korea Hydro & Nuclear Power Co., LTD.<br />
Central Research Institute<br />
Safety Analysis Group<br />
Deajeon, Republic <strong>of</strong> Korea<br />
A Multiple Steam Generator Tube Rupture<br />
(MSGTR) accident is defined in Korea as an<br />
accident in which more than five U-tubes <strong>of</strong> a<br />
steam generator break down. To underst<strong>and</strong><br />
the thermal hydraulic phenomena <strong>of</strong> a<br />
MSGTR accident, an experimental study was<br />
conducted by KAERI. The experiment was<br />
conducted to simulate the transient phenomena<br />
caused by the rupture <strong>of</strong> five U-tubes,<br />
<strong>and</strong> to validate the heat removal capacity <strong>of</strong><br />
the Passive Auxiliary Feedwater System<br />
(PAFS) during the transient.<br />
In this paper, an MSGTR experiment at the<br />
ATLAS-PAFS test facility was simulated using<br />
the SPACE code to verify the prediction capability<br />
<strong>of</strong> this code <strong>for</strong> multiple failure accident,<br />
which is involved in the design extension<br />
condition. The overall system transient<br />
behavior obtained using SPACE code showed<br />
similar trends with the experimental results<br />
in terms <strong>of</strong> factors such as the system pressure,<br />
mass flow rate, <strong>and</strong> collapsed water<br />
level on the component. Additionally, a sensitivity<br />
analysis was conducted using the experimental<br />
correlation <strong>for</strong> PAFS which is included<br />
in the wall condensation model as an<br />
option in SPACE code. As a sensitivity calculation<br />
results, it is also recommended that the<br />
PAFS model in SPACE code be applied to obtain<br />
more accurate prediction results about<br />
the PAFS operation by per<strong>for</strong>ming a safety<br />
analysis <strong>of</strong> the APR+ nuclear power plant.<br />
1. Introduction<br />
1.1 Background<br />
Following the Fukushima nuclear disaster<br />
in 2011 <strong>and</strong> based on the lessons learned<br />
from the accident, there have been many<br />
changes to the relevant safety design criteria<br />
<strong>and</strong>/or regulations around the world.<br />
The Nuclear Safety <strong>and</strong> Security Commission<br />
(NSSC) in Korea has required plantspecific<br />
accident management plans, which<br />
extend beyond design basis accidents to<br />
include severe accidents. The revised regulation<br />
in Korea has determined a list <strong>of</strong><br />
multiple failure accidents that must be considered<br />
<strong>for</strong> any accident management plan<br />
[1]. Multiple failure accidents should be<br />
considered <strong>for</strong> Design Extension Conditions,<br />
which is defined by the <strong>International</strong><br />
Atomic Energy Agency (IAEA) Specific<br />
Safety Requirement [2, 3].<br />
The Multiple Steam Generator Tube Rupture<br />
(MSGTR) accident is selected as one <strong>of</strong><br />
the multiple failure accidents by the Korean<br />
NSSC, <strong>and</strong> it is defined as an accident in<br />
which more than five U-tubes <strong>of</strong> a steam<br />
generator rupture. In a MSGTR accident,<br />
the pressurized primary coolant leaks into<br />
the secondary system <strong>and</strong> thus exposes radioactive<br />
material. There<strong>for</strong>e, it is important<br />
that the extent <strong>of</strong> the leak is limited<br />
<strong>and</strong> that the pressure drop across the break<br />
be kept as low as possible to reduce the radioactive<br />
release. Compared to single tube<br />
rupture, MSGTR causes quicker depressurization<br />
<strong>of</strong> the reactor coolant system<br />
(RCS) <strong>and</strong> places greater dem<strong>and</strong> on the<br />
inventory makeup process.<br />
To elucidate the thermal hydraulic process<br />
<strong>of</strong> the MSGTR accident, an experimental<br />
study using the Advanced Test Loop <strong>for</strong> Accident<br />
Simulation (ATLAS) facility was<br />
conducted by the Korea Atomic Energy Research<br />
Institute (KAERI) [4]. The experiment<br />
simulated the rupture <strong>of</strong> five steam<br />
generator tubes, <strong>and</strong> the results showed<br />
that the Passive Auxiliary Feedwater System<br />
(PAFS) adopted in the Advanced Power<br />
Reactor Plus (APR+) had sufficient cooling<br />
capacity to mitigate the accident. The<br />
PAFS is one <strong>of</strong> the advanced safety features<br />
<strong>of</strong> a passive cooling system that allow it to<br />
replace a conventional active Auxiliary<br />
Feed-water System (AFWS) [5]. In a typical<br />
Nuclear Power Plant (NPP), a motordriven<br />
or turbine-driven auxiliary feedwater<br />
is supplied after the wide-range water<br />
level <strong>of</strong> a steam generator is decreased below<br />
the low steam generator level. However,<br />
to confirm the cooling capability <strong>of</strong><br />
PAFS compared to that <strong>of</strong> AFWS, an experimental<br />
scenario was conducted in which<br />
the PAFS was supplied to an intact SG instead<br />
<strong>of</strong> auxiliary feedwater. The PAFS is a<br />
passive system capable <strong>of</strong> condensing the<br />
steam generated in a steam generator <strong>and</strong><br />
feeding the condensed water to the steam<br />
generator using gravity.<br />
For current safety analyses <strong>of</strong> Korean nuclear<br />
power plants, thermal-hydraulic safe-<br />
77
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
ty analysis codes supplied by <strong>for</strong>eign vendors<br />
such as Westinghouse <strong>and</strong> Combustion<br />
Engineering have been used. The<br />
Ministry Of Trade, Industry <strong>and</strong> Energy<br />
(MOTIE) in Korea launched the ‘Nu-Tech<br />
2012’ project to improve the competitiveness<br />
<strong>of</strong> the Korean nuclear industry in<br />
2006, <strong>and</strong> the Korean nuclear industry developed<br />
the SPACE (Safety <strong>and</strong> Per<strong>for</strong>mance<br />
Analysis CodE <strong>for</strong> nuclear power<br />
plants) code [6]. This code was approved<br />
by the Korean NSSC in 2017, <strong>and</strong> it will replace<br />
outdated vendor-supplied codes <strong>and</strong><br />
will be used <strong>for</strong> safety analyses <strong>of</strong> operating<br />
nuclear power plants in Korea as well as<br />
the design <strong>of</strong> advanced reactors. While the<br />
SPACE code will mainly be used in safety<br />
analyses, the code with best-estimate capabilities<br />
will be able to cover per<strong>for</strong>mance<br />
analysis as well. The programming language<br />
<strong>for</strong> the SPACE code is C++, <strong>and</strong><br />
this code adopts the advanced physical<br />
modeling <strong>of</strong> two-phase flows, namely<br />
two-fluid three-field models which comprise<br />
gas, continuous liquid, <strong>and</strong> droplet<br />
fields.<br />
According to the General Safety Requirement<br />
(GSR) <strong>of</strong> IAEA, any calculation method<br />
<strong>and</strong> computer codes used in safety analysis<br />
must undergo verification <strong>and</strong> validation<br />
[7]. Further, verification calculations<br />
<strong>of</strong> system tests or integral tests are used to<br />
validate the general consistency <strong>of</strong> the revision<br />
[8]. There<strong>for</strong>e, a verification calculation<br />
based on integral effect experiments is<br />
needed to improve the reliability <strong>of</strong> the prediction<br />
results <strong>of</strong> the SPACE code. In particular,<br />
the multiple failure accident condition<br />
is the new safety design criteria, so the<br />
verification process should be per<strong>for</strong>med.<br />
To this end, the first objective <strong>of</strong> this study<br />
is to verify a multiple failure accident calculation<br />
capability <strong>of</strong> the SPACE code,<br />
while the second objective is to confirm the<br />
transient phenomena <strong>of</strong> MSGTR <strong>and</strong> the<br />
cooling effect <strong>of</strong> PAFS during MSGTR with<br />
respect to the first objective, as mentioned<br />
above. The heat loss phenomenon is a<br />
measure <strong>of</strong> the total heat transfer <strong>of</strong> heat<br />
from either conduction, convection, radiation,<br />
or any combination <strong>of</strong> these. Newton’s<br />
law <strong>of</strong> cooling states that the rate <strong>of</strong><br />
heat loss <strong>of</strong> an object is directly proportional<br />
to the difference in the temperature between<br />
the object <strong>and</strong> its surroundings. Under<br />
the experimental conditions <strong>of</strong> high<br />
temperature <strong>and</strong> high pressure, the heat<br />
loss is particularly likely to increase because<br />
<strong>of</strong> the temperature difference between<br />
the experiment component <strong>and</strong> the<br />
surrounding atmosphere. This physical<br />
phenomenon can affect the heat transfer<br />
experiment, <strong>and</strong> it plays an important role<br />
in the per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> the system. The heat<br />
loss is a function <strong>of</strong> area in accordance with<br />
the convective heat transfer equation. According<br />
to the design document, the AT-<br />
LAS facility has a relatively large surface<br />
area to volume ratio which is in accordance<br />
with the design characteristic [9]. For this<br />
reason, additional work to confirm the heat<br />
loss effect on the ATLAS-PAFS facility was<br />
also conducted to confirm the heat loss effect<br />
on the system behavior <strong>of</strong> the integral<br />
test facility.<br />
1.2 A brief description <strong>of</strong> ATLAS-PAFS<br />
facility<br />
As mentioned previously, KAERI has been<br />
operating an integral effect test facility,<br />
‘ATLAS’, <strong>for</strong> the transient <strong>and</strong> accident simulation<br />
<strong>of</strong> a Pressurized Water Reactor<br />
(PWR) [10]. The reference plant <strong>of</strong> ATLAS<br />
is the APR1400, which has been developed<br />
by the Korean nuclear industry. ATLAS has<br />
the same two-loop features as the APR1400,<br />
<strong>and</strong> it is designed using the scaling method<br />
to simulate various test scenarios as realistically<br />
as possible [9, 10]. This test facility<br />
also includes design features <strong>of</strong> the<br />
OPR1000, which is Korean st<strong>and</strong>ard NPP,<br />
such as a cold-leg injection mode <strong>for</strong> safety<br />
injection <strong>and</strong> a low pressure safety injection<br />
mode.<br />
As mentioned above, the PAFS is one <strong>of</strong> the<br />
advanced passive safety systems adopted<br />
in the APR+, <strong>and</strong> an experimental program<br />
is currently underway at KAERI to<br />
validate the cooling <strong>and</strong> operational per<strong>for</strong>mance<br />
<strong>of</strong> the PAFS [11]. The main objective<br />
<strong>of</strong> the ATLAS-PAFS integral effect<br />
test is to investigate the thermal hydraulic<br />
behavior in the primary <strong>and</strong> secondary systems<br />
<strong>of</strong> the ATLAS during a transient at<br />
which PAFS is actuated. The PAFS facility is<br />
described in further detail below.<br />
2. Description <strong>of</strong> ATLAS-PAFS<br />
model <strong>for</strong> MSGTR scenario<br />
using SPACE code<br />
2.1 Experiment scenario<br />
To validate the prediction capability <strong>of</strong> the<br />
SPACE code, the experimental in<strong>for</strong>mation<br />
provided by KAERI was utilized [4]. The<br />
target scenario <strong>for</strong> the experiment is a<br />
MSGTR with a PAFS operation occurrence<br />
<strong>and</strong> asymmetric cooling. To initiate the<br />
MSGTR transient, first, the break valve at<br />
the SGTR simulation pipe line is opened.<br />
By opening the break valve, the primary<br />
system inventory was discharged from the<br />
hot side <strong>of</strong> the lower plenum to the upper<br />
location <strong>of</strong> the steam generator secondary<br />
hot side. Next, the primary system began to<br />
be depressurized <strong>and</strong> the secondary side<br />
water level <strong>of</strong> the steam generator increased.<br />
At the same time as the HSGL signal<br />
occurrence, reactor trip occurred, <strong>and</strong><br />
the core power started to decrease following<br />
the decay curve. For the transient calculation,<br />
the decay power curve was considered<br />
along with the tables <strong>for</strong> time versus<br />
power. The main feedwater isolation<br />
valves (MFIVs) <strong>and</strong> the main steam isolation<br />
valves (MSIVs) <strong>for</strong> two steam generators<br />
were closed after delay times. The<br />
main steam safety valves (MSSVs) on the<br />
steam line opened due to the pressure increase<br />
<strong>of</strong> SG-1, <strong>and</strong> these valves were kept<br />
in cyclic operation <strong>of</strong> opening <strong>and</strong> closing<br />
to protect the primary <strong>and</strong> secondary systems<br />
from over-pressurization. The accident<br />
caused the depressurization <strong>of</strong> RCS<br />
<strong>and</strong> resulted in a Low PZR Pressure (LPP)<br />
signal. Further, the Safety Injection Pumps<br />
(SIPs) began after delay times. It was assumed<br />
that only one safety injection pump<br />
per train was operated <strong>for</strong> the experiment<br />
scenario. In accordance with this assumption,<br />
SIP-1 <strong>and</strong> SIP-3 were available. The<br />
injection flow rate was applied using pressure<br />
- mass flow curve based on experiment<br />
data. To simulate an accident management<br />
measure based on the cooling<br />
per<strong>for</strong>mance <strong>of</strong> PAFS during a MSGTR, the<br />
PAFS was supplied to an intact SG-2 instead<br />
<strong>of</strong> auxiliary feedwater after the water<br />
level <strong>of</strong> the SG-2 fell below the PAFS operation<br />
set point due to the decay power. It<br />
was also assumed that the auxiliary feed<br />
water system would not work <strong>for</strong> the assessment<br />
<strong>of</strong> PAFS cooling capability. After<br />
the initiation <strong>of</strong> the PAFS, the decay heat<br />
was removed from the RCS by the natural<br />
convection <strong>of</strong> the PAFS. Finally, the whole<br />
system was cooled down in a stable manner<br />
with the successful operation <strong>of</strong> SIPs,<br />
MSSVs, <strong>and</strong> PAFS.<br />
2.2 Brief overview <strong>of</strong> model<br />
in<strong>for</strong>mation<br />
For the experimental simulation, the AT-<br />
LAS-PAFS test facility was modeled using<br />
SPACE code as shown in F i g u r e 1 . In the<br />
calculation, the decay power was imposed<br />
in accordance with the experiment, <strong>and</strong><br />
the operation logics <strong>of</strong> the safety systems,<br />
such as safety injection <strong>and</strong> PAFS, were reflected.<br />
The geometrical <strong>and</strong> material in<strong>for</strong>mation<br />
<strong>of</strong> the components <strong>and</strong> pipe<br />
lines in the ATLAS-PAFS test facility was<br />
also reflected [9, 12]. The reactor vessel<br />
was separated to simulate the core, bypass<br />
flow, reactor vessel lower plenum, <strong>and</strong> the<br />
reactor vessel upper head. The core model<br />
included the top <strong>and</strong> bottom inactive core<br />
regions, average channel, <strong>and</strong> hot channel.<br />
The safety injection system had four independent<br />
trains <strong>and</strong> a direct vessel injection<br />
(DVI) mode. Each train <strong>of</strong> the safety injection<br />
system consisted <strong>of</strong> safety injection<br />
pumps (SIPs). Injection lines could be<br />
aligned to either reactor vessel down-comer<br />
<strong>for</strong> DVI injection. The pressurizer was<br />
modeled as a single component with 10<br />
vertical nodes. The lower part was connected<br />
to hot leg through a surge line separated<br />
into five nodes. The hot legs <strong>and</strong> cold<br />
legs were modeled with four cells each,<br />
while the intermediate legs were modeled<br />
with five nodes. The steam generator included<br />
five nodes <strong>for</strong> the evaporator <strong>and</strong><br />
two nodes <strong>for</strong> the economizer. The main<br />
steam safety valves were modeled into<br />
three separate groups; each group was operated<br />
on a different set point <strong>of</strong> pressure<br />
in the steam generator dome.<br />
78
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility<br />
Fig. 1. Modeling diagram <strong>of</strong> ATLAS <strong>and</strong> SGTR simulation pipe using SPACE code.<br />
2.3 SGTR simulation facility<br />
The geometry <strong>of</strong> the ATLAS facility, which<br />
was composed <strong>of</strong> a SGTR simulation pipe<br />
<strong>and</strong> connected with a PAFS facility, was<br />
modeled as shown in F i g u r e 1. In the AT-<br />
LAS facility with the SGTR simulation pipe,<br />
the primary system inventory was discharged<br />
from the hot side <strong>of</strong> the lower plenum<br />
to the upper location <strong>of</strong> the SG-1 secondary<br />
hot-side to simulate a MSGTR accident.<br />
It is composed <strong>of</strong> a break simulation<br />
valve, an orifice flow meter, an orifice, <strong>and</strong><br />
break nozzles. The ‘PIPE’ component option<br />
<strong>of</strong> SPACE code was used to model the<br />
upstream pipe, which was part <strong>of</strong> the SGTR<br />
simulation pipe; this pipe section was geometrically<br />
divided into 10 nodes. The break<br />
nozzle was installed to simulate a five-tube<br />
rupture with a non-choking orifice. This<br />
tube section is modeled using the ‘CELL’<br />
component option <strong>of</strong> SPACE code. The input<br />
<strong>of</strong> the inner diameter is 1.756 mm <strong>and</strong><br />
the total flow area is the summation <strong>of</strong> the<br />
five-tube area. An orifice with a 1.68 mm<br />
hole was installed at the end <strong>of</strong> the break<br />
nozzles to simulate the choking flow condition<br />
at tube rupture, <strong>and</strong> the break nozzles<br />
were designed to maintain the equivalent<br />
pressure drop in the case <strong>of</strong> the non-choking<br />
flow condition. The mass flow rate<br />
through the SGTR simulation pipe was<br />
measured using an orifice flow meter.<br />
These orifice <strong>and</strong> orifice flow meter sections<br />
were modeled using the ‘FACE’ component<br />
option <strong>of</strong> SPACE code. The experiment<br />
began by opening an initiation valve<br />
to simulate a MSGTR on the SG-1. This<br />
valve was modeled as the ‘TRIP VALV’ component<br />
option <strong>of</strong> SPACE code, <strong>and</strong> it was<br />
opened at the start <strong>of</strong> the transient calculation.<br />
The MSGTR occurs on the tubes <strong>of</strong><br />
SG-1, which are connected to the SGTR<br />
simulation pipe; five break nozzles are<br />
opened in total [4].<br />
2.4 Passive Auxiliary Feedwater<br />
System (PAFS)<br />
The steam supply <strong>and</strong> return water line<br />
connected the PCHX to the SG-2 <strong>of</strong> the AT-<br />
LAS [12]. There<strong>for</strong>e, as shown in F i g -<br />
u r e 2 , the PAFS was modeled by adding<br />
junctions at the main steam line <strong>and</strong> at the<br />
economizer nozzle as the inlet <strong>and</strong> outlet<br />
<strong>of</strong> the PAFS, respectively. The steam supply<br />
line <strong>and</strong> the return water line were divided<br />
into 24 nodes <strong>and</strong> 31 nodes, respectively.<br />
The diameters <strong>of</strong> the steam supply line <strong>and</strong><br />
the return water line were about 0.04 m<br />
<strong>and</strong> 0.03 m, respectively. The PAFS operation<br />
valve was connected to the return water<br />
line <strong>and</strong> the feed water line, <strong>and</strong> it was<br />
modeled as a trip valve. This valve open<br />
signal was synchronized to the instant that<br />
the collapsed water level in the steam generator<br />
reached the set point <strong>of</strong> the low<br />
steam generator level. Once the valve was<br />
open, the latched option made it impossible<br />
<strong>for</strong> the valve to close again. The end <strong>of</strong><br />
the return line was connected to the bottom<br />
nozzle <strong>of</strong> the steam generator economizer<br />
volume. The PCHX was the most important<br />
component <strong>of</strong> PAFS, <strong>and</strong> it was<br />
filled with condensate water <strong>and</strong> the return<br />
water line on steady state condition. The<br />
condensation tube <strong>of</strong> PCHX was modeled<br />
with 24 nodes as shown in F i g u r e 3 . The<br />
length <strong>of</strong> the horizontal nodes was about<br />
0.23 m <strong>and</strong> the horizontal part <strong>of</strong> the PCHX<br />
was modeled as 1.806 m. An inclination <strong>of</strong><br />
3 ° was applied to the horizontal tube region<br />
while an inclination <strong>of</strong> 41.2 ° was applied<br />
to one inlet node <strong>and</strong> one outlet node<br />
to simulate a U-shaped bend. These design<br />
values were determined to prevent the condensation-induced<br />
water hammer inside<br />
the tube <strong>of</strong> PCHX [13]. The area <strong>of</strong> the<br />
PCHX pipe component was about<br />
22.35 cm 2 , which equals the summation <strong>of</strong><br />
the three-tube area. The connected heat<br />
structures were modeled as a cylindrical<br />
shape. The inner <strong>and</strong> outer coordinates<br />
were the inner <strong>and</strong> outer radii <strong>of</strong> the tube,<br />
respectively. The number <strong>of</strong> tubes was used<br />
as an input <strong>for</strong> equivalent heat transferring<br />
area. The top <strong>and</strong> bottom headers <strong>of</strong> PCHX,<br />
which both play roles in preventing the vibration<br />
<strong>of</strong> the PCHX tube in the PCCT, were<br />
modeled as cell components. The Passive<br />
Condensate Cooling Tank (PCCT) <strong>of</strong> PAFS<br />
was designed as a rectangular pool. Whenthe<br />
PAFS was actuated, the heat transfer<br />
from the PCHX caused the pool water in<br />
79
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Fig. 2. Connection nodding diagram <strong>of</strong> PAFS to ATLAS steam generator.<br />
Connect with steam<br />
supply line<br />
PCHX<br />
Connect with return<br />
water line<br />
Fig. 2. Nodding diagram <strong>of</strong> PCHX.<br />
the PCCT to evaporate, after which the<br />
steam flowed through the upper pipe on<br />
the top. This upper pipe was connected to<br />
the upper cells <strong>of</strong> the PCCT. Finally, the<br />
‘TFBC’ component, which was connected<br />
to the upper pipe, played a role in maintaining<br />
the atmospheric pressure. The water<br />
pool <strong>of</strong> the PCCT served as a heat sink.<br />
The core decay heat was transferred<br />
through the condensation <strong>of</strong> steam inside<br />
the tubes. There<strong>for</strong>e, the extracted heat increased<br />
the temperature <strong>of</strong> the pool water.<br />
It is expected that rigorous boiling occurred<br />
at the tube outside the surface, <strong>and</strong><br />
a strong buoyancy flow was also expected.<br />
In order to simulate natural convection by<br />
buoyancy flow in the PCCT, the 3D option<br />
<strong>of</strong> SPACE code was applied to model the<br />
PCCT facility as illustrated in F i g u r e 4 .<br />
This PCCT model was divided into 182<br />
cells, where the y direction <strong>and</strong> the z direction<br />
were respectively divided into 13 <strong>and</strong><br />
14 cells. The cooling water was filled up to<br />
nine nodes <strong>of</strong> the z direction, <strong>and</strong> the upper<br />
nodes were in atmosphere condition.<br />
The initial cooling water level in PCCT was<br />
about 3.8 m while the water temperature<br />
was 28.8 °C.<br />
3. Results <strong>and</strong> discussions<br />
3.1 Steady-state results<br />
Be<strong>for</strong>e using the SPACE model <strong>for</strong> transient<br />
analyses, a consistent set <strong>of</strong> parameters<br />
must be obtained by the steady-state initialization<br />
process. Ta b l e 1 lists the initial<br />
conditions <strong>of</strong> the experiment, calculated<br />
results <strong>of</strong> the SPACE code, <strong>and</strong> difference.<br />
The initial core power generated by<br />
the heater rods was 1.627 MW, <strong>and</strong> the<br />
heat loss <strong>of</strong> the primary piping into the atmosphere<br />
was estimated to be about<br />
80
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility<br />
C883<br />
F884 ~ 896<br />
C882<br />
97.1 kW based on the in<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> the<br />
initial experiment condition. During the<br />
initial conditions, the major thermal hydraulic<br />
parameters, including the system<br />
pressure, fluid temperature, <strong>and</strong> mass<br />
flow rate, were reasonably consistent with<br />
the experiment condition. The calculation<br />
time started from -1000.0 s to 0.0 s <strong>and</strong><br />
all design parameters converged after<br />
-500.0 s. After checking the steady<br />
1 2 11 12 13<br />
NX = 1<br />
Fig. 4. Nodding diagram <strong>of</strong> PCCT using ‘3D’ option <strong>of</strong> SPACE code.<br />
NY = 13<br />
NZ = 14<br />
Tab. 1. Comparison results between initial condition <strong>of</strong> experiment <strong>and</strong> steady state results <strong>of</strong><br />
SPACE code.<br />
Parameter Experiment SPACE code Difference (%)<br />
Primary system<br />
Core power (MW) 1.627 1.627 0.00<br />
<strong>Heat</strong> loss (kW) 97.1 97.2 0.40<br />
Pressurizer (PZR) pressure (MPa) 15.52 15.50 0.13<br />
PZR level (m) 3.71 3.71 0.00<br />
Cold leg flow rate (kg/s) 1.9728 1.941 1.61<br />
Core inlet temp. (°C) 292.0 289.4 0.89<br />
Core outlet temp. (°C) 327.5 325.2 0.70<br />
Secondary system<br />
Steam flow rate (kg/s) 0.4019 0.4153 3.33<br />
Feed water flow rate (kg/s) 0.4209 0.4194 0.36<br />
Feed water temp. (°C) 233.3 233.3 0.00<br />
Steam dome pressure (MPa) 7.83 7.81 0.20<br />
Steam temp. (°C) 295.7 294.2 0.51<br />
SG collapsed water level (m) 4.97 4.97 0.00<br />
Passive Auxiliary Feedwater System (PAFS)<br />
Initial PCCT level (m) 3.8 3.8 0.00<br />
Initial PCCT temp. (°C) 28.8 28.8 0.00<br />
state condition, the transient calculation<br />
started at 0.0 s <strong>of</strong> the steady state condition.<br />
3.2 Transient analysis results<br />
According to the agreement <strong>of</strong> the ATLAS<br />
Domestic St<strong>and</strong>ard Problem-05, the experimental<br />
data should be confidential. There<strong>for</strong>e,<br />
all <strong>of</strong> the experiment results in this<br />
paper including the time frame (t*) were<br />
divided by an arbitrary value <strong>and</strong> plotted<br />
on the non-dimensional axis.<br />
3.2.1 Sequence <strong>of</strong> transient calculation<br />
result<br />
Ta b l e 2 summarizes the measured <strong>and</strong><br />
calculated sequences <strong>of</strong> a MSGTR-PAFS<br />
test. The transient was initiated with the<br />
MSGTR in normal condition. To initiate the<br />
MSGTR transient, the break valve was<br />
opened at 0.0 s with the pressurizer heater<br />
<strong>of</strong>f according to the experiment scenario.<br />
The break flow contributed to the steam<br />
generator overfill, <strong>and</strong> the collapsed water<br />
level <strong>of</strong> the SG-1 reached a set point <strong>of</strong><br />
HSGL signal, leading to the generation <strong>of</strong><br />
the HSGL signal. This signal was generated<br />
at a later time in the calculation case than<br />
it was in the experiment case. The reactor<br />
trip occurred simultaneously due to the<br />
HSGL signal, <strong>and</strong> the MSIVs <strong>and</strong> MFIVs<br />
were also closed after their respective delay<br />
times. After the MSIVs were closed, the<br />
pressure in steam generator was controlled<br />
by the cyclic operation <strong>of</strong> MSSVs. According<br />
to the experimental assumptions, the<br />
heater power which simulates the decay<br />
power had the ANS-73 decay curve applied<br />
<strong>for</strong> the experimental condition, <strong>and</strong> the<br />
heater power started after the reactor trip.<br />
For the calculation, time verse decay power<br />
data was applied in accordance with the<br />
experiment in<strong>for</strong>mation [4]. The time at<br />
which the MSSVs first opened in the experiment<br />
<strong>and</strong> the calculation results were<br />
the same after the HSGL signal was triggered.<br />
During this steam generator overfill<br />
period, the pressure in the primary system<br />
decreased substantially. As a result, when<br />
the primary system pressure decreased to<br />
the set point <strong>of</strong> the LPP trip, the LPP signal<br />
was triggered, <strong>and</strong> the SIP injection was<br />
initiated after the delay time. The collapsed<br />
water level <strong>of</strong> SG-2 decreased due to<br />
the decay power, then reached a set point<br />
<strong>of</strong> PAFS operation. Finally, the PAFS operation<br />
valve automatically opened <strong>and</strong> passive<br />
cooling using PAFS was initiated.<br />
3.2.2 Primary system behaviors<br />
The decay power was one <strong>of</strong> the important<br />
factors in this analysis, <strong>and</strong> the calculation<br />
results were consistent with the experimental<br />
result, as shown in F i g u r e 5 .<br />
F i g u r e 6 shows the measured <strong>and</strong> calculated<br />
break flow, which were normalized<br />
by the maximum value <strong>of</strong> the experiment.<br />
The break flow rate largely depended on<br />
the pressure difference between the primary<br />
<strong>and</strong> the secondary systems. There<strong>for</strong>e,<br />
as shown in F i g u r e 6 , the peak flow<br />
rate occurred at the beginning <strong>of</strong> transient.<br />
After the occurrence <strong>of</strong> peak flow, the<br />
break flow in the experiment case oscillated<br />
<strong>and</strong> gradually decreased. On the other<br />
h<strong>and</strong>, the calculation result shows that the<br />
break flow was maintained constantly. The<br />
break flow was deeply related to the difference<br />
between the pressures <strong>of</strong> the primary<br />
<strong>and</strong> secondary systems. After the pressure<br />
81
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Tab. 2. Sequence <strong>of</strong> transient analysis result.<br />
Event Experiment (t = t*) SPACE code (t = t*) Remarks<br />
MSGTR initiation 0.0000 0.0000<br />
<strong>of</strong> the primary system was reduced by the<br />
break, the pressure <strong>of</strong> the PZR was predicted<br />
to be lower than the experiment results<br />
(t* < 0.2 in F i g u r e 7 ). The pressure <strong>of</strong><br />
the primary system was relatively lower<br />
than that obtained in the experiment results,<br />
thus indicating a lower break flow<br />
rate. Due to the lower break flow rate, the<br />
pressure <strong>of</strong> PZR was maintained somewhat<br />
higher than the experiment result, which<br />
PZR heater <strong>of</strong>f at same time as experiment<br />
scenario<br />
HSGL signal 0.0011 0.0024 SG collapsed water level > set-point<br />
Reactor trip 0.0011 0.0024<br />
MSIV close 0.0015 0.0028<br />
MFIV close 0.0018 0.0031<br />
Coincident with HSGL<br />
Decay power start 0.0023 0.0036 Delay times after reactor trip<br />
MSSV first opening 0.0026 0.0033 SG pressure > set-point<br />
LPP signal 0.0248 0.0232 PZR pressure < set-point<br />
SIP injection start 0.0276 0.0260 Delay times after LPP signal<br />
PAFS operation start 0.7204 0.7173 SG collapsed water level < set-point<br />
resulted in the break flow rate being maintained<br />
(t* > 0.2 in F i g u r e 7 ). At the moment<br />
the break occurred, the pressure in<br />
the pressurizer began to decrease rapidly<br />
due to the loss <strong>of</strong> coolant through the break<br />
point. The depressurization rates <strong>of</strong> the<br />
pressurizer obtained from the experiment<br />
<strong>and</strong> the calculation results were almost the<br />
same, as shown in F i g u r e 7. The pressure<br />
in the pressurizer continually decreased<br />
<strong>and</strong> reached the set point <strong>of</strong> the LPP signal.<br />
As the LPP signal was generated, the SIP<br />
injection was initiated, as shown in F i g -<br />
u r e 8 . During the beginning phase <strong>of</strong> SIP<br />
injection, the calculation result <strong>of</strong> the SIP<br />
flow rate was slightly higher than the experimental<br />
result. This was attributed to<br />
that fact that the PZR pressure according to<br />
the calculation result remained lower than<br />
that obtained in the experiment result. As<br />
the accident progressed, the SIP injection<br />
rate obtained in the calculation result was<br />
consistent with the experiment result.<br />
When the RCS pressure reached the saturation<br />
pressure due to the decay power, plateau<br />
pressure was observed. In addition,<br />
the water injected by the SIP contributed to<br />
the primary system pressure. Thus, as<br />
shown in F i g u r e 7, the primary system<br />
pressure was maintained.<br />
3.2.3 Secondary system behaviors<br />
After the MSIVs were closed by the HSGL<br />
signal, the pressure in the steam generator<br />
was maintained within the range <strong>of</strong> the<br />
opening <strong>and</strong> closing set points <strong>of</strong> the MSS-<br />
Vs. The transient behavior <strong>of</strong> pressure in<br />
the steam generator shows that the calcu-<br />
1.2<br />
0.40<br />
Non-dimensional Core power (-)<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
Core power<br />
Exp.<br />
SPACE code<br />
Non-dimensional Mass flow rate (-)<br />
0.35<br />
0.30<br />
0.25<br />
0.20<br />
0.15<br />
0.10<br />
0.05<br />
Break flow rate<br />
Exp.<br />
SPACE code<br />
0.0<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Fig. 5. Comparison result <strong>of</strong> core power.<br />
0.00<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Fig. 6. Comparison result <strong>of</strong> MSGTR break flow rate.<br />
Non-dimensional Pressure (-)<br />
1.2<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
System pressure<br />
Exp. (PZR)<br />
Exp. (SG-1)<br />
Exp. (SG-2)<br />
SPACE code (PZR)<br />
SPACE code (SG-1)<br />
SPACE code (SG-2)<br />
Non-dimensional Mass flow rate (-)<br />
0.10<br />
0.08<br />
0.06<br />
0.04<br />
0.02<br />
SIP injection rate<br />
Exp. (SI P-1)<br />
Exp. (SIP-3)<br />
SPACE code (SIP-1)<br />
SPACE code (SIP-3)<br />
0.0<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Fig. 7. Comparison result <strong>of</strong> system pressure.<br />
0.00<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Fig. 8. Comparison result <strong>of</strong> SIP injection rate.<br />
82
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility<br />
Non-dimensional Collapsed water level (-)<br />
2.0<br />
1.8<br />
1.6<br />
1.4<br />
1.2<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
SG Level <strong>for</strong> PAFS operation<br />
0.4<br />
SG collapsed water level<br />
Exp. (SG-1) SPACE code (SG-1)<br />
0.2<br />
Exp. (SG-2) SPACE code (SG-2)<br />
0.0<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Non-dimensional Mass flow rate (-)<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
0.0<br />
Mass flow rate <strong>of</strong> PAFS line<br />
Exp. (Steam supply line)<br />
Exp. (Return water line)<br />
SPACE code (Steam supply line)<br />
SPACE code (Return water line)<br />
-0.2<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Fig. 9. Comparison result <strong>of</strong> SG collapsed water level.<br />
Fig. 10. Comparison result <strong>of</strong> PAFS line mass flow rate.<br />
1.3<br />
1.0<br />
Non-dimensional Collapsed water level (-)<br />
1.2<br />
1.1<br />
1.0<br />
0.9<br />
Collapsed water level in PCCT<br />
Exp.<br />
SPACE code<br />
0.8<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time (-)<br />
Non-dimensional Temperature (-)<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
0.0<br />
Fluid temperature <strong>of</strong> PAFS line<br />
Experiment PAFS model Default option<br />
Steam supply Steam supply Steam supply<br />
Return water Return water Return water<br />
-0.2<br />
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0<br />
Non-dimensional Time after PAFS opseration (-)<br />
Fig. 11. Comparison result <strong>of</strong> PCCT water level.<br />
Fig. 12. Comparison result <strong>of</strong> fluid temperature at PAFS line after PAFS<br />
operation.<br />
lation result is consistent with the experimental<br />
results. Following the PAFS operation,<br />
the pressure in an intact SG-2 drastically<br />
decreased due to the cooling by PAFS;<br />
the SG-2 depressurization trend is similar<br />
to the core cooling rate trend.<br />
F i g u r e 9 shows a comparison <strong>of</strong> the SG<br />
collapsed water levels in the experiment<br />
<strong>and</strong> in the SPACE calculation. The water<br />
level <strong>of</strong> broken SG-1 increased <strong>and</strong> reached<br />
the full water level. By contrast, that <strong>of</strong><br />
an intact SG-2 decreased rapidly <strong>and</strong><br />
reached a set point <strong>of</strong> the PAFS operation.<br />
As the PAFS signal was triggered, the PAFS<br />
operation valve automatically opened, <strong>and</strong><br />
the main steam from the SG-2 flowed<br />
into the steam supply line. As shown in<br />
F i g u r e 10 , the mass flow peaked, <strong>and</strong><br />
then natural circulation flow was <strong>for</strong>med.<br />
The mass flow rate in the case <strong>of</strong> SPACE calculation<br />
was consistent with the experimental<br />
result. The main steam from the<br />
steam supply line flowed into the condensation<br />
tubes, <strong>and</strong> the condensate circulated<br />
through the return water line to the economizer<br />
<strong>of</strong> the steam generator. After the<br />
PAFS was actuated, the water level also increased<br />
due to the thermal expansion, as<br />
shown in F i g u r e 11 .<br />
3.2.4 Wall condensation heat transfer<br />
model <strong>for</strong> PCHX<br />
The wall condensation heat transfer rate in<br />
PCHX is one <strong>of</strong> the dominant factors <strong>for</strong> determining<br />
the PAFS cooling capability.<br />
There<strong>for</strong>e, the many precedent studies related<br />
to condensation in PCHX were per<strong>for</strong>med.<br />
The wall condensation models<br />
were incorporated into the SPACE code<br />
heat transfer package. For pure steam condensation,<br />
like the problem addressed in<br />
this paper, the same model used in RE-<br />
LAP5/MOD3.3 was selected as a default<br />
model. The maximum value among Nusselt’s<br />
[14], Shah’s [15], <strong>and</strong> Chato’s [16]<br />
correlations is used to consider the geometric<br />
<strong>and</strong> turbulent effects. The experimental<br />
correlation <strong>for</strong> PAFS is also included in the<br />
wall condensation model as an option in<br />
SPACE code [17]. Based on the calculation<br />
results mentioned in chapter 3.2.1, this<br />
model was applied. In this section, the default<br />
model <strong>and</strong> experiment correlation<br />
model <strong>for</strong> PAFS were compared to confirm<br />
the prediction ability <strong>of</strong> SPACE code <strong>for</strong><br />
PCHX cooling per<strong>for</strong>mance. Chen’s model,<br />
which is the default option in SPACE code,<br />
is applied to the outside <strong>of</strong> PCHX [18].<br />
The fluid temperature after PAFS operation<br />
is shown in F i g u r e 1 2 . The calculation<br />
result shows that the fluid temperature on<br />
the return water line is higher than the experiment,<br />
<strong>and</strong> that the default option case<br />
is highest. That means that the calculation<br />
results which were obtained using the default<br />
option <strong>and</strong> the PAFS model underestimated<br />
cooling per<strong>for</strong>mance. However, the<br />
calculation using the PAFS model was<br />
more accurate than the default option.<br />
4. Conclusions<br />
In this study, a MSGTR experiment with<br />
the PAFS operation per<strong>for</strong>med by KAERI<br />
was simulated using the SPACE code. This<br />
study focused on verifying the prediction<br />
capability <strong>of</strong> the SPACE code <strong>for</strong> MSGTR<br />
accidents, which is one <strong>of</strong> the multiple fail-<br />
83
Verification <strong>of</strong> SPACE code based on an MSGTR experiment at the ATLAS-PAFS facility <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
ure accidents, <strong>and</strong> to evaluate the cooling<br />
capacity <strong>of</strong> the PAFS during such an accident.<br />
The calculation results showed that<br />
the overall system transient results using<br />
the SPACE code showed comparatively<br />
similar trends with the experimental results<br />
in terms <strong>of</strong> the system pressure, mass<br />
flow rate, <strong>and</strong> collapsed water level in components.<br />
There<strong>for</strong>e, it was concluded that<br />
the SPACE code reasonably predicted the<br />
experiment. And, the default model, which<br />
uses the maximum value among Nusselt’s,<br />
Shah’s, <strong>and</strong> Chato’s <strong>and</strong> the experiment<br />
correlation model <strong>for</strong> PAFS in SPACE code<br />
were compared to confirm the prediction<br />
ability <strong>of</strong> SPACE code <strong>for</strong> PCHX cooling<br />
per<strong>for</strong>mance. The calculation result using<br />
the PAFS model was more accurately estimated<br />
than the default option.<br />
Based on the present calculation results, the<br />
following conclusions were obtained in this<br />
study. First, the experiment <strong>and</strong> calculation<br />
results showed that the cooling capability <strong>of</strong><br />
PAFS is sufficient to replace the active auxiliary<br />
feedwater system during MSGTR transient.<br />
Additionally, it is recommended that<br />
the PAFS model in SPACE code be applied<br />
<strong>for</strong> more accurate prediction results <strong>for</strong><br />
PAFS operation by per<strong>for</strong>ming a safety analysis<br />
<strong>of</strong> an APR+ nuclear power plant.<br />
Acronyms <strong>and</strong> Abbreviations<br />
NPP<br />
HSGL<br />
LPP<br />
MSIV<br />
MFIV<br />
MSSV<br />
SIP<br />
PAFS<br />
PCCT<br />
PCHX<br />
Nuclear Power Plant<br />
High Steam Generator Level<br />
Low Pressurizer Pressure<br />
Main Steam Isolation Valve<br />
Main Feed-water Isolation Valve<br />
Main Steam Safety Valve<br />
Safety Injection Pump<br />
Passive Auxiliary Feedwater System<br />
Passive Condensate Cooling Tank<br />
Passive Condensation <strong>Heat</strong> Exchanger<br />
HL<br />
CL<br />
IL<br />
SG<br />
Hot Leg<br />
Cold Leg<br />
Intermediate Leg<br />
Steam Generator<br />
Acknowledgements<br />
This work was per<strong>for</strong>med within the program<br />
<strong>of</strong> the fifth ATLAS Domestic St<strong>and</strong>ard<br />
Problem (DSP-05), which was organized<br />
by the Korea Atomic Energy Research<br />
Institute (KAERI) in collaboration with the<br />
Korea Institute <strong>of</strong> Nuclear Safety (KINS)<br />
under the national nuclear R&D program<br />
funded by the Ministry <strong>of</strong> Education (MOE)<br />
<strong>of</strong> the Korean government. The authors are<br />
also grateful to the fifth ATLAS DSP-05<br />
program participants: KAERI <strong>for</strong> the experimental<br />
data <strong>and</strong> to the council <strong>of</strong> the<br />
fifth DSP-05 program <strong>for</strong> providing the opportunity<br />
to publish the results.<br />
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Auxiliary Feedwater System, Nuclear Engineering<br />
<strong>and</strong> Technology 44, No.6, (2012).<br />
[12] KAERI, Description report <strong>of</strong> ATLAS-PAFS<br />
Facility <strong>and</strong> Instrumentation, KAERI/TR-<br />
5545/2014 (2014).<br />
[13] B.U. Bae et al., Design <strong>of</strong> condensation heat<br />
exchanger <strong>for</strong> the PAFS(Passive Auxiliary<br />
Feedwater System) <strong>of</strong> APR+ (Advanced<br />
Power Reactor Plus)”, Annals <strong>of</strong> Nuclear<br />
Energy, Vol.46, (2012) 134-143.<br />
[14] Nusselt, W.A., The surface Condensation <strong>of</strong><br />
Water Vapor, Zieschrift Ver. Deut. Ing., 60,<br />
(1916) p.541.<br />
[15] Shah, M.M., A general correlation <strong>for</strong> heat<br />
transfer during film condensation inside<br />
pipes, Int. J. <strong>Heat</strong> Mass Transfer, 22,<br />
(1979) p.547.<br />
[16] Chato, J.C., Laminar Condensation inside<br />
Horizontal <strong>and</strong> Inclined Tubes, American<br />
society <strong>of</strong> heating, refrigeration <strong>and</strong> air<br />
conditioning engineering journal, 4,<br />
(1962) p.52.<br />
[17] B.U. Bae et al., Evaluation <strong>of</strong> mechanistic<br />
wall condensation models <strong>for</strong> horizontal<br />
heat exchanger in PAFS (Passive Auxiliary<br />
Feedwater System), Annals <strong>of</strong> Nuclear Energy,<br />
Vol.107, (2017) 53-61.<br />
[18] K.Y. Choi et al., Development <strong>of</strong> a wall-t<strong>of</strong>luid<br />
heat transfer package <strong>for</strong> the SPACE<br />
code, Nuclear Engineering <strong>and</strong> Technology,<br />
Vol.41, No.9 (2009).<br />
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 />
84
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Avoid cost-intensive oil change in a hydropower plant<br />
<strong>VGB</strong> oil laboratory tests oil blends to<br />
avoid cost-intensive oil change in a<br />
hydropower plant<br />
Kurzfassung<br />
Ölmischbarkeitsversuche im <strong>VGB</strong>-Öllabor<br />
vermeiden kostenintensiven Ölwechsel<br />
Die Energiewende und die damit verbundene<br />
vorrangige Einspeisung erneuerbarer Energie<br />
er<strong>for</strong>dert von konventionellen, disponiblen Erzeugungsanlagen<br />
ein hohes Maß an Flexibilität.<br />
Wasserkraft als erneuerbarer Energieträger<br />
zeichnet sich durch die Rund-um-die-Uhr-Verfügbarkeit<br />
und Planbarkeit als eine verlässliche<br />
Größe in der Energieversorgung aus. Wasserkraftwerke,<br />
bzw. deren Komponenten wie Turbine<br />
und Hydrauliksysteme sowie Antriebe für<br />
Tore, Schieber und Klappen, benötigen wie alle<br />
Kraftwerke und Windkraftanlagen große Mengen<br />
an Schmierölen und Schmierst<strong>of</strong>fen. Die<br />
Überprüfung dieser St<strong>of</strong>fe hat einen ganz besonderen<br />
Stellenwert. Die regelmäßige Kontrolle,<br />
und dadurch frühzeitiges Erkennen von Anlagenstörungen<br />
und sich anbahnenden Schäden,<br />
gewährleisten den sicheren und reibungslosen<br />
Betrieb der Wasserkraftwerke. Ein vollständiger<br />
Ölwechsel, der nur bei Anlagenstillst<strong>and</strong><br />
durchgeführt werden kann, ist mit einem<br />
hohen Kosten- und Personalaufw<strong>and</strong> verbunden.<br />
Er ist daher nicht das erste Mittel der Wahl.<br />
Das <strong>VGB</strong>-Öllabor unterstüzt die <strong>VGB</strong>-Mitglieder<br />
und Kunden bei der Identifikation von Ölen, die<br />
sich mit den noch im Betrieb befindlichen Ölen<br />
mischen lassen und dabei den sicheren und zuverlässigen<br />
weiteren Anlagenbetrieb ermöglichen.<br />
l<br />
The energy transition <strong>and</strong> the associated<br />
priority feed-in <strong>of</strong> renewable energy require<br />
a high degree <strong>of</strong> flexibility from conventional,<br />
plannable generation plants,<br />
which is <strong>of</strong>ten associated with serious<br />
problems due to the design <strong>of</strong> conventional<br />
thermal power plants (frequent load<br />
changes, start-up <strong>and</strong> shut-down, etc.). In<br />
contrast to volatile renewables (wind <strong>and</strong><br />
solar), hydropower is a renewable source<br />
<strong>of</strong> energy that is reliably supplying power<br />
due to its base load capability <strong>and</strong> plannability,<br />
i.e., some <strong>of</strong> the most important requirements<br />
– namely security <strong>of</strong> supply <strong>and</strong><br />
system stability – are met by hydropower.<br />
Service <strong>for</strong> oil ensures safe<br />
operation<br />
Similar to any conventional power plant,<br />
hydropower plants <strong>and</strong> their components<br />
such as turbines <strong>and</strong> hydraulic systems as<br />
well as drives <strong>for</strong> gates, slides <strong>and</strong> flaps, require<br />
large quantities <strong>of</strong> lubricating oils.<br />
Often, several thous<strong>and</strong> litres <strong>of</strong> lubricating<br />
oil are used in the entire plant. Due to<br />
the low thermal load in hydropower, these<br />
oils can usually be operated <strong>for</strong> very long<br />
lifetime <strong>of</strong> several decades (20 to 40 years<br />
on average, F i g u r e 1 ). Regular inspections<br />
<strong>and</strong> thus the early detection <strong>of</strong> system<br />
malfunctions <strong>and</strong> impending damage ensure<br />
the safe <strong>and</strong> smooth operation <strong>of</strong> power<br />
plants <strong>and</strong> prevent unscheduled unavailabilities<br />
<strong>and</strong> repairs.<br />
Particularly oil losses as a result <strong>of</strong> small<br />
leakages, require regular refilling <strong>of</strong> oil in<br />
order to maintain the oil level needed.<br />
However, operators <strong>and</strong> maintenance engineers<br />
are <strong>of</strong>ten faced with major challenges<br />
in this regard: The original oils used according<br />
to design are <strong>of</strong>ten no longer available<br />
on the market. The procurement <strong>of</strong><br />
replacement oils is difficult, <strong>and</strong> <strong>of</strong>ten<br />
there are also no longer any data sheets<br />
available that can provide in<strong>for</strong>mation on<br />
the composition <strong>of</strong> the original oil, in order<br />
to be able to use equivalent oils according<br />
to the properties <strong>of</strong> the original materials.<br />
Oils cannot necessarily be blended with<br />
each other. Different oil qualities can cause<br />
incompatibilities, which in turn pose considerable<br />
risks, e.g. loss <strong>of</strong> oil properties or<br />
tearing <strong>of</strong> the oil film. This can lead to damage<br />
ranging from bearing damage to machine<br />
damage up to total turbine failure. In<br />
order to avoid a complete oil change, the<br />
<strong>VGB</strong> Oil Laboratory (F i g u r e 2 ) supports<br />
<strong>VGB</strong> members <strong>and</strong> customers in identifying<br />
oils that can be blended with the oils still in<br />
use <strong>and</strong> guarantee safe <strong>and</strong> reliable further<br />
plant operation.<br />
Authors<br />
Further in<strong>for</strong>mation<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen, Germany<br />
Oil laboratory<br />
Gelsenkirchen, Germany<br />
Heiko Fingerholz<br />
heiko.fingerholz@vgb.org<br />
Dr. Christian Ullrich<br />
Head Technical Services<br />
christian.ullrich@vgb.org<br />
Fig. 1. Mineral oils change under the influence <strong>of</strong> temperature, humidity, air <strong>and</strong> metals such as<br />
copper or iron.<br />
85
Öl B Öl A<br />
Avoid cost-intensive oil change in a hydropower plant <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
It’s all about the right oil mix<br />
Fig. 2. Since 2018, <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH <strong>of</strong>fers all technical services <strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Group.<br />
<strong>of</strong> the <strong>VGB</strong> Group bundled together. Here, tailor-made <strong>and</strong> individual solutions which are<br />
characterised by efficiency <strong>and</strong> technical competence.<br />
Aging test<br />
Raumtemperatur 120°C 2 Tage 7 Tage 14 Tage 150°C 2 Tage 7 Tage 14 Tage<br />
In the current case, the <strong>VGB</strong> Oil Laboratory<br />
carried out tests which proved that blends<br />
<strong>of</strong> suitable oil types allow the continued<br />
operation <strong>of</strong> the plant without cost-intensive<br />
complete oil changes. In these oil<br />
blending tests, a temperature pr<strong>of</strong>ile is<br />
used to simulate several years <strong>of</strong> operation<br />
<strong>and</strong> oil ageing (F i g u r e 3 ). Different<br />
blend ratios also show how these oils could<br />
possibly affect operation. A wide variety <strong>of</strong><br />
blends can be set, leading to the identification<br />
<strong>of</strong> the optimum oil combinations <strong>for</strong> a<br />
particular system.<br />
Only a few national <strong>and</strong> international laboratories<br />
have the know-how to carry out<br />
such tests. One <strong>of</strong> the experts in this field is<br />
the <strong>VGB</strong> Oil Laboratory, which, as an independent,<br />
supplier-neutral service provider,<br />
<strong>of</strong>fers tailor-made support to <strong>VGB</strong> members<br />
<strong>and</strong> customers. Thanks to the expertise<br />
<strong>and</strong> experience <strong>of</strong> the laboratory team,<br />
the operator <strong>of</strong> the particular hydropower<br />
plant was able to save about 50 T€. In addition,<br />
costs were saved that would otherwise<br />
have been incurred <strong>for</strong> a complete oil<br />
change.<br />
Tailored support improves also the<br />
environmental balance<br />
Fig. 3. The laboratory team <strong>of</strong> <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH has more than 30 years <strong>of</strong> experience<br />
in the testing <strong>and</strong> the evaluation <strong>of</strong> lubricating <strong>and</strong> insulating oils. In addition to the<br />
analysis <strong>of</strong> oils, the service team carries out interdisciplinary damage analyses <strong>and</strong> is also<br />
on site <strong>for</strong> sampling, inhibition <strong>and</strong> support <strong>of</strong> oil changes.<br />
In addition to the actual cost savings due<br />
to the blending <strong>of</strong> oils, the CO 2 balance<br />
<strong>of</strong> the operator is also improved. The production<br />
<strong>of</strong> one litre <strong>of</strong> turbine oil, <strong>for</strong> example,<br />
produces around 700 grams <strong>of</strong> CO 2 .<br />
If now a complete oil change is avoided<br />
by the blending tests carried out in the<br />
<strong>VGB</strong> oil laboratory, the emission balance<br />
is improved accordingly. In this respect,<br />
the <strong>VGB</strong> oil laboratory also contributes<br />
to the Corporate Social Responsibility<br />
(CSR) <strong>of</strong> its customers, because sustainable<br />
<strong>and</strong> resource-saving solutions are <strong>of</strong><br />
great importance <strong>for</strong> entrepreneurial action<br />
in order to remain competitive in the<br />
market.<br />
l<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību<br />
savstarpējā iedarbība hidroelektrostacijās<br />
Interaction <strong>of</strong> Con<strong>for</strong>mity Assessment <strong>and</strong> Industrial Safety in Hydropower Plants<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-LV (<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-EN/DE, English/German edition),<br />
DIN A4, Print/eBook, 68 Pages, Price <strong>for</strong> <strong>VGB</strong>-Members € 140.–, Non-Members € 200.–, + Shipping & VAT<br />
<strong>VGB</strong> st<strong>and</strong>arti, turpmāk tekstā saukti par “darbu”, un visi darbā izmantotie materiāli un ilustrācijas<br />
ir aizsargātas ar autortiesībām. Izmantošanas tiesību piešķiršana ir tikai <strong>VGB</strong> PowerTech pārziņā.<br />
Termins “darbs ietver šo publikāciju gan drukātā, gan digitālā <strong>for</strong>mātā. Autortiesību aizsardzība<br />
attiecas uz šo darbu kopumā, kā arī uz tā daļām vai fragmentiem.<br />
Šo darbu ir aizliegts izmantot jebkādā veidā, pārkāpjot autortiesības, bez rakstiskas <strong>VGB</strong> PowerTech atļaujas.<br />
Tas attiecas uz jebkuru teksta kopēšanu, tulkošanu, pārveidošanu ciparu <strong>for</strong>mātā un grozīšanu.<br />
<strong>VGB</strong> st<strong>and</strong>artiem ir rekomendējošs statuss un tie nav obligāti piemērojamie st<strong>and</strong>arti. Tajos ņemti<br />
vērā jaunākie tehniskie sasniegumi attiecīgā izdevuma publicēšanas brīdī. Tomēr netiek apgalvots, ka<br />
tie satur pilnīgu un pareizu in<strong>for</strong>māciju. Izmantojot šos st<strong>and</strong>artus, Jūs uzņematies pilnu atbildību un<br />
visus ar to saistītos riskus. <strong>VGB</strong> PowerTech e.V. neuzņemas nekāda veida atbildību.<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>arts<br />
Atbilstības novērtējuma un<br />
darba aizsardzības prasību<br />
savstarpējā iedarbība<br />
hidroelektrostacijās<br />
Interaction <strong>of</strong> Con<strong>for</strong>mity Assessment <strong>and</strong><br />
Industrial Safety in Hydropower Plants<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-LV<br />
86
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Nuclear power plants: Operating results<br />
Plants in direct exchange <strong>of</strong> experience with <strong>VGB</strong> I May <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 744 1 013 850 5 027 350 356 378 894 100.00 100.00 100.00 99.98 0 0.02 0 0 0 0 97.51 99.39 4<br />
KBR Brokdorf DE PWR 1480 1410 744 1 019 287 4 967 761 376 231 090 100.00 100.00 99.95 99.96 0.05 0.04 0 0 0 0 92.37 92.45<br />
KKE Emsl<strong>and</strong> DE PWR 1406 1335 348 479 085 4 474 670 373 485 371 46.83 88.98 46.20 88.79 53.80 11.21 0 0 0 0 45.80 87.90 1,2<br />
KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 744 1 062 814 5 302 849 382 731 892 100.00 100.00 100.00 99.99 0 0.01 0 0 0 0 95.82 98.29<br />
KRB-C Gundremmingen DE BWR 1344 1288 744 999 351 4 891 476 355 369 242 100.00 100.00 100.00 99.90 0 0.10 0 0 0 0 99.27 99.77 -<br />
KWG Grohnde DE PWR 1430 1360 744 1 003 789 4 078 261 402 838 610 100.00 82.37 100.00 81.99 0 17.97 0 0.04 0 0.01 93.79 78.32 -<br />
OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 484 432 112 2 945 004 279 979 721 65.04 89.37 62.85 87.77 35.59 11.90 1.56 0.32 0 0 63.13 88.35 1<br />
OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 378 347 351 3 015 004 269 917 726 50.81 89.90 50.58 89.81 49.42 10.19 0 0 0 0 50.75 90.45 1,4<br />
KCB Borssele NL PWR 512 484 499 223 019 1 671 972 173 740 769 58.20 91.41 58.22 91.42 41.78 8.58 0 0 0 0 58.23 90.16 1,4<br />
KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 433 159 742 1 260 683 134 472 069 58.20 91.42 56.33 90.83 43.67 8.97 0 0 0 0.20 55.97 91.48 1,7<br />
KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 744 282 009 1 377 536 141 753 837 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 99.78 100.08 6,7<br />
KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 509 534 805 3 552 518 334 439 107 68.35 92.52 67.92 91.95 31.91 6.58 0.17 1.48 0 0 67.81 92.50 1,2,7<br />
CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 360 380 667 3 129 396 267 153 244 48.44 82.34 48.36 82.23 44.37 9.11 0 0 7.26 8.66 47.69 80.56 3<br />
Dukovany B1 CZ PWR 500 473 744 366 520 1 289 586 120 934 025 100.00 72.43 99.45 71.38 0.55 4.75 0 0 0 23.87 98.53 71.19 -<br />
Dukovany B2 CZ PWR 500 473 744 364 274 1 795 247 116 407 162 100.00 100.00 99.61 99.82 0.39 0.18 0 0 0 0 97.92 99.10 -<br />
Dukovany B3 CZ PWR 500 473 660 314 737 1 731 972 115 092 529 88.71 97.68 87.87 97.37 12.13 2.63 0 0 0 0 84.61 95.61 -<br />
Dukovany B4 CZ PWR 500 473 744 364 171 1 136 707 115 702 608 100.00 63.92 99.51 63.12 0.49 32.22 0 0 0 4.65 97.90 62.75 -<br />
Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 230 208 026 2 421 505 131 992 795 30.91 62.57 25.68 61.46 70.79 37.82 0 0 3.52 0.72 25.84 61.77 -<br />
Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 744 810 191 3 977 937 129 566 841 100.00 100.00 99.93 99.98 0 0 0 0 0.07 0.01 100.27 101.10 -<br />
Doel 1 BE PWR 454 433 499 227 917 1 597 240 141 611 081 67.08 93.24 66.70 93.08 33.30 6.92 0 0 0 0 65.79 94.65 -<br />
Doel 2 BE PWR 454 433 744 349 212 1 320 047 139 930 112 100.00 78.03 99.98 77.32 0.02 22.68 0 0 0 0 100.29 77.90 -<br />
Doel 3 BE PWR 1056 1006 744 796 408 3 819 505 275 031 816 100.00 99.22 100.00 98.92 0 0.92 0 0 0 0.17 100.74 99.25 -<br />
Doel 4 BE PWR 1086 1038 744 815 217 3 962 050 281 322 040 100.00 100.00 99.97 99.99 0 0 0 0 0.03 0.01 99.60 99.35 -<br />
Tihange 1 BE PWR 1009 962 744 737 163 3 660 915 311 527 890 100.00 100.00 98.54 99.53 0.02 0.01 0 0 1.44 0.47 98.32 100.38 -<br />
Tihange 2 BE PWR 1055 1008 395 310 332 2 621 020 268 324 837 53.02 74.46 39.44 68.46 0 1.80 48.57 9.97 12.00 19.77 39.44 69.04 -<br />
Tihange 3 BE PWR 1089 1038 744 797 031 3 908 177 290 561 835 100.00 100.00 99.97 99.98 0.02 0.02 0 0 0.01 0 98.88 99.60 -<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 />
664 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year:12,409 MWh<br />
Since commissioning: 579,391 MWh<br />
KKB 2 Beznau<br />
Month:<br />
1,192 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year: 1,355 MWh<br />
Since commissioning: 136,109 MWh<br />
KKG Gösgen<br />
Month:<br />
5,299 MWh<br />
Since the beginning <strong>of</strong> the year:36,682 MWh<br />
Since commissioning: 2,503,609 MWh<br />
8 New nominal capacity since January <strong>2021</strong><br />
87
Fachzeitschrift: 2019<br />
· CD 2019 · · CD 2019 ·<br />
Diese CD und ihre Inhalte sind urheberrechtlich geschützt.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />
Technical <strong>Journal</strong>: 1976 to 2000<br />
English Edition<br />
· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 ·<br />
All rights reserved.<br />
© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Germany | 2019<br />
Fachzeitschrift: 1990 bis 2019<br />
· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 ·<br />
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© <strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Essen | Deutschl<strong>and</strong> | 2019<br />
Stefan Loubichi<br />
<strong>VGB</strong>-B 036<br />
| Conventional/Konventionell<br />
| Nuclear/Nuklear<br />
| Renewables/Erneuerbare<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-91-2020-09-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-B-105-007.3<br />
<strong>VGB</strong>: New publications <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
New publications / Neuerscheinungen 2020/<strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> Technical <strong>Journal</strong> / Fachzeitschrift<br />
K 001<br />
PT-CD2020N<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Title/Titel<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
<strong>VGB</strong> <strong>POWERTECH</strong> Technical <strong>Journal</strong> / Fachzeitschrift (Subscription/Abonnement)<br />
<strong>International</strong> Edition – 11 issues yearly (about 1,100 p., rund 1.100 S.)<br />
Annual subscription/Jahresabonnement plus<br />
Shipping <strong>and</strong> h<strong>and</strong>ling/Vers<strong>and</strong>kosten: Germany/Deutschl<strong>and</strong>: 34,00 Euro;<br />
Europe/Europa: 46,00 Euro; Other countries/<strong>and</strong>ere Länder: 92,00 Euro<br />
<strong>POWERTECH</strong>-CD: Technical journal/Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech 2020 (Single user edition)<br />
(For subscribers <strong>of</strong> the printed edition/Einzelplatzversion für Abonnenten der Printausgabe)<br />
Preis für Nicht-Abonnenten/price <strong>for</strong> non-subscribers: 198,00<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
247,50 275,00<br />
98,00/198,00<br />
PT-DVD (1976-2000EN)<br />
PT-DVD (2020)<br />
<strong>POWERTECH</strong>-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/<br />
Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech/<strong>VGB</strong> Kraftwerkstechnik Jahrgänge<br />
1990 bis 2019 (Single user edition/Einzelplatzversion)<br />
950,– Euro (Subscriber/Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>; <strong>VGB</strong> member/<strong>VGB</strong>-Mitglied)<br />
1.950,– Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>)<br />
Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): <strong>VGB</strong>-Mitgliederversion sowie<br />
Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: mark@vgb.org).<br />
<strong>POWERTECH</strong>-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2020/<br />
Fachzeitschrift <strong>VGB</strong> PowerTech/<strong>VGB</strong> Kraftwerkstechnik Jahrgänge<br />
1990 bis 2020 (Single user edition/Einzelplatzversion)<br />
950,– Euro (Subscriber/Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>; <strong>VGB</strong> member/<strong>VGB</strong>-Mitglied)<br />
1.950,– Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent <strong>VGB</strong> PowerTech <strong>Journal</strong>)<br />
Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): <strong>VGB</strong>-Mitgliederversion sowie<br />
Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: mark@vgb.org).<br />
950,00 1.950,00<br />
950,00 1.950,00<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ards & Books & S<strong>of</strong>tware<br />
<strong>VGB</strong>-B 036<br />
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Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
Cybersecurity<br />
in der Energieerzeugung<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
Cybersecurity in der Energieerzeugung<br />
Stefan Loubichi, 2020, S<strong>of</strong>tcover, 176 S.<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-201-7<br />
978-3-96284-202-4<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
47,00<br />
47,00<br />
47,00<br />
47,00<br />
KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System <strong>for</strong> Power Stations<br />
<strong>VGB</strong>-B 105-007.3<br />
<strong>VGB</strong>-S-811-91-2020-09-DE-EN<br />
<strong>VGB</strong>-St<strong>and</strong>ard<br />
Pocketbook<br />
KKS Pocketbook, 148 p./148 S., 2020, (Third edition/Dritte Auflage)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
978-3-96284-123-6<br />
(2. Auflage)<br />
978-3-96284-224-6<br />
(3. Auflage)<br />
----<br />
iOS <strong>and</strong><br />
Android App<br />
<strong>for</strong> KKS<br />
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung<br />
von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere S<strong>of</strong>twareoptionen auf Anfrage.<br />
Free smartphone <strong>and</strong> tablet app (iOS <strong>and</strong> Android) <strong>for</strong> decoding <strong>of</strong><br />
KKS-designations. Further services on request.<br />
https://www.tipware.de/kks/index.html<br />
Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
RDS-PP ® | Reference Designation System <strong>for</strong> Power Plants<br />
iOS <strong>and</strong><br />
Android App<br />
<strong>for</strong> RDS-PP ®<br />
Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur Dekodierung<br />
von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere S<strong>of</strong>twareoptionen auf Anfrage.<br />
Free smartphone <strong>and</strong> tablet app (iOS <strong>and</strong> Android) <strong>for</strong> decoding <strong>of</strong><br />
RDS-PP ® -designations. Further services on request.<br />
https://tipware.de/rdspp/index.html<br />
Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
88
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications<br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<br />
<strong>VGB</strong>-S-823-34-2020-12-EN-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-91-2020-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-821-91-2020-10-DE<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants <strong>for</strong> Energy Supply with<br />
Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen der Energieversorgung<br />
mit Verbrennungsmotoren,<br />
260 p./S., <strong>2021</strong><br />
RDS-PP ® Pocketbook, 74 p., 2020, (First edition)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
RDS-PP ® Pocketbook, 74 S., 2020, (Erste Auflage)<br />
Einzelexemplare kostenlos/Single copies free <strong>of</strong> charge<br />
Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org<br />
ISBN Print<br />
ISBN eBook*<br />
978-3-96284-237-6<br />
978-3-96284-238-3<br />
978-3-96284-183-6<br />
978-3-96284-184-3<br />
978-3-96284-181-2<br />
978-3-96284-182-9<br />
Prices/Preise (net/netto)*<br />
<strong>VGB</strong>-Member Non-Member<br />
<strong>VGB</strong>-Mitglied Nichtmitglied<br />
320,00<br />
320,00<br />
480,00<br />
480,00<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
----<br />
----<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms <strong>of</strong> the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-DE Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 11. Auflage, 183 S., 2020 978-3-96284-167-6 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-01-2019-05-EN Basic Terms <strong>of</strong> the Electric Utility Industry, 11 th edition, 184 p., 2020 978-3-96284-168-3 Kostenlos/Free <strong>of</strong> charge<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-03-2019-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-002-03-2019-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-004-00-2020-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-008-00-2020-11-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-020-00-2017-12-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-033-00-2017-07-LV<br />
<strong>VGB</strong>-S-052-00-2020-06-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-103-00-2020-02-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-107-00-2018-03-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-20-2020-08-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-22-2020-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-150-24-2020-08-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-162-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-164-13-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-167-00-<strong>2021</strong>-03-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-169-12-<strong>2021</strong>-01-DE<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 />
Einphasig gekapselte Generatorableitung<br />
120 S., <strong>2021</strong><br />
Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren<br />
70 S., <strong>2021</strong><br />
Inst<strong>and</strong>haltungsempfehlungen für Trans<strong>for</strong>matoren und Drosselspulen<br />
52 S., <strong>2021</strong><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 />
978-3-96284-249-9<br />
978-3-96284-250-5<br />
978-3-96284-241-3<br />
978-3-96284-242-0<br />
978-3-96284-245-1<br />
978-3-96284-246-8<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 />
200,00<br />
200,00<br />
130,00<br />
130,00<br />
130,00<br />
130,00<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 />
300,00<br />
300,00<br />
195,00<br />
195,00<br />
195,00<br />
195,00<br />
89
<strong>VGB</strong>: New publications <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Ref. Ordering<br />
Number/<br />
Bestell-Kennz.<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 />
<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-02-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-401-00-2020-02-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-415-00-2020-12-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-509-00-2019-11-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-540-00-2020-07-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-DE<br />
<strong>VGB</strong>-S-610-00-2019-10-EN<br />
<strong>VGB</strong>-S-104-O<br />
<strong>VGB</strong>-S-104-O<br />
Titel / Title<br />
Titles with “e” or “EN“ in the ordering reference number are available in English.<br />
Titel mit dem Bestellkennzeichen „e“ oder „EN“ sind in Englisch lieferbar.<br />
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 />
<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 />
978-3-96284-098-3<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 />
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 />
90,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
90,00<br />
120,00<br />
120,00<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 />
140,00<br />
140,00<br />
140,00<br />
140,00<br />
180,00<br />
180,00<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 />
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 />
90
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>: New publications<br />
Special Prints / Reprints from journal <strong>VGB</strong> PowerTech<br />
A meaningful medium, print or digital, <strong>for</strong> your technical papers<br />
from the renown journal <strong>VGB</strong> PowerTech.<br />
| Benefit from the image <strong>of</strong> our journal, in which only technical papers<br />
reviewed by experts are published.<br />
| Reprints are produced individually according to your requests <strong>and</strong><br />
with the same contents as the original paper.<br />
| Your CI can be transferred into the paper, or you will get a copy<br />
<strong>of</strong> the original layout from our journal.<br />
Please do not hesitate to contact us!<br />
Mr Gregor Scharpey | phone: +49 201 8128-200 | E-mail: mark@vgb.org<br />
91
<strong>VGB</strong> News | Personalien <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> News<br />
Efficient electricity generation<br />
through wind power,<br />
even in icy temperatures<br />
• An interdisciplinary team <strong>of</strong> experts<br />
from VERBUND, the AIT Austrian<br />
Institute <strong>of</strong> Technology, the University<br />
<strong>of</strong> Vienna <strong>and</strong> Meteotest is researching<br />
the use <strong>of</strong> intelligent rotor blade heaters<br />
in wind turbines in the joint research<br />
project SOWINDIC. These heaters are<br />
intended to ensure efficient electricity<br />
production in winter temperatures.<br />
Blick von oben auf Vereiste Windkraftanlage , winterliche L<strong>and</strong>schaft, © Verbund<br />
Alongside hydropower, wind energy is<br />
Austria’s most important alternative source<br />
<strong>of</strong> energy. In the winter months, the alpine<br />
climate causes not only windscreens <strong>and</strong><br />
car doors to freeze up, but also the rotor<br />
blades on wind turbines. When this happens,<br />
wind turbines have to be brought to a<br />
stop <strong>and</strong> defrosted, either with a rotor<br />
blade heater or by natural means. This<br />
shutdown causes unpredictable production<br />
losses. To nevertheless ensure a stable<br />
electricity supply, the generating companies<br />
have to purchase expensive electricity<br />
or resort to conventional power plants such<br />
as, <strong>for</strong> example, gas power plants.<br />
The SOWINDIC – Smart Operation <strong>of</strong><br />
Wind Turbines Under Icing Conditions research<br />
project launched in April <strong>2021</strong> investigates<br />
the intelligent operation <strong>of</strong> rotor<br />
blade heaters <strong>for</strong> wind turbines, as a means<br />
to use these with maximum efficiency. Financed<br />
through the Climate <strong>and</strong> Energy<br />
Fund <strong>and</strong> under the consortium leadership<br />
<strong>of</strong> VERBUND, Austria’s leading energy<br />
company, experts <strong>of</strong> the AIT Austrian Institute<br />
<strong>of</strong> Technical, Austria’s largest non-university<br />
research facility, the research association<br />
“Data Science @ Uni Vienna” <strong>and</strong><br />
Meteotest AG, a specialist <strong>for</strong> weather, climate<br />
<strong>and</strong> environmental data, are working<br />
on the development <strong>of</strong> an optimised rotor<br />
blade heater control system.<br />
The project aims at delivering two initially<br />
independent approaches <strong>for</strong> the optimised<br />
operation <strong>of</strong> the rotor blade heater,<br />
which will later be merged within the<br />
scope <strong>of</strong> a so-called hybrid model: on the<br />
one h<strong>and</strong>, the working group “Applied<br />
mathematics with a focus on optimisation”<br />
<strong>of</strong> the University <strong>of</strong> Vienna will examine<br />
<strong>and</strong> further develop existing Machine<br />
Learning strategies <strong>for</strong> their suitability; on<br />
the other h<strong>and</strong>, Meteotest will research an<br />
empirically based approach that builds on<br />
physical models. Both strategies pursue the<br />
goal <strong>of</strong> being able to predict the ice-caused<br />
production failures <strong>of</strong> wind turbines as precisely<br />
as possible using control, sensor,<br />
weather <strong>and</strong> market data. A network component<br />
specially adapted by AIT will capture<br />
the data streams as close to the system<br />
as possible, implement both algorithms on<br />
the wind turbine with real-time capability,<br />
<strong>and</strong> use them <strong>for</strong> automated, optimised<br />
control <strong>of</strong> the rotor blade heater. As an operator<br />
<strong>of</strong> wind turbines, VERBUND will<br />
mainly focus on validating the developed<br />
models <strong>and</strong> bring its many years <strong>of</strong> operating<br />
knowledge to bear in the project.<br />
Austria will be further strengthened as a<br />
knowledge, business <strong>and</strong> climate location<br />
through the cooperation <strong>of</strong> leading, Austrian<br />
companies <strong>and</strong> research institutions<br />
with strong international partners such as<br />
Meteotest.<br />
LL<br />
www.vgb.org (212251449)<br />
Personalien<br />
Paddy Hayes appointed new<br />
Chief Executive <strong>of</strong> ESB<br />
(esb) ESB announced that Paddy Hayes<br />
has been appointed by the Board as the<br />
new Chief Executive in succession to Pat<br />
O’Doherty who is retiring.<br />
Paddy Hayes joined ESB from British<br />
Steel in 1999 <strong>and</strong> was appointed Managing<br />
Director, ESB Networks in 2018. Prior to<br />
this he held the position <strong>of</strong> Executive Director,<br />
<strong>Generation</strong> <strong>and</strong> Wholesale Markets. A<br />
chartered engineer with a Masters Degree<br />
in Engineering from University College<br />
Dublin <strong>and</strong> an MBA from the University <strong>of</strong><br />
Warwick, Paddy is currently co-chair <strong>of</strong> the<br />
European Distribution Transmission Cooperation<br />
Plat<strong>for</strong>m.<br />
Terence O’Rourke, Chairman <strong>of</strong> ESB said,<br />
“On behalf <strong>of</strong> the Board, I am delighted to<br />
announce Paddy Hayes as the new Chief<br />
Executive <strong>of</strong> ESB. He takes over the role at<br />
a challenging time <strong>for</strong> the country, the industry<br />
<strong>and</strong> the company. Paddy brings<br />
enormous business experience, expertise<br />
<strong>and</strong> a track record <strong>of</strong> achievement to the<br />
role. I am confident he will be outst<strong>and</strong>ing<br />
in the position. I also want to thank Pat<br />
O’Doherty, the outgoing Chief Executive<br />
<strong>for</strong> the many years <strong>of</strong> dedicated service to<br />
ESB. Pat has led the trans<strong>for</strong>mation <strong>of</strong> ESB<br />
over the last decade in Irel<strong>and</strong> <strong>and</strong> has focussed<br />
the company on the transition to a<br />
low carbon future. I wish him the very best<br />
<strong>for</strong> the future.”<br />
Paddy Hayes said, „ESB is an outst<strong>and</strong>ing<br />
company. I am delighted <strong>and</strong> honoured by<br />
the trust placed in me <strong>and</strong> looking <strong>for</strong>ward<br />
to working with the Board <strong>and</strong> everyone in<br />
ESB as, together, we play our part in delivering<br />
a low carbon future based on clean<br />
electricity.”<br />
Minister <strong>for</strong> the Environment Climate<br />
<strong>and</strong> Communications Eamon Ryan TD<br />
said, “I want to congratulate Paddy Hayes<br />
on his appointment. ESB has an important<br />
role to play in helping us reach our climate<br />
goals <strong>and</strong> I am looking <strong>for</strong>ward to meeting<br />
with Paddy in due course. I also want to<br />
thank Pat O’Doherty <strong>for</strong> his outst<strong>and</strong>ing<br />
leadership <strong>of</strong> ESB over the last decade,<br />
during which Irel<strong>and</strong> reached over 42 %<br />
renewable electricity. He has left ESB well<br />
positioned to lead the transition to a low<br />
carbon economy <strong>and</strong> I wish Pat well in the<br />
future.”<br />
LL<br />
www.esb.ie (212251521)<br />
92
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> News | Personalien<br />
<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 />
93<br />
Neuer Termin<br />
in <strong>2021</strong>!
| <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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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: Martin Huhn und Sabine Kuhlmann<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 7 l <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong> Webinar <br />
Digitalization in Hydropower<br />
<strong>VGB</strong> Congress <strong>2021</strong> <br />
<strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>100PLUS<br />
Titelseite<br />
UII<br />
53. Kraftwerkstechnisches U IV<br />
Kolloquium, Dresden,<br />
5. und 6. Oktober <strong>2021</strong><br />
aas GmbH 11<br />
BORSIG Service GmbH 13<br />
systec controls 15<br />
Mess- und Regeltechnik GmbH<br />
TÜV NORD 9<br />
EnSys GmbH & Co. KG<br />
Stellenanzeige<br />
Kerntechnik 2022 3<br />
Call <strong>for</strong> Papers<br />
Dictionary Steam/Gas Turbines<br />
3Wörterbuch Dampf-/Gastubinen<br />
Vulkan Verlag 60<br />
<strong>VGB</strong>-Workshop23<br />
Operation <strong>of</strong> Wind Power Plants<br />
in Cold Climate <strong>2021</strong><br />
<strong>VGB</strong>-KELI 2022 34/35<br />
Call <strong>for</strong> Papers 44/45<br />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung40<br />
IT-Sicherheit in Energieanlagen <strong>2021</strong><br />
94
<strong>VGB</strong> PowerTech 7 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>-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> 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 />
<strong>VGB</strong>-Fachtagung<br />
Brennst<strong>of</strong>ftechnik und<br />
Feuerungen <strong>2021</strong><br />
mit Fachausstellung<br />
8. und 9. Dezember <strong>2021</strong>,<br />
Hamburg (und evtl. OnLine-Zuschaltung)<br />
Kontakt<br />
Barbara Bochynski<br />
T: +49 201 8128-205<br />
E: vgb.brennst<strong>of</strong>fe@vgb.org<br />
Seminare | Workshops<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>/VERBUND-Expert-Event<br />
Digitalization in Hydropower<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<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> Webinar<br />
Operation <strong>of</strong> Wind Power Plants<br />
in Cold Climate<br />
27 <strong>and</strong> 28 October <strong>2021</strong><br />
Live & OnLine<br />
Contact<br />
Akalya Theivendran<br />
T: +49 201 8128-230<br />
E: vgb-operation-wind@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 />
Exhibitions <strong>and</strong> Conferences<br />
53. Kraftwerkstechni sches<br />
Kolloquium <strong>2021</strong><br />
5. und 6. Oktober <strong>2021</strong>, Dresden & Online,<br />
Deutschl<strong>and</strong><br />
Technische Universität Dresden<br />
www.tu-dresden.de<br />
Enlit (<strong>for</strong>mer POWERGEN Europe)<br />
30 November to 2 December <strong>2021</strong>,<br />
Milano, Italy<br />
www.enlit-europe.com<br />
E-world 2022<br />
energy & water<br />
8 to 10 February 2022, Essen, Germany<br />
MESSE ESSEN<br />
www.e-world-essen.com<br />
95
Preview | Imprint <strong>VGB</strong> PowerTech 7 l <strong>2021</strong><br />
Preview 8 l <strong>2021</strong><br />
Focus: <strong>VGB</strong> Congress <strong>2021</strong><br />
Maintenance <strong>and</strong> optimisation<br />
Fokus: <strong>VGB</strong>-Kongress <strong>2021</strong><br />
Inst<strong>and</strong>haltung und Optimierung<br />
Role <strong>of</strong> renewable energies in global<br />
electricity generation<br />
Rolle der erneuerbaren Energien in der<br />
weltweiten Stromerzeugung<br />
Hans-Wilhelm Schiffer<br />
Modern turboset diagnostics <strong>for</strong><br />
turbines <strong>of</strong> all power classes<br />
„Black Box Turbine?“ – Oder moderne<br />
Turbosatzdiagnose für Turbinen aller<br />
Leistungsklassen<br />
Clemens Bueren<br />
Simulation <strong>and</strong> modelling as the source <strong>of</strong><br />
the digitalisation strategy – A contribution<br />
to the operational optimisation <strong>of</strong> a<br />
thermal waste treatment plant<br />
Simulation und Modellierung als Fundament der<br />
Digitalisierungsstrategie – Ein Beitrag zur<br />
betrieblichen Optimierung einer thermischen<br />
Abfallbeh<strong>and</strong>lungsanlage<br />
Martin H. Zwiellehner, Franz Dannerbeck,<br />
Mike Sinnreich <strong>and</strong> Ragnar Warnecke<br />
How to save clogged shell-<strong>and</strong>-tube heat<br />
exchangers with economic ef<strong>for</strong>t <strong>and</strong> low<br />
ecological consequences?<br />
Zugesetzte Rohrbündelwärmeübertrager mit<br />
wirtschaftlichem Aufw<strong>and</strong> und geringen<br />
ökologischen Folgen retten – Wie?<br />
Hans-Jürgen Kastner<br />
Gigawatt<br />
3000<br />
2500<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
0<br />
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020<br />
Quelle: IRENA (<strong>2021</strong>) Renewable Capacity Statistics <strong>2021</strong><br />
Geothermal <strong>and</strong> ocean energy<br />
Bioenergy<br />
Solar<br />
Wind<br />
Hydropower<br />
Development <strong>of</strong> capacity <strong>of</strong> electricity<br />
generation plants based on renewable energies<br />
by technology type, to be published in the<br />
article “Role <strong>of</strong> renewable energies in global<br />
electricity generation” by Hans-Wilhelm Schiffer<br />
21004-Ressourcen EN.pdf 1 16.08.<strong>2021</strong> 15:17:24<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 />
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incorporation into electronic systems. The<br />
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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 />
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Diese Fachzeitschrift und alle in ihr<br />
enthaltenen Beiträge und Fotos sind<br />
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außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes<br />
ist ohne Zustimmung der Herausgeber<br />
unzulässig. Dies gilt insbesondere für<br />
Vervielfältigungen, Übersetzungen,<br />
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Verarbeitung in elektronischen Systemen. Für<br />
den Inhalt des jeweiligen Beitrages ist der<br />
einzelne Autor verantwortlich. Bitte richten<br />
Sie Briefe und Manuskripte nur an die<br />
Redaktion und nicht an einzelne Personen.<br />
Für unaufge<strong>for</strong>dert einges<strong>and</strong>te Beiträge<br />
übernehmen wir keine Verantwortung.<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. 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 />
Editing <strong>and</strong> Translation<br />
<strong>VGB</strong> PowerTech<br />
Circulation <strong>and</strong> Advertising Office<br />
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<strong>VGB</strong> PowerTech Service GmbH<br />
Gregor Scharpey<br />
Deilbachtal 173<br />
45257 Essen<br />
Germany<br />
Subscriptions:<br />
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Martin Huhn <strong>and</strong> Sabine Kuhlmann<br />
Tel.: +49 201 8128-212<br />
Fax: +49 201 8128-302<br />
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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, Germany<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 unter 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 />
vgb-pt mediadaten-<strong>2021</strong> umschlag (DEU-ENG web-monitor).indd 1 17.12.2020 09:24:00
53. KRAFTWERKSTECHNISCHES<br />
KOLLOQUIUM<br />
5. – 6.10.<strong>2021</strong> | <strong>International</strong>es Congress Center Dresden<br />
Ob vor Ort oder<br />
digital – in jedem Fall<br />
energetisch vernetzt!<br />
PRÄSENZ<br />
WEB<br />
HYBRID<br />
Die Energiebranche ist im W<strong>and</strong>el und er<strong>for</strong>dert eine Pr<strong>of</strong>ilierung der Ausrichtung von<br />
Unternehmen und Forschungseinrichtungen sowie das Knüpfen von Kontakten und Bilden<br />
von Netzwerken.<br />
Mit dem Kraftwerkstechnischen Kolloquium und der dazugehörigen Firmenmesse bieten sich für<br />
Sie hervorragende Möglichkeiten zur Wahrnehmung und Beurteilung von Trends sowie für persönliche<br />
Treffen. Das im letzten Jahr begonnene Format einer hybriden Veranstaltung behalten<br />
wir bei, sodass wir uns sowohl vor Ort als auch digital in jedem Fall energetisch vernetzen!<br />
Programmauszug, 5. Oktober <strong>2021</strong><br />
10:30 Uhr – 16:00 Uhr Plenarveranstaltung u. a. mit:<br />
5.10. – 6.10.<strong>2021</strong><br />
Firmenmesse<br />
▪ Dr. Gerd Lippold, Staatssekretär für Energie, Klimaschutz, Umwelt und L<strong>and</strong>wirtschaft, Dresden<br />
▪ Pr<strong>of</strong>essor Dr.-Ing. Georg Unl<strong>and</strong>, Staatsminister der Finanzen a.D. Freistaat Sachsen, Dresden<br />
und Rektor a.D. TU Bergakademie Freiberg<br />
▪ Gunda Röstel, Geschäftsführerin Stadtentwässerung Dresden GmbH<br />
▪ Pr<strong>of</strong>essor Dr. Andrea Versteyl, avr – Andrea Versteyl Rechtsanwälte, Berlin<br />
▪ Dipl.-Ing. Jürgen Fuchs, Vorsitzender der Geschäftsführung der BASF Schwarzheide GmbH<br />
▪ Kurt-Christoph von Knobelsdorff, Geschäftsführer NOW GmbH, Berlin<br />
▪ Arne Schönbohm, Präsident des Bundesamtes für Sicherheit in der In<strong>for</strong>mationstechnik, Berlin<br />
5.10.<strong>2021</strong> 16:45 Uhr – 18:15 Uhr und<br />
6.10.<strong>2021</strong> 08:30 Uhr – 15:00 Uhr Fachvorträge<br />
(Themen: Wasserst<strong>of</strong>f, Digitalisierung,<br />
Sektorenkopplung, Dampferzeuger, u.v.m.)<br />
Weitere In<strong>for</strong>mationen finden Sie auch auf unserer Internetseite<br />
www.kraftwerkskolloquium.de<br />
Gern nehmen wir Ihre Anmeldung entgegen und freuen uns schon<br />
sehr darauf, Sie <strong>for</strong>matunabhängig zum 53. Kraftwerkstechnischen<br />
Kolloquium begrüßen zu dürfen!<br />
Juliane Jentschke, M.A.<br />
Tel.: +49 (0)351 463-35308<br />
E-Mail: juliane.jentschke@tu-dresden.de<br />
Carolin Fiebelkorn<br />
Tel.: +49 (0)351 463-32045<br />
E-Mail: carolin.fiebelkorn@tu-dresden.de