vgbe energy journal 5 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat
vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat. Issue 5 (2022). Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us! NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as further services are available on our website, www.vgbe.energy +++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++ Christopher Weßelmann: Editorial Nuclear power in numbers 2021/2022 Kernenergie in Zahlen 2021/2022 Peter Schluppkothen and Mats-Milan L. Müller: How the digital project twin changes plant engineering in power industry Der Digital Project Twin revolutioniert den Anlagenbau in der Energiewirtschaft Stefan Loubichi: Cyberwar in the energy industry: The current status Cyberwar in der Energiewirtschaft: der aktuelle Stand Antonio Ballesteros Avila and Miguel Peinador Veira: Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants Betriebserfahrungen mit Ereignissen in Bezug auf die Betriebszeit von Kernkraftwerken Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam: Assessment of loss of shutdown cooling system accident during mid-loop operation in LSTF experiment using SPACE Code Bewertung des Ausfalls des Nachkühlsystems während des Mitte-Loop-Betriebs im LSTF-Experiment unter Ver-wendung des SPACE-Codes Jürgen Knorr and Albert Kerber: TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal in salt, clay and crystalline TRIPLE C Abfallbehälter zur Erhöhung der Langzeitsicherheit der Einlagerung radioaktiver Abfälle in Salz, Ton und Kristallin Editorial: Nuclear power plants worldwide: Compact statistic 2021 Kernkraftwerke weltweit: Schnellstatistik 2021 vgbe energy: Operating experience with nuclear power plants 2021 Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken 2021 Paul Baruya: Power and coal prospects in developing Africa Trends der Stromerzeugung und des Kohleeinsatzes in den Entwicklungsländern Afrikas
vgbe energy journal - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat.
Issue 5 (2022).
Technical Journal of the vgbe energy e.V. - Energy is us!
NOTICE: Please feel free to read this free copy of the vgbe energy journal. This is our temporary contribution to support experience exchange in the energy industry during Corona times. The printed edition, subscription as well as further services are available on our website, www.vgbe.energy
+++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++++
Christopher Weßelmann: Editorial
Nuclear power in numbers 2021/2022
Kernenergie in Zahlen 2021/2022
Peter Schluppkothen and Mats-Milan L. Müller:
How the digital project twin changes plant engineering in power industry
Der Digital Project Twin revolutioniert den Anlagenbau in der Energiewirtschaft
Stefan Loubichi:
Cyberwar in the energy industry: The current status
Cyberwar in der Energiewirtschaft: der aktuelle Stand
Antonio Ballesteros Avila and Miguel Peinador Veira:
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Betriebserfahrungen mit Ereignissen in Bezug auf die Betriebszeit von Kernkraftwerken
Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam:
Assessment of loss of shutdown cooling system accident during mid-loop operation in LSTF experiment using SPACE Code
Bewertung des Ausfalls des Nachkühlsystems während des Mitte-Loop-Betriebs im LSTF-Experiment unter Ver-wendung des SPACE-Codes
Jürgen Knorr and Albert Kerber:
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal in salt, clay and crystalline
TRIPLE C Abfallbehälter zur Erhöhung der Langzeitsicherheit der Einlagerung radioaktiver Abfälle in Salz, Ton und Kristallin
Editorial:
Nuclear power plants worldwide: Compact statistic 2021
Kernkraftwerke weltweit: Schnellstatistik 2021
vgbe energy:
Operating experience with nuclear power plants 2021
Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken 2021
Paul Baruya:
Power and coal prospects in developing Africa
Trends der Stromerzeugung und des Kohleeinsatzes in den Entwicklungsländern Afrikas
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International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat
5 · 2022
FOCUS
Nuclear power
Nuclear power plant
operation
Cyberwar in
the energy industry:
The current status
How the digital project twin
changes plant
engineering
in power industry
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Programme published
vgbe Congress 2022
ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022
RADISSON BLU HOTEL
TRIPLE C waste
container
Operating experience from
ageing events
in NPP
Assessment of loss
of shutdown cooling system
accident
www.vgbe.energy
Ms Angela Langen
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ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V.
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KENNZIFFER DER STELLE R8122
Editorial
Nuclear power in numbers 2021/2022
Dear readers,
the use of nuclear energy continues to be characterised by
very ambivalent tendencies in new build and new construction
in the individual countries and regions as well as their
socio-political classification.
In the run-up to the World Climate Conference “Conference
of the Parties 26” in November 2021 in Glasgow, Scotland/
United Kingdom – the country’s policy pursues the expansion
of renewables, geographically and climatically adapted
mainly wind energy, as well as nuclear energy as a mediumand
long-term strategy for an emission-reduced and secure
energy supply – the value of nuclear energy as a low-emission
energy resource was once again emphasised: In the
past fifty years since 1970, with the commissioning of the
high-capacity commercial reactors, about 72 billion tonnes
of carbon dioxide emissions have been avoided compared to
the use of fossil fuels. In this context, it was also pointed out
that many energy or electricity markets do not adequately
assess the value of demand-driven, low-carbon and reliable
power generation, including nuclear energy.
Another aspect is the renewed increase in energy consumption
after the COVID pandemic, which lasted more than
two years, and the related restrictions in the private and
economic sectors, some of which were considerable. This
is reflected in gradually rising fuel costs. In 2022, this development
accelerated considerably as a consequence of
Russia’s invasion of Ukraine on energy markets worldwide.
As a consequence, the Belgian government, for example,
announced 2035 as the new decommissioning target for the
Doel 4 and Tihange 3 reactors, i.e. the originally announced
operating time was extended by 10 years.
Nuclear energy was and is also an important topic at the
EU level, among other things associated with the “EU taxonomy”.
The taxonomy is intended to support investors in
identifying economic activities that are in line with the EU’s
environmental and climate goals. In a supplementary delegated
act on climate taxonomy, the EU Commission has
included certain nuclear energy activities in the second
category of activities. These are activities for which technologically
and economically feasible low-carbon alternatives
do not yet exist, but which contribute to climate protection
under strict conditions and have the potential to play an important
role in the transition to a climate-neutral economy
in line with the EU’s climate goals and commitments, without
crowding out investments in renewable energy, according
to the Commission’s message on the matter.
With 438 nuclear power plants in operation worldwide at
the end of 2021, there were four units fewer in 33 countries
than a year earlier. With 451 nuclear units, the number of
plants in operation in 2018 was the highest since the first
commercial nuclear power plant, Calder-Hall 1 in the United
Kingdom, started operation in 1956.
Six units went critical and were synchronised with the power
grid for the first time: three units in China, and one each
in India, Pakistan and the United Arab Emirates. Ten nuclear
power plant units ceased operation: three in Germany
and the United Kingdom, one each in Pakistan, Russia, Taiwan
and the USA.
Nuclear energy can report another good result in electricity
generation for 2021. With a net generation of over
2,653 TWh, this was significantly higher than in the previous
year with 2,553 TWh.
The share of total global electricity production was around
10 %; the share of nuclear energy in total global energy supply
was around 4.0 %.
Among the newly started projects, ten projects were recorded
for 2021: six in China, two in India and one each in
Russia and Turkey. This means that 54 nuclear power plant
units with about 60,000 MWe gross and 55,000 MWe net
capacity were under construction worldwide. In addition,
there are around 200 new construction projects in the planning
stage worldwide.
Christopher Weßelmann
Dipl.-Ing.
Editor in Chief
vgbe energy,
Essen, Germany
vgbe energy journal 5 · 2022 | 1
Editorial
Kernenergie in Zahlen 2021/2022
Sehr geehrte Leserinnen und Leser,
die Nutzung der Kernenergie ist weiterhin geprägt von sehr
ambivalenten Tendenzen bei Zu- bzw. Neubau in den einzelnen
Ländern und Regionen sowie ihrer gesellschaftspolitischen
Einordnung.
Im Vorfeld der Weltklimakonferenz „Conference of the
Parties 26“ im November 2021 in Glasgow, Schottland/
Großbritannien – die Politik des Landes verfolgt als mittel-
und langfristige Strategie für eine emissionsreduzierte
und gesicherte Energieversorgung den Ausbau Erneuerbarer,
geografisch und klimatisch angepasst im Wesentlichen
von Windenergie, sowie Kernenergie – wurde nochmals
hervorgehoben, welche Bedeutung Kernenergie als emissionsarme
Energieressource hat: In den zurück liegenden
fünfzig Jahren seit 1970, also der Inbetriebnahme der leistungsstarken
kommerziellen Reaktoren, wurden im Vergleich
zum Einsatz fossiler Brennstoffe rund 72 Milliarden
Tonnen Kohlendioxidemissionen vermieden. In diesem
Kontext wurde auch darauf hingewiesen, dass viele Energie-
bzw. Strommärkte den Wert von bedarfsgerechter,
kohlenstoffarmer und zuverlässiger Stromerzeugung wie
auch der Kernenergie nicht angemessen bewerten.
Ein weiterer Aspekt ist der nach der über zweijährigen CO-
VID-Pandemie und den damit verbundenen teils erheblichen
Einschränkungen im privaten und wirtschaftlichen
Bereich wieder anwachsenden Energieverbrauch. Dies
schlägt sich in allmählich steigenden Brennstoffkosten
nieder. In 2022 beschleunigte sich diese Entwicklung als
eine Folge der Invasion Russland in die Ukraine auf den
Energiemärkten weltweit noch erheblich.
Als eine Konsequenz hat beispielsweise die Regierung
Belgiens für die Reaktoren Doel 4 und Tihange 3 das Jahr
2035 als neues Stilllegungsziel bekannt gegeben, also die
ursprünglich avisierte Betriebszeit um 10 Jahre verlängert.
Auch auf Ebene der EU war und ist die Kernenergie ein
wichtiges Thema und zwar unter anderem in Zusammenhang
mit der „EU-Taxonomie“. Diese soll Investoren dabei
unterstützen, Wirtschaftstätigkeiten zu identifizieren, die
mit den EU Umwelt- und Klimazielen in Einklang stehen.
In einem ergänzenden delegierten Rechtsakt zur Klimataxonomie
hat die EU-Kommission bestimmte Aktivitäten
zur Kernenergie in die zweite Kategorie von Tätigkeiten
aufgenommen. Dies sind Tätigkeiten, für die es noch keine
technologisch und wirtschaftlich machbaren CO 2 -arme
Alternativen gibt, die aber unter strengen Auflagen einen
Beitrag zum Klimaschutz leisten und das Potenzial haben,
eine wichtige Rolle beim Übergang zu einer klimaneutralen
Wirtschaft im Einklang mit den Klimazielen und Verpflichtungen
der EU zu spielen, ohne dabei Investitionen
in erneuerbare Energien zu verdrängen, so die Kommissionsnachricht
dazu.
Mit 438 Kernkraftwerken war weltweit Ende 2021 in 33
Ländern vier Blöcke weniger in Betrieb als ein Jahr zuvor.
Mit 451 Kernkraftwerksblöcken waren in 2018 so viele
Anlagen in Betrieb wie noch nie seit Inbetriebnahme des
ersten rein kommerziellen Kernkraftwerks Calder-Hall 1 in
Großbritannien im Jahr 1956.
Im Einzelnen sind sechs Blöcke kritisch geworden und
wurden erstmals mit dem Stromnetz synchronisiert: drei
Blöcke in China, und jeweils einer in Indien, Pakistan und
den Vereinigten Arabischen Emiraten. Zehn Kernkraftwerksblöcke
stellten ihren Betrieb ein: drei in Deutschland
und Großbritannien, jeweils einer in Pakistan, Russland,
Taiwan und den USA.
Ein erneut gutes Ergebnis kann die Kernenergie bei der
Stromerzeugung für 2021 verzeichnen. Mit einer Nettoerzeugung
von über 2.653 TWh lag diese deutlich höher als
im Vorjahr mit 2.553 TWh.
Der Anteil an der gesamten weltweiten Stromproduktion
lag bei rund 10 %; der Anteil der Kernenergie an der gesamten
weltweiten Energieversorgung bei rund 4,0 %.
Bei den neu begonnenen Projekten sind für das Jahr 2021
zehn Vorhaben zu verzeichnen: sechs in China, zwei in
Indien und jeweils eins in Russland und der Türkei. Damit
waren weltweit 54 Kernkraftwerksblöcke mit rund
60.000 MWe Brutto- und 55.000 MWe Nettoleistung in
Bau. Darüber hinaus sind rund 200 Neubauprojekte zu verzeichnen,
die sich weltweit im Planungsstadium befinden.
Christopher Weßelmann
Dipl.-Ing.
Chefredakteur
vgbe energy,
Essen, Deutschland
2 | vgbe energy journal 5 · 2022
KWS Energy Knowledge eG
vgbe Technical Services
H
H
KWS
Apartment Building
Campus-
Restaurant
KSG|GfS
vgbe energy
Energy-Campus Deilbachtal
The Center of Excellence
of the German and International Power Industry
KWS Energy Knowledge eG (KWS) is generously equipped to offer ample space for all kinds of events. It functions as an instruction
and training site and a convention center for the Energy-Campus Deilbachtal. Our house facilitates the conveyance of knowledge
and skills and is a hub for the transfer of knowledge as well as a meeting-place. We have been your dependable partner since
1957 and are at your service with a wide range of future-oriented offerings.
vgbe energy* is the technical association of energy plant operators. As an independent technical competence centre and
network, we support our members in their respective business activities as well as in the implementation of innovations and
strategic tasks. The focus is on the exchange of experience as well as services to develop and improve technology, safety, health
and safety at work, environmental friendliness and economic efficiency along the value-added chain.
(*vgbe energy is the new name identity of VGB PowerTech e.V.)
Ever since its foundation in 1987, the simulator center of KSG|GfS has been responsible for the centralized training of operating
personnel from all German nuclear power plants and one from the Netherlands. As part of the Energy Campus Deilbachtal,
KSG|GfS meets the challenges of the energy market, offering its clients srvices in the areas of training, engineering and consulting
for the purpose of enhancing safety and efficient processes. The simulator center has been evolving into an interbranch
provider of professional conduct training. In addition, the simulator center develops training and engineering simulators for
power plant operators. The simulator center operates a high-availability computing center that may be utilized for all aspects
of digitization in the power industry and any other branch of the economy.
International Journal for Generation
and Storage of Electricity and Heat 5 · 2022
Nuclear power in numbers 2021/2022
Kernenergie in Zahlen 2021/2022
Christopher Weßelmann 1
Abstracts/Kurzfassungen6
Members‘ News 8
Industry News 20
News from Science & Research 22
Power News 34
Assessment of loss of shutdown cooling system accident
during mid-loop operation in LSTF experiment using SPACE
Code
Bewertung des Ausfalls des Nachkühlsystems während des
Mitte-Loop-Betriebs im LSTF-Experiment unter Verwendung
des SPACE-Codes
Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam 46
TRIPLE C waste container for increased long-term
safety of HHGW disposal in salt, clay and crystalline
TRIPLE C Abfallbehälter zur Erhöhung der Langzeitsicherheit
der Einlagerung radioaktiver Abfälle in Salz, Ton und Kristallin
Jürgen Knorr and Albert Kerber 51
How the digital project twin changes plant engineering
in power industry
Der Digital Project Twin revolutioniert den Anlagenbau
in der Energiewirtschaft
Peter Schluppkothen and Mats-Milan L. Müller 28
Cyberwar in the energy industry: The current status
Cyberwar in der Energiewirtschaft: der aktuelle Stand
Stefan Loubichi 32
Operating experience from ageing events occurred
at nuclear power plants
Betriebserfahrungen mit Ereignissen in Bezug
auf die Betriebszeit von Kernkraftwerken
Antonio Ballesteros Avila and
Miguel Peinador Veira 40
Nuclear power plants worldwide: Compact statistic 2021
Kernkraftwerke weltweit: Schnellstatistik 2021
Editorial61
Operating experience with nuclear power plants 2021
Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken 2021
vgbe energy 67
Power and coal prospects in developing Africa
Trends der Stromerzeugung und des Kohleeinsatzes
in den Entwicklungsländern Afrikas
Paul Baruya 80
4 | vgbe energy journal 5 · 2022
Ms Angela Langen
Content
vgbe Congress 2022
Antwerp, Belgium
14 to 15 September 2022
Programme out now – check our website at www.vgbe.energy
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Programme published
vgbe Congress 2022
Main Topics:
Energy transition and security of supply in Europe
ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022
RADISSON BLU HOTEL
Plenary Session “Can we achieve security of supply
and decarbonisation with the existing regulation?”
Market & Regulation
Decarbonisation
Renewables & Storage
Repurposing
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Operating results 86
vgbe news 91
| VGB PowerTech e.V. becomes vgbe energy e.V.
VGB PowerTech e.V. wird vgbe energy e.V.
| Vereinbarung Dampfkessel 014:
„Beaufsichtigung von Dampfkesselanlagen“
| vgbe Safety & Health Award 2022 –
Call for nominations
Personalien93
Inserentenverzeichnis94
Events95
Imprint96
vgbe Congress/vgbe-Kongress 2022
Register now!
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Contacts
Ines Moors
t +49 201 8128-274
e vgbe-congress@vgbe.energy
Angela Langen
t +49 201 8128-310
e angela.langen@vgbe.energy
Preview vgbe energy journal 6 | 2022 96
vgbe energy journal 5 · 2022 | 5
Abstracts | Kurzfassungen
How the digital project twin changes
plant engineering in power industry
Peter Schluppkothen and
Mats-Milan L. Müller
Europe’s energy industry has been in a state of
flux for some time now. But what the current
events in Ukraine will mean for the European
energy market can only be vaguely estimated
so far. However, experts agree that the cuts will
be severe and that a rethink of German climate
policy is taking place. For investors, owners,
operators and EPCs in the energy industry, this
means above all that pretty much every plant
will have to be reviewed in more than one aspect
and adapted to the changing market situation.
However, the number of measures, even
for conventional power plants and facilities, will
not decline, as many experts have assumed, but
rather remain constant or even increase in the
medium term. The Digital Project Twin is the
avant-garde model for digitalization in project
management and smooth project control
in the construction and conversion of plants,
overhaul, daily maintenance and also in fullscale
turnarounds or dismantling projects. The
potential savings are enormous and show that
digitalization has too often been thought of in
the wrong direction.
Cyberwar in the energy industry:
The current status
Stefan Loubichi
The number of attacks on operators of critical
infrastructures or manufacturers of critical
components in Germany has reached such great
dimensions since 24.2.2022 that we must speak
of a cyber war, even if politicians do not like to
use this term. This article shows that it has been
known since 2013(!) which methods (still valid
today) can be used to wage a cyber war against
critical infrastructures, although this is still only
rudimentarily acknowledged. While we in Germany
are currently ill-prepared for a cyber war,
the opposing side obviously lacks co-ordination.
Therefore, this (world’s first major) cyber war
serves “only” to see and assess what is technically
feasible and what is not. Unfortunately,
neither politics nor the BSI are big helpers at
the moment. Some of the BSI’s decisions are
more politically than technologically driven,
and politicians fail to set an adequate framework
through clear thresholds and regulations.
In all likelihood, this cyber war will not lead to a
blackout, but the foundations are being laid for
the next cyber war. Hopefully, we all will learn
from our mistakes.
Operating experience from
ageing events occurred
at nuclear power plants
Antonio Ballesteros Avila and
Miguel Peinador Veira
Nuclear safety of the operating nuclear power
plants (NPP) has to be in the core of their life
management. NPPs have to be operated safely
and reliably. European countries involved in
nuclear energy are spending their efforts in improving
the safety of the operating plants and
of those under construction, in accordance with
the Euratom Treaty obligations. In this respect,
the IAEA requirements for the safe operation of
nuclear power plants identify, among others priorities,
maintenance, testing, surveillance and
inspection programmes and ageing management
of safety related components. The final
objective of this work is to draw case-specific
and generic lessons learned from ageing related
events occurred at NPPs during a period of
approximately 10 years. Namely, events reported
between 01/01/2008 and 30/06/2018 in the
IAEA IRS database. The IRS is an international
database jointly operated by the International
Atomic Energy Agency (IAEA) and the OECD/
NEA. The IRS was established as a simple and
efficient system to exchange important lessons
learned from operating experience gained
in nuclear power plants of the IAEA and NEA
Member States. The IRS database contains
more than 4500 event reports with detailed
descriptions and analyses of the event’s causes
that may be relevant to other plants.
Assessment of loss of shutdown
cooling system accident during midloop
operation in LSTF experiment
using SPACE Code
Minhee Kim, Junkyu Song and
Kyungho Nam
During a plant outage, while the fuel remains
in the core, the core is cooled by the Residual
Heat Removal (RHR) system. The loss of the
RHR can lead to loss of heat removal from the
core and is a safety concern. During certain
stage of maintenance, such as installation of
steam generator nozzle dams, the RCS coolant
level is lower to centerline of hot leg and cold
leg pipes. This is called mid-loop operation
and the coolant level is lowest while the fuel
remains in the core. Therefore, the loss of RHR
during mid-loop operation represents the most
limiting condition for loss of RHR incidents. The
present paper is focused on the assessment of
SPACE 3.0 in predicting the system primary and
secondary behavior following the loss-of-RHR
accident during the mid-loop operation of LSTF
experiment in reference to NUREG/IA-0143 report.
The calculated results are compared with
RELAP5 results and experimental data in terms
of steady-state and transient behavior.
TRIPLE C waste container for
increased long-term safety of HHGW
disposal in salt, clay and crystalline
Jürgen Knorr and Albert Kerber
Nuclear facilities for the utilization and handling
of nuclear materials have to fulfill general
safety goals. With varying importance and priorities
the same five main safety goals apply for
safety considerations of all nuclear facilities:
Isolation, Shielding, Control, Protection and
Heat removal. Depending on the facility type
and intended use a tailored set of appropriate
safety measures has to be fore-seen to guarantee
the fulfillment of safety goals in all phases
of operation and over the whole lifecycle of the
facility. New developments in high-tech ceramics
provide a sound scientific-technical basis for
the industrial production of ceramic leakproof
waste container. The central part of a TRIPLE
C waste container is a silicon carbide (SiC) container.
For several reasons the special type SSiC
(pressure less sintered silicon carbide) has been
chosen.
Nuclear power plants worldwide:
Compact statistic 2021
At the end of 2021, 438 nuclear power plants
were in operation in 33 countries worldwide.
The number has decreased by 4 units compared
to the previous year’s reporting date. Six nuclear
power plant units have started operation, 10
units have been decommissioned. The installed
nuclear power capacity remains at a very high
level with 414 GWe gross and 391 GWe net. 10
new nuclear power plant projects were initiated
with the start of construction. 54 plants with
a total capacity of 60 GWe gross and 55 GWe
net in 19 countries were under construction. In
addition, around 200 nuclear power plant units
are in the project planning phase in 25 countries
worldwide.
Operating experience with nuclear
power plants 2021
vgbe energy
vgbe energy committees have been exchanging
operating experience about nuclear power
plants for more than 30 years. Plant operators
from several European countries are participating
in the exchange. A report is given on the operating
results of the six German nuclear power
plants achieved in 2021, events important to
plant safety, special and relevant repair, and
retrofit measures.
Power and coal prospects in
developing Africa
Paul Baruya
As calls grow louder for an energy transition that
prioritises the rapid decarbonisation of energy
systems worldwide, many countries in Africa
have a more complicated set of priorities. Economic
and energy poverty is high in Africa, with
per capita energy use just a third of the world
average, and millions living on 2 US$/d. Africa
is therefore under further pressure to provide
modern energy to a growing population which
is expected to almost double by 2050, while simultaneously
bringing millions out of energy
poverty. However, the region faces economic
hardships and an increasing number of financial
institutions are reducing their exposure to
coal-related investments. The 2021 UN Climate
Change Conference (COP26) has prompted developed
nations to financially assist developing
nations in their efforts to tackle climate change
mitigation and adaptation, but despite Africa
being resourcerich with coal and hydrocarbons,
international aid is likely to focus on wind and
solar. Current and future trends are discussed
for population, key energy and economic indicators,
and CO 2 emissions. The energy challenges
specific to Africa are examined.
6 | vgbe energy journal 5 · 2022
Abstracts | Kurzfassungen
Der Digital Project Twin
revolutioniert den Anlagenbau
in der Energiewirtschaft
Peter Schluppkothen
und Mats-Milan L. Müller
Die Energiewirtschaft Europas befindet sich
seit geraumer Zeit im Wandel. Doch was die
derzeitigen Ereignisse in der Ukraine für den
europäischen Energiemarkt bedeuten, lässt sich
bisher nur vage abschätzen. Experten sind sich
jedoch einig, dass die Einschnitte gravierend
sein werden und ein Umdenken der deutschen
Klimapolitik stattfindet. Für Investoren, Eigentümer,
Betreiber und EPC in der Energiewirtschaft
bedeutet dies vor allem, dass so ziemlich jede
Anlage in mehr als einer Hinsicht überprüft und
auf die sich ändernde Marktlage hin angepasst
werden muss. Die Anzahl der Maßnahmen,
auch für herkömmliche Kraftwerke und Anlagen,
wird aber nicht, wie von vielen Experten
bisher angenommen, zurückgehen, sondern
eher mittelfristig konstant bleiben oder sogar
zunehmen. Der Digital Project Twin bildet dabei
das Avantgarde-Modell für die Digitalisierung
im Projektmanagement. Sei es für die reibungslose
Projektsteuerung bei dem Auf- und Umbau
von Anlagen, die Revisionierung, die tägliche
Instandhaltung oder auch vollumfängliche Turnarounds
und Rückbau-Projekte. Die Einsparpotenziale
sind dabei enorm und zeigen, dass bei
der Digitalisierung zu oft in eine falsche Richtung
gedacht wurde.
Cyberwar in der Energiewirtschaft:
der aktuelle Stand
Stefan Loubichi
Die Zahl der Angriffe auf Betreiber kritischer Infrastrukturen
oder Hersteller kritischer Komponenten
in Deutschland hat seit dem 24.2.2022
so große Dimensionen erreicht, dass man von
einem Cyberwar sprechen muss, auch wenn die
Politik diesen Begriff nicht gerne verwendet.
Dieser Artikel zeigt, dass bereits seit 2013(!)
bekannt ist, mit welchen (auch heute noch gültigen)
Methoden ein Cyber-Krieg gegen kritische
Infrastrukturen geführt werden kann, auch
wenn dies immer noch nur ansatzweise bekannt
ist. Während wir in Deutschland derzeit schlecht
auf einen Cyberkrieg vorbereitet sind, fehlt es
der Gegenseite offensichtlich an Koordination.
Daher dient dieser (weltweit erste große) Cyberwar
„nur“ dazu, zu sehen und zu bewerten, was
technisch machbar ist und was nicht. Leider sind
weder die Politik noch das BSI im Moment große
Helfer. Einige Entscheidungen des BSI sind
eher politisch als technisch motiviert, und die
Politik versäumt es, durch klare Schwellenwerte
und Regelungen einen angemessenen Rahmen
zu setzen. Aller Voraussicht nach wird dieser
Cyberwar nicht zu einem Blackout führen, aber
es werden die Grundlagen für den nächsten Cyberwar
gelegt. Hoffentlich werden wir alle aus
unseren Fehlern lernen.
Betriebserfahrungen mit Ereignissen
in Bezug auf die Betriebszeit von
Kernkraftwerken
Antonio Ballesteros Avila
und Miguel Peinador Veira
Die nukleare Sicherheit der in Betrieb befindlichen
Kernkraftwerke (KKW) muss im Mittelpunkt
ihres Lebenszyklusmanagements stehen.
KKWs müssen sicher und zuverlässig betrieben
werden. Die europäischen Länder, die im Bereich
der Kernenergie tätig sind, bemühen sich,
die Sicherheit der in Betrieb befindlichen und
der im Bau befindlichen Anlagen gemäß den Verpflichtungen
des Euratom-Vertrags zu verbessern.
In diesem Zusammenhang werden in den
IAEO-Anforderungen für den sicheren Betrieb
von Kernkraftwerken unter anderem Prioritäten
für Wartungs-, Prüf-, Überwachungs- und
Inspektionsprogramme sowie für das Alterungsmanagement
sicherheitsrelevanter Komponenten
festgelegt. Das endgültige Ziel dieser Arbeit
ist es, fallspezifische und allgemeine Lehren aus
alterungsbedingten Ereignissen zu ziehen, die
in KKWs während eines Zeitraums von etwa 10
Jahren aufgetreten sind. Dabei handelt es sich
um Ereignisse, die zwischen dem 01.01.2008
und dem 30.06.2018 in der IAEA IRS-Datenbank
gemeldet wurden. Das IRS wurde als einfaches
und effizientes System für den Austausch wichtiger
Erkenntnisse aus den Betriebserfahrungen
in Kernkraftwerken der IAEO- und NEA-Mitgliedstaaten
eingerichtet. Die IRS-Datenbank
enthält mehr als 4500 Ereignisberichte mit detaillierten
Beschreibungen und Analysen der
Ereignisursachen, die auch für andere Anlagen
relevant sein können.
Bewertung des Ausfalls des
Nachkühlsystems während des Mitte-
Loop-Betriebs im LSTF-Experiment
unter Verwendung des SPACE-Codes
Minhee Kim, Junkyu Song
und Kyungho Nam
Während eines Anlagenstillstands wird die Wärmeabfuhr
aus dem Reaktorkern, bei Verbleib
der Brennelemente im Kern, durch das Nachkühlsystem
sicher gestellt. Der Ausfall dieses
Systems kann zu einem Verlust der Wärmeabfuhr
aus dem Kern führen und stellt daher ein
sicherheitstechnisch relevantes Ereignis dar.
Während bestimmter Instandhaltungsarbeiten
z. B. am Dampferzeuger, wird das Kühlmittelniveau
bis zur Mitte der Rohre des heißen und
des kalten Stangs abgesenkt. Dies wird als Mitte-Loop-Betrieb
bezeichnet, und damit ist der
Kühlmittelstand am niedrigsten mit Brennstoff
im Kern. Daher stellt der Verlust der Nachwärmeabfuhr
während des Mitte-Loop-Betriebs den
relevanten Betriebszustand dar. Die vorliegende
Arbeit konzentriert sich auf die Bewertung von
SPACE 3.0 bei der Vorhersage des primären und
sekundären Systemverhaltens nach einem Nachwäremeabfuhr-Verluststörfall
während des Mitte-Loop-Betriebs
des LSTF-Experiments unter
Bezugnahme auf den Bericht NUREG/IA-0143.
Die berechneten Ergebnisse werden mit den Ergebnissen
von RELAP5 und den experimentellen
Daten in Bezug auf das stationäre und instationäre
Verhalten verglichen.
TRIPLE C Abfallbehälter zur Erhöhung
der Langzeitsicherheit der
Einlagerung radioaktiver Abfälle in
Salz, Ton und Kristallin
Jürgen Knorr und Albert Kerber
Kerntechnische Anlagen müssen allgemeine Sicherheitsziele
im Umgang mit radioaktiven Stoffen
erfüllen. Mit unterschiedlicher Bedeutung
und Priorität gelten für die Sicherheitsbetrachtungen
die gleichen fünf Hauptsicherheitsziele:
Isolierung, Abschirmung, Kontrolle, Schutz und
Wärmeabfuhr . Je nach Anlagentyp und Verwendungszweck
muss eine Reihe geeigneter Sicherheitsmaßnahmen
vorgesehen werden, um die
Erfüllung der Sicherheitsziele in allen Betriebsphasen
und während des gesamten Lebenszyklus
der Anlage zu gewährleisten. Neue Entwicklungen
auf dem Gebiet der High-tech-Keramik
bieten eine solide wissenschaftlich-technische
Grundlage für die industrielle Produktion von
keramischen leckagefreien Abfallbehältern im
Bereich der langfristigen Endlagerung radioaktiver
Abfälle. Das Kernstück des hier vorgestellten
TRIPLE C-Abfallbehälters ist ein Siliziumkarbid
(SiC)-Behälter. Aus mehreren Gründen wurde
der spezielle Typ SSiC (drucklos gesintertes Siliziumkarbid)
gewählt.
Kernkraftwerke weltweit:
Schnellstatistik 2021
Ende 2021 waren 438 Kernkraftwerke in 33
Ländern weltweit in Betrieb. Die Zahl hat sich
im Vergleich zum Vorjahresstichtag um 4 Blöcke
verringert. Sechs Kernkraftwerksblöcke haben
den Betrieb aufgenommen, 10 Blöcke wurden
stillgelegt. Die installierte Kernkraftkapazität ist
weiterhin auf sehr hohem Niveau mit 414 GWe
brutto und 391 GWe netto. 10 neue Kernkraftwerksprojekte
wurden mit Baubeginn in Angriff
genommen. 54 Anlagen mit einer Gesamtleistung
von 60 GWe brutto und 55 GWe netto in
19 Ländern befanden sich in Bau. Darüber hinaus
befinden sich weltweit rund 200 Kernkraftwerksblöcke
in 25 Ländern in der Projektierung.
Betriebserfahrungen mit
Kernkraftwerken 2021
vgbe energy
Innerhalb der vgbe energy Ausschüsse wird seit
mehr als 30 Jahren ein intensiver Austausch
von Betriebserfahrungen mit Kernkraftwerken
gepflegt. An diesem Erfahrungsaustausch sind
Kernkraftwerksbetreiber aus mehreren europäischen
Ländern beteiligt. Über im Jahr 2021
erzielte Betriebsergebnisse sowie sicherheitsrelevante
Ereignisse, wichtige Reparaturmaßnahmen
und besondere Umrüstmaßnahmen der
sechs deutschen Kernkraftwerke wird berichtet.
Trends der Stromerzeugung und
des Kohleeinsatzes in den
Entwicklungsländern Afrikas
Paul Baruya
Während die Forderungen nach einer Energiewende
lauter werden, die der raschen Dekarbonisierung
der Energiesysteme weltweit Vorrang
einräumt, haben viele Länder in Afrika kompliziertere
Prioritäten. Die wirtschaftliche Armut
und das Fehlen ausreichender Enregiequellen in
Afrika ist groß, der Pro-Kopf-Energieverbrauch
beträgt nur ein Drittel des Weltdurchschnitts,
und Millionen von Menschen leben mit nur
etwa 2 $/Tag. Afrika steht daher unter weiterem
Druck, eine wachsende Bevölkerung, die
sich bis 2050 fast verdoppeln soll, mit moderner
Energie zu versorgen und gleichzeitig Millionen
von Menschen aus der Energiearmut herauszuführen.
Die Region sieht sich jedoch mit wirtschaftlichen
Schwierigkeiten konfrontiert. Die
UN-Klimakonferenz (COP26) im Jahr 2021 hat
die Industrienationen dazu veranlasst, die Entwicklungsländer
bei ihren Bemühungen um die
Eindämmung des Klimawandels und die Anpassung
an diesen finanziell zu unterstützen, aber
obwohl Afrika reich an Kohle und Kohlenwasserstoffen
ist, wird sich die internationale Hilfe
wahrscheinlich auf Wind- und Solarenergie
konzentrieren. Es werden aktuelle und künftige
Trends bei der Bevölkerung, den wichtigsten
Energie- und Wirtschaftsindikatoren und den
CO 2 -Emissionen erörtert. Die für Afrika spezifischen
Herausforderungen im Energiebereich
werden untersucht.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 7
Members’ News
Members´
News
RWE: New Delegated Act puts
brakes on green hydrogen
• REPowerEU initiative’s ambitious targets
counteracted by detailed rules
Markus Krebber, CEO of RWE AG: “The European
Commission’s REPowerEU package
was conceived as a watershed for security of
supply and climate protection. The increased
targets for the expansion of renewables and
the ramp-up of hydrogen are a step in the right
direction. But the detailed rules around hydrogen
criteria that have now been proposed
will put the brakes on needed investment in
the coming years. The transformation of industry
will be unnecessarily delayed because
the green hydrogen that is urgently needed
will not be available quickly enough in the volumes
required. The current detailed rules proposal
will put the brakes on a good plan. Europe
needs green gases as soon as possible to
achieve our climate targets and for more independence
from Russia.”
(rwe) With the REPowerEU initiative, the
EU Commission aims to decisively drive forward
its goals for security of supply, independence
from Russian fuel supplies and its
ambitious climate targets. The key components
of the initiative are to increase the expansion
of renewables and to accelerate the
ramp-up of the hydrogen market.
However, at the same time, the delegated
act now proposed, which specifies the future
game rules for European hydrogen production,
massively counteracts these ambitious
goals. Instead of accelerating the ramp-up of
the hydrogen economy, the regulation puts
unnecessary shackles on it.
The delegated act specifies that, following
a short transitional period, by 2026 it will be
permissible to use only electricity from newly
constructed, unsubsidised wind and solar
plants to generate green hydrogen. Even if
planning and approval processes for new
wind and solar power plants are to be accelerated
in future, this would mean that it
would not be possible to produce green hydrogen
in large volumes before 2030.
The proposal that electrolysers may only
produce hydrogen when electricity is almost
simultaneously being produced by these
new wind and solar farms is also problematic.
This temporal correlation means that
electrolysers would have to sit idle during
any extended calm period. The result would
be an unnecessary increase in the price of
hydrogen due to more complex operations,
and would make it almost impossible to ensure
a continuous supply to industry.
What is intended as acceleration will in
fact amount to slamming on the brakes. In
other areas, such as electric mobility, there
is no direct coupling of generation from directly
allocated renewables plants either.
What is more, from an energy industry perspective
this kind of approach is entirely
unnecessary, since emissions trading regulates
CO 2 reductions and ensures that emissions
of CO 2 are limited to the available
number of allowances.
RWE and many other companies are prepared
to invest billions of euros in making
the switch to green hydrogen a reality. Many
industrial companies want to convert their
production processes. But to do so, they
need the certainty that green hydrogen will
be available as quickly as possible, in sufficient
volumes, and at a reasonable cost. In
recent months, industry has therefore
drawn up many constructive proposals
around how to leverage headroom when it
comes to the green hydrogen requirements.
RWE will actively work towards this in the
upcoming consultation and hopes that political
decision-makers rethink the current
criteria proposals.
If Europe wants to achieve its ambitious
climate targets, it also needs a brand new
approach going forward: There should be
no limiting criteria for the producers and
purchasers of green hydrogen around the
use of electricity. Instead, the member states
should take the additional electricity required
to ramp up electrolyser capacity into
account in their national build-out targets
for renewables. Separate proof by the green
electricity community would then no longer
be necessary. The current revision of the Renewable
Energy Directive (RED II) offers the
opportunity to do this and, if implemented,
this will make it possible to further unleash
hydrogen’s potential.
LL
www.rwe.com (221590904)
Axpo lanciert Investitionsprogramm
für Erneuerbare
in der Schweiz
(axpo) Als größte Schweizer Produzentin
von erneuerbaren Energien trägt Axpo maßgeblich
zur Energiewende in der Schweiz
bei. Wie heute angekündigt, will sie ihren
Beitrag weiter erhöhen und mit ihrer Tochtergesellschaft
CKW bis 2030 Kraftwerkprojekte
im Umfang von bis zu 1 Milliarde Franken
realisieren. Damit stärkt das Unternehmen
die einheimische Stromproduktion und
fördert den Ausbau von wertvollem Winterstrom.
Mit den richtigen Rahmenbedingungen
wäre jedoch noch viel mehr möglich.
Will die Schweiz die Energiewende schaffen
und energietechnisch unabhängiger
werden, ist das Ausbautempo deutlich zu
erhöhen. Bis 2050 fehlen rund 50 TWh
Strom pro Jahr, wie unser Axpo-Szenario
zeigt.
Hohe Bedeutung
von Solargroßanlagen
Heute liegt ein enormes Potenzial für die
Stromproduktion im Solarbereich brach.
Der Zubau findet vor allem auf den Dächern
bei Neu- und Umbauten statt. Großanlagen
auf Freiflächen fehlen bisher in der Schweiz.
Dabei wären solche Anlagen nötig, um den
in der Energiestrategie gewünschten Solaranteil
im Strommix zu erhöhen. Vor allem
in den Bergen könnten Solar-Großanlagen
viel beitragen, denn die Ausbeute an Solarstrom
ist dort gerade im Winter besonders
hoch – die Sonnenstrahlung ist intensiver,
die Stromproduktion pro Panelfläche bis
50 % höher als im Mittelland.
Axpo hat umfangreiche Erfahrung im Bau
von Solar-Großanlagen, wie jüngst das Beispiel
im Disneyland Paris gezeigt hat, und
möchte dieses Know-how auch in der
Schweiz umsetzen. CKW hat sich bereits Flächen
gesichert, um Anlagen für die Versorgung
von bis zu 9.000 Haushalten zu bauen,
und einen neuen Bereich „Photovoltaik-Kraftwerke“
geschaffen. Leider sind
viele Grossanlagen in der Schweiz jedoch
zurzeit nicht bewilligungsfähig oder die Bewilligungsverfahren
dauern viel zu lange.
Wichtiger Winterstrom
aus Windenergie
Insgesamt verfolgt Axpo über ihre Tochter
CKW sechs Windparkprojekte in der Zentralschweiz
und im Aargau. Die potenziell
rund 20 Turbinen sollen dereinst sauberen
Strom für über 30.000 Haushalte produzieren.
Während die Planung am Lindenberg
weit fortgeschritten ist und die Bevölkerung
8 | vgbe energy journal 5 · 2022
Members´News
voraussichtlich 2023 über die Realisierung
abstimmen wird, konnte CKW für drei Hügelzüge
im Kanton Luzern Vereinbarungen
mit lokalen Grundstückbesitzern und Behörden
treffen und erfolgreich erste Abklärungen
vornehmen. Weitere Projekte sind in
Planung. Windanlagen produzieren etwa
zwei Drittel des Stroms im Winterhalbjahr
– also dann, wenn Strom besonders benötigt
wird. Sie ergänzen somit andere nachhaltige
Produktionsformen wie die Wasserkraft
und Solarenergie bestens.
Ambitionen bis 2030
Insgesamt will Axpo in der Schweiz mit der
Tochtergesellschaft CKW bis 2030 Projekte
im Umfang von bis zu 1 Milliarde Franken
realisieren und zusätzlichen erneuerbaren
Strom für 165.000 Haushalte und Wärme für
55.000 Haushalte produzieren. Über die gesamte
Gruppe hinweg will Axpo bis 2030 insgesamt
10 GW Solarparks und 3 GW Windanlagen
zubauen. Fokus sind die Entwicklung
und der Bau der Anlagen, ein Teil der Solarund
Windparks wird jeweils wieder verkauft.
LL
www.axpo.com (221600821)
BKW baut Position in
der Anlagentechnik
in Deutschland aus
• Cteam Anlagetechnik GmbH neu im
Netzwerk von BKW Infra Services
(bkw) Die BKW macht einen weiteren Entwicklungsschritt
als Dienstleister im
Energie infrastrukturbereich in Deutschland.
Mit der Übernahme der Cteam Anlagetechnik
GmbH (CTA) baut sie ihre Aktivitäten
und Kompetenzen im Bereich Hochspannungs-Anlagentechnik
weiter aus. Das
Unternehmen wird unter dem Namen BKW
Anlagentechnik GmbH das Netzwerk von
BKW Infra Services verstärken.
2012 gegründet, hat sich die Cteam Anlagetechnik
(CTA) zu einem leistungsstarken
Dienstleister in der Planung, im Bau und in
der Instandhaltung von Energieanlagen entwickelt.
Ihr Fokus liegt in der Planung, dem
Bau und der Inbetriebsetzung von Schaltanlagen.
Sie ist in den letzten Jahren stetig gewachsen.
Mit 90 Mitarbeitenden zählt die
Cteam Anlagentechnik zu den bedeutsamen
Dienstleistern im Bereich von Hochspannungs-Anlagen
im süddeutschen Raum.
Aktuell bildet sie den Kompetenzbereich für
Anlagetechnik der Cteam-Gruppe, agiert
aber weitgehend selbständig. Nun ergänzt
sie das Netzwerk von BKW Infra Services.
Die europäische Stromnetzinfrastruktur
erfährt über das nächste Jahrzehnt einen
starken Aus- und Umbau. Zentrale Treiber
sind die Anforderungen der Energiewende,
insbesondere der steigende Anteil der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien,
die Dezentralisierung der Energiesysteme,
die wachsende Überalterung vieler Anlagen
sowie die zunehmende Digitalisierung in
den Netzen. Daraus ergibt sich ein starkes
Marktwachstum bei den Netzbaudienstleistungen.
Mit der Akquisition der LTB Leitungsbau
GmbH hat BKW Infra Services
2019 einen ersten und erfolgreichen Schritt
in den deutschen Energiemarkt getätigt.
Seit einem Jahr baut sie unter der BKW
Energy Solutions GmbH ein Leistungsangebot
im Bereich Hochspannungsanlagen auf.
Mit der Übernahme der CTA wird der Bereich
entscheidend weiterentwickelt und
die Gruppe um neue Kompetenzen ergänzt.
Mit der Übernahme wird die Cteam Anlagentechnik
GmbH in BKW Anlagentechnik
GmbH umbenannt. Der heutige Geschäftsführer
Thomas Dax bleibt im Unternehmen
und führt die Geschäftseinheit weiter. Zweiter
Geschäftsführer wird Heiko Richter, der
innerhalb der BKW Gruppe seit letztem Jahr
den Bereich Hochspannungs-Anlagetechnik
in Deutschland und Österreich verantwortet.
LL
www.bkw.ch (221600826)
The EDF Group launches a new
industrial plan to produce
100 % low-carbon hydrogen
(edf) With the Hydrogen Plan, the EDF
Group aims to develop 3 GW of electrolytic
hydrogen projects worldwide by 2030 [1].
These projects, which will involve between
€ 2 and € 3 billion of investment [2], will be
developed and co-financed through industrial
partnerships and by drawing on national
and European support mechanisms. The
EDF Group‘s ambition is to become one of
the European leaders in 100 % low-carbon
hydrogen production [3].
Using hydrogen to radically decarbonise
the industrial and transport sectors
In addition to direct electrification, the development
of decarbonised hydrogen will
play an essential role in achieving carbon
neutrality. Low-carbon hydrogen produced
from water electrolysis has a major role to
play in decarbonising heavy mobility: buses,
refuse collection vehicles, trucks and trains
in non-electrified areas. Hydrogen derivatives
(e-fuels) will help decarbonise air and
sea transport. Hydrogen is also an intermediary
for the radical decarbonisation of industrial
processes such as those in the chemical,
oil refining and steel industries.
Becoming a European leader in 100 %
low-carbon hydrogen production
Thanks to the development of its low-carbon
electricity production facilities, both
nuclear and renewables, and the know-how
developed by its subsidiary Hynamics, created
in 2019 and specialising in the production
of electrolytic hydrogen, the EDF Group aims
to become one of the European leaders in the
production of 100 % low-carbon hydrogen.
Following the Solar Plan, the Storage Plan,
the Mobility Plan and the Excell Plan, the Hydrogen
Plan is fully in line with the Group‘s
CAP 2030 strategy. To achieve its objectives,
the EDF Group will be able to take full advantage
of the expertise of its R&D, which has
been involved in hydrogen research for many
years, and to draw on the skills of its engineering
and marketing activities.
Jean-Bernard Levy, Chairman and Chief
Executive Officer of EDF, commented: “The
EDF Group is announcing today the launch
of its Hydrogen Plan, a new and essential
step towards the objective of carbon neutrality.
Low-carbon hydrogen is an essential lever
for reducing our dependence on fossil
fuels alongside the direct electrification of
end uses. With this ambitious plan and by
capitalising on its expertise and know-how,
the EDF Group intends to contribute to the
emergence of a strong and innovative European
hydrogen industry.”
vgbe energy journal 5 · 2022 | 9
Members´News
[1] Subject to the implementation of appropriate
support policies and a regulatory framework
conducive to the development of electrolytic
hydrogen
[2] Investments related to hydrogen production
(excluding electricity production assets used to
power the electrolysers)
[3] The delegated act on climate objectives published
in December 2021 by the European Union
defines as “low carbon” hydrogen whose life cycle
analysis emissions are less than 3 kg of CO-
2eq/kg of H 2 produced. It should be noted that
currently approximately 98% of hydrogen is
produced from fossil fuels (methane, coal). The
process therefore emits large amounts of CO 2 : to
produce 1 kg of hydrogen, more than 10 kg of
CO 2 are emitted.
LL
www.edf.com (221600833)
Premiere für die EEW-Gruppe: Erstes Feuer im Wirbelschicht ofen einer
Klärschlammverwertungsanlage − Inbetriebsetzung auf der Zielgeraden
EDF Group: Hinkley Point C
(edf) A review of the schedule and cost for
the two Hinkley Point C reactors has been
finalised [1] and it has concluded:
The start of electricity generation for Unit
1 is targeted for June 2027, the risk of further
delay of the two units is assessed at 15
months, assuming the absence of a new pandemic
wave and no additional effects of the
war in Ukraine [2].
The project completion costs are now estimated
in the range of £ 25 Bn to £ 26 Bn
(2015) [3]. Under the terms of the Contract
for Difference, there is no impact for UK consumers.
During more than two years of the Covid-19
pandemic, the project continued without
stopping. This protected the integrity of
the supply chain and allowed the completion
of major milestones. However, people,
resources and supply chain have been severely
constrained and their efficiency has
been restricted. In addition, the quantities of
materials and engineering as well as the cost
of such activities, including, in particular
marine works have risen.
The next major milestone is the lifting of
the dome on Unit 1, forecast for the second
quarter of 2023.
[1] The review took into account the main aspects
of the project. The schedule and cost of
electromechanical works and of final testing
have not been reviewed.
[2] Since the beginning of construction, the
project has been delayed by 18 months in total,
mainly due to the Covid-19 pandemic. See the
press release of January 27, 2021.
[3] Costs net of operational action plans, in
2015 sterling, excluding interim interest and at a
reference exchange rate for the project of £1 =
€1.23.
LL
www.edf.com (221600832)
Premiere für die EEW-Gruppe:
Erstes Feuer im Wirbelschichtofen
einer Klärschlammverwertungsanlage
− Inbetriebsetzung
auf der Zielgeraden
(eew) Die EEW Energy from Waste GmbH
(EEW) hat Ende April erstmals die Brenner
für das An- und Abfahren des Kessels gezündet
und damit einen wichtigen Meilenstein
für die weitere planmäßige Inbetriebsetzung
der ersten Klärschlammverwertungsanlage
(KVA) in der EEW-Gruppe erreicht.
Die in Helmstedt entstehende Anlage ist auf
eine Kapazität von 160.000 Tonnen Klärschlamm-Originalsubstanz
(OS) ausgelegt
und wird noch in 2022 einen umweltschonenden
Verwertungsweg für ein Fünftel des
niedersächsischen Klärschlamms eröffnen.
„Ich bin stolz darauf, dass wir noch in diesem
Jahr an unserem Stammsitz in Helmstedt
die erste Klärschlammverwertungsanlage
unserer Unternehmensgruppe in Betrieb
nehmen werden“, sagt Bernard M.
Kemper, Vorsitzender der Geschäftsführung
von EEW. Ausgerüstet mit modernster Umweltschutztechnologie,
nach den neuesten
europäischen Standards, werde sie einen
echten Beitrag zum Klima-, Umwelt- und
Ressourcenschutz leisten. „Mit unseren Anlagen
schützen wir die Umwelt vor den
schädlichen Auswirkungen der Klärschlammdüngung,
recyceln lebensnotwendigen
Phosphor und gewinnen umweltschonende
Energie aus Abfall. Nachhaltigkeit
und Kreislaufwirtschaft vereinen sich in einem
ökologisch und ökonomisch zukunftweisenden
Projekt“, ist CEO Bernard M.
Kemper überzeugt.
Für den Juni sei bereits das erste Klärschlammfeuer
geplant und damit ein weiterer
wichtiger Meilenstein in Sichtweite, sagt
Projektleiter Helge Goedecke. Voraussetzung
dafür sei das erfolgreiche Zünden des
Ölbrenners gewesen. Er ist eine sicherheitsrelevante
Anlagenkomponente, die nur
nach Freigabe durch den TÜV betrieben
werden darf. In der Inbetriebsetzungsphase
ist das erste Ölfeuer Grundvoraussetzung
für alle Folgeschritte, erklärt Helge Goedecke
weiter. Der Brenner sei wichtig für das
An- und Abfahren des Kessels, in dem der
Klärschlamm bei mindestens 850 Grad Celsius
energetisch verwertet wird. Der dabei
entstehende Dampf werde auf die Turbine
der benachbarten TRV geleitet und leiste so
am traditionsreichen Energiestandort
Buschhaus einen Beitrag für die Stromversorgung
der Region.
Für Bernard M. Kemper ist die KVA vor diesem
Hintergrund auch ein erstes sichtbares
Zeichen des Strukturwandels im Helmstedter
Revier nach dem Ende der Braunkohleverstromung
und könne Ausgangspunkt für
Folgenansiedlungen weiterer nachhaltiger
Industrieprojekte sein.
Die KVA Helmstedt ist Teil der EEW Energy
from Waste-Gruppe. EEW Energy from Waste
(EEW) ist ein in Europa führendes Unternehmen
bei der Thermischen Abfall- und
Klärschlammverwertung. Zur nachhaltigen
energetischen Nutzung dieser Ressourcen
entwickelt, errichtet und betreibt das Unternehmen
Verwertungsanlagen auf höchstem
technologischem Niveau und ist damit unabdingbarer
Teil einer geschlossenen und
nachhaltigen Kreislaufwirtschaft. In den
derzeit 17 Anlagen der EEW-Gruppe in
Deutschland und im benachbarten Ausland
tragen 1.250 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter
für das energetische Recycling von
jährlich bis zu 5 Millionen Tonnen Abfall
Verantwortung. EEW wandelt die in den Abfällen
enthaltene Energie und stellt diese als
Prozessdampf für Industriebetriebe, Fernwärme
für Wohngebiete sowie umweltschonenden
Strom zur Verfügung. Durch diese
energetische Verwertung der in den
EEW-Anlagen eingesetzten Abfälle werden
natürliche Ressourcen geschont, wertvolle
Rohstoffe zurückgewonnen und die CO 2 -Bilanz
entlastet.
LL
www.eew-energyfromwaste.com
(221600830)
10 | vgbe energy journal 5 · 2022
Members´News
Fünf kommunale Versorger
und Fraunhofer gründen
Allianz für Geothermie
• Zusammenschluss will Wärmewende in
Nordrhein-Westfalen voranbringen
(swd) Wärme ist die halbe Energiewende.
Die Wärmeversorgung in Nordrhein-Westfalen
emissionsfrei zu gestalten und damit einen
wichtigen Beitrag zur Erreichung der
Klimaschutzziele zu leisten, das wollen fünf
kommunale Versorgungsunternehmen in
NRW mit Hilfe von Geothermie erreichen.
Im Februar gründeten die Aachener STA-
WAG, die Stadtwerke Bochum, die Stadtwerke
Duisburg, die Stadtwerke Düsseldorf
und die Stadtwerke Münster gemeinsam mit
der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen
und Geothermie (IEG) die „Allianz
für Geothermie“.
Geothermie ist eine effiziente und wirtschaftliche
Wärmequelle und hat schon vielerorts
ihr Potenzial bewiesen. Beispiele
sind die geothermischen Fernwärmesysteme
von München und Paris. Sie ist kommunal
verfügbar und schützt das Klima. Vor Ort
gewonnen und in vorhandene Wärmenetze
eingespeist, liefert Erdwärme CO 2 -neutral
rund um die Uhr das ganze Jahr verlässlich
Wärme. Sie bietet die Chance, die hiesige
Wärmeversorgung unabhängiger von geopolitischen
Risiken und volatilen Weltmarktpreisen
zu machen.
Trotz guter geologischer Voraussetzungen
und aufgrund seiner Kohletradition wird im
bevölkerungsreichsten Bundesland bisher
noch wenig Heizwärme aus tiefen Gesteinsschichten
gefördert. Ob in den Gruben stillgelegter
Steinkohlebergwerke des Ruhrgebiets,
in den Karbonatgesteinen des Münsterlands
oder in Gebieten mit tiefliegenden
Thermalwasservorkommen – im Untergrund
von Nordrhein-Westfalen schlummert
ein geothermischer Schatz, der die
Wärmewende weit voranbringen kann.
Dieses Potenzial wollen die fünf kommunalen
Versorger und ihr Forschungspartner
in Nordrhein-Westfalen heben. Auch das
nordrhein-westfälische Wirtschaftsministerium
setzt auf Geothermie für die Wärmewende
und förderte im vergangenen Jahr im
Auftrag des Landesparlamentes eine seismische
Landesaufnahme und Machbarkeitsstudien.
„Wir sehen uns dem gesellschaftlichen
Auftrag der Wärmewende vor dem Hintergrund
der Klimakrise verpflichtet und sind
fest entschlossen, die Tiefengeothermie gemeinsam
voranzubringen“, betonen die Vertreter
der fünf Kommunalversorger. Einsetzen
will sich die Allianz für Geothermie für
verlässliche rechtliche Rahmenbedingungen
und schnelle Verwaltungsprozesse für
Geothermieprojekte im bevölkerungsreichsten
Bundesland.
Auf der Agenda der Allianz steht unter anderem
die Absicherung von Investitionen in
geothermische Anlagen. Fachlich und technisch
begleitet wird die Allianz vom Fraunhofer
IEG, einer einschlägigen Forschungsinstitution
für Geothermie und verwandte
Technologiefelder mit vier Standorten in
NRW. Das Fraunhofer IEG wurde gegründet,
um in den Kohleregionen Deutschlands, d.h.
dem Rheinland, dem Ruhrgebiet und der
Lausitz, die Dekarbonisierung der kommunalen
Energiesysteme zu begleiten.
LL
www.swd-ag.de (221600845)
Fortum submits the
Loviisa nuclear power plant
operating licence application
to the Government
(fortum) Fortum [Power and Heat Oy] has
submitted the Loviisa nuclear power plant
operating licence application to the Finnish
Government.
Fortum is seeking a new operating licence
for both nuclear power plant units until the
end of 2050. Fortum also applies for a licence
to use the low- and intermediate-level
radioactive waste final disposal facility located
in Loviisa’s current power plant area
until 2090.
“We want to support the achievement of
Finland’s and Europe’s carbon neutrality
targets and enable the building of a reliable,
competitive and sustainable energy system,”
says Simon-Erik Ollus, Executive Vice President,
Generation Division.
“Loviisa power plant’s lifetime extension is
significant for all of Finland because it contributes
to securing the supply of clean domestic
electricity also in the future,” Ollus adds.
“Our employees have done a really great
job in security the reliability of electricity
production throughout the history of the
power plant. Thanks to their know-how and
expertise, the Loviisa power plant is in good
condition and we can safely continue its operations,”
says Sasu Valkamo, Vice President
of Fortum’s Loviisa nuclear power plant.
The Ministry of Economic Affairs and Employment
will review Fortum’s operating licence
application and request statements
from a range of various parties, including
the Radiation and Nuclear Safety Authority.
Finnish Government will make its decision
based on expert statements. The process is
estimated to take about one year.
Loviisa nuclear power plant
In 2021, the load factor at Fortum’s fully-owned
Loviisa nuclear power plant was
92.9%. The continuous development and
modernisation of the power plant enable
load factors that are among the best for pressurised
water reactors on an international
scale. During the past five years Fortum’s
investments in the Loviisa power plant have
totalled about EUR 325 million. In 2021, the
power plant produced a total of 8.2 terawatt
hours (net) of electricity, which is more than
10% of Finland’s electricity production. Fortum
employs about 700 nuclear sector professionals,
530 of them work at the Loviisa
power plant. Additionally, nearly 100 permanent
employees of other companies work
in the power plant area every day.
LL
www.fortum.com (221600959)
MVV und Vulcan Energie kooperieren
für klimaneutrale Wärme
in Mannheim
• Mannheimer Energieunternehmen MVV
und Vulcan Energie Ressourcen GmbH
schließen Abnahmevertrag für CO 2 -freie
Wärme mit 20 Jahren Laufzeit – Vulcan
liefert MVV ab 2025 zwischen 240 und
350 Gigawattstunden pro Jahr an erneuerbarer
Wärme
(mvv) Das Mannheimer Energieunternehmen
MVV und die in Karlsruhe ansässige
Vulcan Energie Ressourcen GmbH, kurz
Vulcan, haben einen über 20 Jahre laufenden
Wärmeabnahmevertrag unterzeichnet.
Im Rahmen der Vereinbarung, die 2025 in
Kraft treten soll, wird Vulcan erneuerbare
Wärme mit einem Gesamtvolumen zwischen
240 und 350 Gigawattstunden pro
Jahr an MVV liefern. Insgesamt können so
zirka 25.000 bis 35.000 Mannheimer Haushalte
sicher mit heimischer klimaneutraler
Energie versorgt werden.
Die Wärme soll aus einem Geothermieheizwerk
kommen, das Vulcan in der Nähe
Mannheims errichten wird. Im weiteren Verlauf
will Vulcan dort auch CO 2 -freies Lithium
für die Batterieindustrie in Deutschland
und in Europa fördern. Mannheim ist dabei
eine von mehreren Gemeinden in der Region,
die Vulcan mit erneuerbarer Wärme versorgen
wird. „Für Mannheim ist diese Kooperation
ein wichtiger Meilenstein auf dem
Weg in die Klimaneutralität. In Deutschland
ist Mannheim ein Vorreiter, denn mit Hilfe
regionaler Geothermie setzt MVV auf eine
sichere, zukunftsfähige, wirtschaftliche und
umweltschonende Versorgung für ihre Kunden
aus Industrie, Gewerbe und privaten
Haushalten“, so Thorsten Weimann, COO
der Vulcan Energie Ressourcen GmbH.
Dr. Hansjörg Roll, Technikvorstand von
MVV, sieht in dem Wärmeabnahmevertrag
eine gelungene Ergänzung der strategischen
Ausrichtung von MVV: „Mit unserem Mannheimer
Modell haben wir uns vorgenommen,
bis 2040 klimaneutral und danach als
vgbe energy journal 5 · 2022 | 11
Members´News
Junge Kolleginnen und Kollegen früh
für das Netz begeistern
„Energieversorgung ist eine verantwortungsvolle
Aufgabe, der sich die RheinEnergie
seit nunmehr 150 Jahren widmet. Sie ist
mit hochspezialisierten Tätigkeiten verbunden,
für die wir qualifizierte Fachkräfte benötigen.
Mit dem neuen Schulungszentrum
begeistern wir die jungen Kolleginnen und
Kollegen nicht nur früh für das Netz, wir
schaffen auch einen stetigen Wissensaustausch
zwischen den Generationen. Damit
werden wertvolles Wissen und Erfahrung
weitergegeben“, sagt Susanne Fabry, Netzvorständin
der RheinEnergie.
salzburg AG: Kleinwasser kraftwerk Murfall feiert 100. Geburtstag
Karl-Heinz Merfeld, Bürgeramtsleiter
Köln-Porz, sagt: „Das Porzer Schulungszentrum
für Starkstromelektrik wird über die
Stadt- und Landesgrenzen hinaus Bekanntheit
erlangen. Porz ist daher stolz auf diese
neue und moderne Einrichtung.“
eines der ersten Energieunternehmen
Deutschlands klimapositiv zu werden. Dafür
wollen wir noch in dieser Dekade die Fernwärme
in Mannheim und der Region vollständig
auf grüne Energiequellen umstellen.
Die langfristige Vereinbarung mit Vulcan
ermöglicht uns erhebliche Mengen an Wärme
aus erneuerbaren Quellen – zum Wohl
unseres Klimas und für mehr Versorgungssicherheit.“
MVV: Meilensteine für die Wärmewende
in Mannheim und der Region
Außerdem arbeitet MVV als drittgrößter
Fernwärmeversorger Deutschlands an zahlreichen
Projekten zur Dekarbonisierung der
Fernwärme, darunter auch an weiteren Möglichkeiten
zur Nutzung von Erdwärme als
klimaneutrale Quelle für die Wärmeversorgung.
Darüber hinaus hatte MVV vergangenen
Montag mit dem Bau einer innovativen
Flusswärmepumpe begonnen, eine der größten
Wärmepumpen in Europa. Diese wird als
„Reallabor der Energiewende“ durch das
Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz
gefördert und soll ab 2023 bis zu
10.000 Tonnen CO 2 pro Jahr einsparen. „Hinzu
kommen weitere innovative Bausteine für
die Wärmewende wie der Einsatz von Biomasse,
Klärschlammverwertungs- und Biomethananlagen
sowie industrielle Abwärme
– alles mit dem Ziel, die Mannheimer Fernwärme
bis 2030 komplett auf grün umzustellen“,
so Dr. Hansjörg Roll von MVV.
Vulcan: Begleitung von Energieunternehmen
und Batterieindustrie bei
CO 2 -Neutralität
Die Vulcan Energie Ressourcen GmbH beabsichtige
laut Thorsten Weimann, ab 2024
CO 2 -freies Lithium zur Herstellung von zirka
1 Million E-Autos bereitzustellen und den
Oberrhein damit zu einem wichtigen Standort
für die europäische Batterieindustrie zu
etablieren. Außerdem ergänzte der Vulcan-
COO: „Die Kooperation mit MVV zeigt, dass
wir in der Lage sind, gleichzeitig Energieversorger
und die Batterie- bzw. die Automobilindustrie
auf ihrem Weg zur CO 2 -Neutralität
zu begleiten – eine Leistung, auf die wir sehr
stolz sind. Die Vereinbarung mit MVV wird
uns wie auch der Stadt Mannheim einen stetigen
wirtschaftlichen und ökologischen
Nutzen bringen.“
LL
www.mvv.de (221601051)
Investition in den Fachkräftenachwuchs
– RheinEnergie eröffnet
neues Schulungszentrum
(rh-e) Angesichts des demografischen Wandels
und des damit verbundenen Fachkräftemangels
investiert die RheinEnergie laufend
in die Sicherung des Fachkräftenachwuchses
im Bereich der Starkstromelektrik. Dazu
hat der Kölner Energieversorger ein neues
Schulungszentrum an seinem Umspannwerk
in Porz-Westhoven eröffnet. In dem neuen
Schulungszentrum lassen sich an einem Ort
Schaltvorgänge an Mittelspannungsanlagen
und Schaltgeräten als auch Kabelortungen
und -prüfungen üben. Zudem können die
Fachleute dort Arbeiten an Freileitungen
trainieren. Die einzelnen Schulungsinhalte
sind zum einen Bestandteil der Ausbildung
in verschiedenen Elektroberufen, sie dienen
aber auch der Fort- und Weiterbildung für
bereits ausgebildete Fachkräfte. Neben dem
eigenen Fachkräftenachwuchs steht das
Schulungszentrum auch für andere Energieversorger
zur Verfügung. Dies bietet die
RheinEnergie als Dienstleistung an. In einigen
Aufgaben ist das Schulungszentrum einmalig
in Deutschland.
LL
www.rheinenergie.de (221600842)
salzburg AG: Kleinwasserkraftwerk
Murfall feiert
100. Geburtstag
(s-ag) Das älteste Wasserkraftwerk im
Lungau feiert Geburtstag. Das Kleinwasserkraftwerk
Murfall wird 100 Jahre alt. Erbaut
1922 liefert es seither Strom für die Region.
Der Lungau ist von den Hohen Tauern und
den Kärntner Nockbergen umgeben. Nur
gegen Osten öffnet sich das Hochplateau
über das Murtal in die Steiermark. Die 440
Kilometer lange Mur zählt zu den größten
Flüssen Österreichs und ist auch für die
Stromversorgung des Lungaus von großer
Bedeutung. Bis 1946 wurden weite Teile des
Lungaus vom Kraftwerk Murfall aus versorgt.
Als ältestes Kraftwerk im Lungau ist es
seit 1922 in Betrieb und produziert bis heute
Strom für die Region.
Kraftwerk mit Geschichte
Mit einer Maschinenleistung von 260 Kilowatt
und einer 15.000 Volt Leitung entlang
der Mur konnte die Salzburg AG Anfang der
20er Jahre die Stromversorgung für den
Lungau aufbauen und sicherstellen. Ein
zweiter Maschinensatz hob 1942 die Leistung
des Kraftwerks Murfall auf 780 Kilowatt
an. Mit dem ein paar Jahre später errichteten
Öllschützenspeicher konnte man
die Stromproduktion besser an den damaligen
Bedarf im Tagesverlauf anpassen. Heute
gehört der Öllschützenspeicher zu den Anlagen
des Pumpspeicherkraftwerks Hintermuhr.
Dazu wurde der Speicher vergrößert
und über einen 1.720 Meter langen Verbindungsstollen
mit der Kraftkaverne Hintermuhr
verbunden.
12 | vgbe energy journal 5 · 2022
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Members´News
Vollautomatischer Betrieb
In den 1990er Jahren erhielt das Kraftwerk Murfall
eine automatische Steuerung: Generator, elektrische
und mechanische Anlagen wurden damals
auf den neuesten Stand der Technik gebracht. Seither
erzeugt das Kraftwerk Murfall 3,7 Millionen
Kilowattstunden Strom pro Jahr. Somit versorgt
das Kleinwasserkraftwerk rund 1.000 Haushalte
mit unabhängigem, grünen Strom.
LL
www.salzburg-ag.at (221601049)
Städtische Werke Kassel prämieren
Abschlussarbeiten von Hochschulabsolventen
• Nachwuchsforscher für
die Energiewende gesucht
(sk) Die Städtischen Werke Kassel schreiben einen
jährlichen Preis für herausragende Abschlussarbeiten
aus dem Bereich erneuerbare Energien
und Klimaneutralität aus. In diesem Jahr liegt der
Fokus auf Vorschlägen, wie Wasserstoff als innovativer
Energieträger genutzt werden kann. Prämiert
werden Bachelor- und Masterarbeiten aus den Jahren
2021 und 2022, die sich mit dem Fokusthema
und idealerweise der Region Nordhessen auseinandersetzen.
Der Gewinner wird mit einem Preisgeld
von 1.500 Euro ausgezeichnet. Die Jury ist besetzt
mit Vertretern der Städtischen Werke, des Fraunhofer-Instituts
für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik
IEE sowie Repräsentanten der
Regionalmanagement Nordhessen GmbH und der
Industrie- und Handelskammer Kassel-Marburg.
Das Ziel des Preises sei, so Dr. Michael Maxelon,
Vorstandsvorsitzender der Städtischen Werke, Arbeiten
zu fördern, die konkrete Vorschläge beinhalten,
wie der Praxiseinsatz von Wasserstoff als Energieträger
in der Region Nordhessen gelingen kann.
„Die Städtischen Werke sind schon lange in der
Nachwuchsförderung im Bereich der Erneuerbaren
und der Energiewende aktiv. Beim Zukunftsthema
Wasserstoff zeigt sich aber, dass ihm zwar
große Chancen als sauberer und nachhaltiger Energieträger
eingeräumt werden, umsetzbare Ansätze
für seinen Einsatz jedoch fehlen. Hier möchten wir
die jungen Forscher unterstützen, Lösungen zu finden.“
Noch bis zum 31. Oktober 2022 können Absolventen
ihre Arbeit sowie eine einseitige Zusammenfassung
unter innovation@sw-kassel.de einreichen.
Um praktische Anwendungsmöglichkeiten für
Wasserstoff in der Region Nordhessen zu erkennen,
haben die Städtischen Werke zusammen mit dem
IEE eine Bedarfsanalyse (Senkenstudie) für die Region
Kassel durchgeführt. Unterstützt wurde das
Vorhaben durch die IHK und die Regionalmanagement
Nordhessen GmbH. „Der Auftrag war, mögliche
aktuelle und zukünftige Bedarfe, also Energiesenken,
in Nordhessen zu identifizieren. Dafür haben
wir unter anderem mit Unternehmen der Region
gesprochen, mit einem starken Fokus auf Verkehr
und Industrie“; so Jochen Bard, Bereichsleiter
Energieverfahrenstechnik beim IEE.
vgbe-Fachtagung
Dampfturbinen
und Dampfturbinenbetrieb
2022
14. & 15. Juni 2022
Köln, Deutschland
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t +49 201 8128 268
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vgbe energy journal 5 · 2022 | 13
Members´News
Die detaillierten Erkenntnisse der Bedarfsstudie
Wasserstoff werden zurzeit noch aufbereitet
und danach der Öffentlichkeit vorgestellt.
Die zentralen Ergebnisse können
aber bereits veröffentlicht werden. Aktuell
besteht noch kein nennenswerter stofflicher
Bedarf nach Wasserstoff. Bis zum Jahr 2040
wird eine Nachfrage bis zu 2.050 Tonnen
Wasserstoff allein im Mobilitätssektor sowie
von bis zu 3.950 Tonnen jährlich in der Industrie.
„Die Studienergebnisse dämpfen auf den
ersten Blick vielleicht die Erwartungen.
Aber der Krieg in der Ukraine zeigt, dass
grünem Wasserstoff als sauberen alternativen
Energieträger schnell eine größere Bedeutung
zukommen wird, um fossile Energieträger
abzulösen. Deshalb ist die Forschung
rund um Wasserstoff umso wichtiger,
so Dr. Olaf Hornfeck, ebenfalls Vorstand
der Städtischen Werke.
LL
www.sw-kassel.de (221601046)
steag: Vermarktungserfolg für
STEAG-Wasserstoffprojekt im
Saarland
• HydroHub Fenne will künftig grünen
Sauerstoff an Nippon Gases Deutschland
liefern
(steag) Die STEAG GmbH will die Nippon
Gases Deutschland GmbH künftig von ihrem
Standort im saarländischen Völklingen-Fenne
aus mit Sauerstoff beliefern. Der
Sauerstoff soll dort demnächst als Nebenprodukt
des von STEAG und Partner Siemens
Energy geplanten Elektrolyseurs „HydroHub
Fenne“ zur Erzeugung von grünem,
d.h. klimaneutralen Wasserstoff anfallen.
Die Belieferung erfolgt über eine Nippon
Gases gehörende Sauerstoffpipeline, an die
der traditionelle Kraftwerksstandort der
STEAG bereits heute angebunden ist, sodass
es keiner weiteren Investitionen in Transportinfrastruktur
bedarf.
Sauerstoff ist ein Nebenprodukt der Wasserelektrolyse.
Am Standort Völklingen-Fenne
soll im Rahmen des Projekts „HydroHub
Fenne“ eine Elektrolyse-Anlage mit einer
Leistung von rund 53 Megawatt (MW) entstehen.
„Der dabei erzeugte Wasserstoff
(H2) wird einen bedeutenden Beitrag zur
Dekarbonisierung der saarländischen Stahlindustrie
leisten“, sagt STEAG-Projektleiter
Philipp Brammen.
Vereinbarung unterzeichnet
Die nun mit Nippon Gases geschlossene
Vereinbarung stellt eine sinnvolle Ergänzung
zur Wirtschaftlichkeit des wegweisenden
Zukunftsprojektes dar. Der Industriegaseproduzent
plant die Abnahme des zusätzlich
anfallenden Sauerstoffs (O2) zur Lieferung
an Kunden. Der Vorteil für alle Beteiligten
liegt in der Nutzung eines bereits heute
in der Region Saar vorhandenen Rohrfernleitungsnetzes
zum Transport von Sauerstoff
für die zuverlässige Versorgung der vor
Ort ansässigen Stahlindustrie. Mit dem Projekt
„HydroHub Fenne“ wird die Wertschöpfung
des neuen Elektrolyseurs durch die
gleichzeitige Nutzung von Wasserstoff und
Sauerstoff wirtschaftlich unter Beweis gestellt.
Dieses Abkommen ist ein weiterer
entscheidender Schritt seitens Nippon Gases,
um einen Mehrwert für die Gesellschaft
zu schaffen und den Einsatz neuer Technologien
praktisch zu unterstützen.
Meilenstein für das Projekt HydroHub
Fenne
Mit diesem Vermarktungserfolg ist ein
weiterer Schritt auf dem Weg zur Realisierung
des für den Industriestandort Saarland
insgesamt wichtigen Wasserstoffprojekts
getan. „Die nun mit Nippon Gases erzielte
Übereinkunft ist ein relevanter Erfolg für die
Rentabilität des Gesamtprojekts“, sagt Karl
Resch, der bei STEAG im Bereich Trading
die Themen Sales & Origination verantwortet
und den „Letter of Intent“ mit Nippon
Gases und Siemens Energy federführend für
STEAG ausgehandelt hat.
Kurz vor Weihnachten 2021 hatte der „HydroHub
Fenne“ die nächste Phase für eine
Förderung als „Important Project of Common
European Interest“ (IPCEI) erreicht.
„Auch dieser Zwischenerfolg zeigt, dass wir
mit unserem Konzept auf dem richtigen Weg
sind“, unterstreicht Dr. Ralf Schiele, der in
der Geschäftsführung der STEAG GmbH für
die Bereiche Markt und Technik verantwortlich
zeichnet.
So sieht es auch STEAG-Projektpartner
Siemens Energy: „Mit der in naher Zukunft
zu erwartenden Vermarktung des Nebenprodukts
Sauerstoff zeigt sich, dass der HydroHub
Fenne ein im besten Sinne nachhaltiges
und zukunftsweisendes Projekt ist. Es
kann nicht nur Wasserstoff als Schlüsselelement
eines zukünftig klimaneutralen Energiesystems
bereitstellen, sondern es liefert
zusätzlich auch den in industriellen Prozessen
vielfach benötigten Sauerstoff“, fasst
Eric Klein, Vice President Sales Europe New
Energy Business bei Siemens Energy, die
Vorteile des Projekts für Klima und Umwelt
zusammen.
HydroHub Fenne als Nukleus einer
grenzübergreifenden Wasserstoffwirtschaft
Gemeinsam mit den internationalen Partnern
Creos Deutschland, Encevo, GazelEnergie,
GRTgaz, H2V, Hydrogène de France
und der Stahl-Holding-Saar hat STEAG sich
zudem als Europäische wirtschaftliche Interessenvertretung
(EWIV) „Grande Region
Hydrogen“ zusammengeschlossen. Der
künftige HydroHub Fenne ist insofern auch
ein integraler Baustein einer grenzüberschreitenden
Wasserstoffwirtschaft in Luxemburg,
der französischen Region Lothringen
(Grande-Est) und dem Saarland.
LL
www.steag.com (221601044)
TIWAG: GKI-Großbaustelle in
der Zielgeraden
(tiwag) Die Bauarbeiten auf der Kraftwerksbaustelle
im Oberen Gericht laufen auf
Hochtouren. Am 4. November ist die offizielle
Inbetriebnahme geplant.
Heute informierte sich Tirols Landeshauptmann
Günther Platter auf der Wehrbaustelle
in Ovella über den Baufortschritt:
„Mit dem Gemeinschaftskraftwerk Inn entsteht
das derzeit größte Laufwasserkraftwerk
des Alpenraums in Tirol. Das neue
Kraftwerk leistet einen wichtigen Beitrag für
die Tiroler Grundversorgung und kommt
genau zum richtigen Zeitpunkt. In Tirol werden
wir in den nächsten fünf Jahren über 1,6
Mrd. EUR in den Ausbau der Energieunabhängigkeit
investieren. Dabei steht für mich
außer Frage, dass die Verfahren für die Umsetzung
solcher Großprojekte gestrafft werden
müssen.“
GKI-Geschäftsführer Johann Herdina erläutert
beim Lokalaugenschein: „Begünstigt
durch den niederschlagsarmen Winter sind
wir mit den Arbeiten gut vorangekommen.
Mit der Fertigstellung des Triebwassereinlaufes
und der Betonage der obersten Geschoßdecke
beim Dotierkraftwerk konnten
zuletzt zwei weitere Abschnitte planmäßig
abgeschlossen werden.“
Inn-Aufstauung ab August
Parallel zu den noch ausstehenden Betonbauarbeiten
für die Fischaufstiegshilfe sind
derzeit bereits die unterschiedlichsten Professionisten
tätig. Im künftigen Stauraum,
der sich von der Wehrbaustelle über eine
Länge von ca. 2,5 km bis zur Innbrücke in
Martinsbruck erstreckt, sind die Bauarbeiten
ebenfalls zum Großteil abgeschlossen.
Im August ist das erstmalige Aufstauen des
Inn geplant.
„Dieser Vorgang erfolgt schrittweise in
mehreren Etappen und wird von einem umfangreichen
Messprogramm zur Sicherstellung
der einwandfreien Funktion der Wehranlage
begleitet“, erklärt Herdina. Parallel
dazu werden die Maschinen im Krafthaus
nochmals eingehend getestet. Sobald der
Inn aufgestaut ist, kann das Wasser durch
den 23,2 km langen Triebwasserstollen zu
14 | vgbe energy journal 5 · 2022
Members´News
den Turbinen geleitet werden. Ab diesem
Zeitpunkt beginnt die sogenannte Nassinbetriebsetzung.
Dieses umfangreiche Test- und Messprogramm
erstreckt sich über mehrere Wochen.
Im November wird die neue Anlage dann
ans Netz gehen: Mit einer installierten Leistung
von 89 Megawatt werden jährlich rund
440 Gigawattstunden Strom erzeugt werden.
Das entspricht dem Stromverbrauch
von 90.000 Haushalten. Das Dotierkraftwerk
in Ovella liefert rund acht Gigawattstunden
Strom und geht voraussichtlich im
Jänner 2023 in Betrieb.
Im November 2014 ist der Spatenstich für
das grenzüberschreitende Kraftwerksprojekt
von TIWAG und Engadiner Kraftwerke
AG erfolgt. Die Gesamtinvestitionskosten
betragen rund 620 Mio. Euro.
LL
www.tiwag.at (221601040)
Trianel Windpark Borkum:
Erster deutscher Offshore
Windpark mit DIN ISO
55001-Zertifizierung
• Asset Management des kommunalen
Windparkbetreibers entspricht internationalem
Standard
(trianel) Der Trianel Windpark Borkum in
der Nordsee ist als erster deutscher Offshore
Windpark gemäß ISO 55001 zertifiziert. Das
Asset Management-System des kommunalen
Windparkbetreibers entspricht damit
internationalem Standard.
Der Trianel Windpark Borkum II (TWB II)
hat das entsprechende akkreditierte Zertifikat
von der TÜV SÜD Management Service
GmbH erhalten. Bereits seit Dezember 2020
ist der Schwester-Park Trianel Windpark
Borkum I (TWB I) gemäß ISO 55001 zertifiziert
und hat Ende 2021 das jährliche Überwachungs-Audit
erfolgreich absolviert.
Asset Management-Systeme verknüpfen
die rein operative Betriebstätigkeit mit den
übergeordneten Unternehmenszielen. Mit
einem strukturierten Ansatz werden die
Entwicklung, Koordination und Steuerung
aller Aktivitäten eines Assets mit den Organisationszielen
in Einklang gebracht. Die
DIN ISO 55001 legt hierfür einen Katalog
mit 70 Anforderungen und jeweils zahlreichen
Unterpunkten für ein wirksames Management
physischer Assets fest.
Die Windparkbetreiber weisen mit der Zertifizierung
nach, dass beide Parks entsprechend
den finanzwirtschaftlichen Interessen
der überwiegend kommunalen Gesellschafter
bewirtschaftet werden. Die hierfür
entwickelten Asset Management-Leitlinien
stellen die Maximierung des Windertrags
durch konsequentes Performance Management
und die Optimierung der Instandhaltungskosten
durch effizientes Management
in den Fokus.
Der Zertifizierung ging ein umfänglicher
Prozess voran, in dem die Nachweise zur
normkonformen Umsetzung der in den
Normkapiteln festgelegten Anforderungen
an ein Asset Management-System erbracht
werden mussten. „Die Betreiber des Trianel
Windpark Borkum erfüllen die Anforderungen
der 55001 in allen Bereichen. Die Anforderung
an das Risikomanagement übertrifft
die notwendigen Anforderungen und zeigt,
dass das Unternehmen gut aufgestellt ist,
um die Erwartungen der Stakeholder erfüllen
zu können,“ sagte Robert Eichner, Lead
Auditor ISO 55001, von TÜV SÜD. Begleitend
wurde auch eine Vielzahl von Interviews
innerhalb der Organisation geführt.
„Wir freuen uns, mit der Zertifizierung
nach DIN ISO 55001 unserem eigenen Qualitätsanspruch
nachzukommen und unseren
kommunalen Gesellschaftern maximale
Wertschöpfung nachweisen zu können“,
sagte Dr. Marcus Delin, Betriebsleiter der
beiden Betreibergesellschaften. „Performance-
und Instandhaltungsmanagement
eines Offshore Windparks sind komplexe
Aufgabenstellungen, die wir in einem einheitlichen,
strukturierten Rahmen umsetzen.
So ist jederzeit sichergestellt, dass unser
Asset Management-System die Unternehmensziele
und Gesellschaftererwartungen
auf die operativen Ziele und Maßnahmen
abbildet.“
Für den seit 2015 betriebenen Trianel
Windpark Borkum I sind die hohen Standards
der DIN ISO 55001 im jährlichen
Überwachungs-Audit überprüft worden.
„Das diesjährige Audit hat uns erneut bestätigt,
dass unser Betrieb in höchstem Maße
professionell und wirtschaftlich erfolgt“,
betont Bernd Deharde, Geschäftsführer der
Trianel Windkraftwerk Borkum GmbH &
Co. KG. „Wir sind zum Beispiel in der Lage,
potenzielle Verbesserungen allein aufgrund
unserer außergewöhnlich guten Datenlage
zu identifizieren und vorzunehmen“.
Die Norm DIN ISO 55001 wird vor allem in
kapitalintensiven Branchen angewendet, in
denen Assets für die nachhaltige Leistungsfähigkeit
und Profitabilität von entscheidender
Bedeutung sind. Die Zertifizierung ist
eine Bestätigung für Partner, Gesellschafter
und zukünftige Investoren, dass die besten
internationalen Methoden im Asset Management
angewandt werden.
LL
www.trianel-borkumzwei.de
(221601003)
Shell und Uniper arbeiten
an einer Anlage zur Herstellung
von blauem Wasserstoff in
Großbritannien
(uniper) Uniper und Shell unterzeichnen
Kooperationsvereinbarung, um Pläne für
CO 2 -arme Wasserstoffproduktion am Uniper-Standort
Killingholme in North Lincolnshire
voranzutreiben
Der erzeugte Wasserstoff soll der Dekarbonisierung
von Schwerindustrie, Verkehr,
Wärme- und Strommarkt im gesamten
Humber-Gebiet und darüber hinaus dienen
Das Projekt hat vor kurzem die Qualifizierungsphase
für das Phase-2-CCUS-Cluster-Sequenzierungsverfahren
der britischen
Regierung bestanden
Uniper hat eine Vereinbarung mit Shell
unterzeichnet, um die Pläne zur Herstellung
von blauem Wasserstoff am Uniper-Kraftwerksstandort
Killingholme in Ostengland
voranzutreiben. Der erzeugte Wasserstoff
könnte zur Dekarbonisierung von Industrie,
Verkehr, Strom- und Wärmemarkt in der gesamten
Region Humber verwendet werden.
Das „Humber Hub Blue Project“ umfasst
Pläne für eine Produktionsanlage für blauen
Wasserstoff mit einer Kapazität von bis zu
720 Megawatt (MW) durch Gasreformierungstechnologie
mit CO 2 -Abscheidung und
-speicherung (CCS) produzieren kann.
Das abgeschiedene CO 2 würde durch die
vorgeschlagene Zero Carbon Humber
Onshore-Pipeline geleitet. Diese ist Teil des
East Coast Clusters , das kürzlich als eines
von zwei Projekten zur CO 2 -Abscheidung
und -speicherung ausgewählt wurde, die im
Rahmen des Cluster Sequencing Process der
Regierung eine erste staatliche Unterstützung
erhalten haben.
Das „Humber Hub Blue Project“ hat kürzlich
die Förderkriterien für Phase 2 des Cluster
Sequencing Process der Regierung erfüllt.
Erfolgreiche Projekte, die für eine
staatliche Finanzierung in Frage kommen,
werden ab Mai 2022 in die engere Auswahl
kommen. Es wird erwartet, dass die Projekte
der Phase 2 ab 2024 endgültige Investitionsentscheidungen
treffen und dann ab 2027 in
Betrieb genommen werden können.
Bei der Produktion von blauem Wasserstoff
in Killingholme könnten durch CCS
etwa 1,6 Millionen Tonnen CO 2 pro Jahr
abgeschieden werden, was einen erheblichen
Beitrag zum Ziel der britischen Regierung
leisten würde, bis 2030 jährlich 10
Millionen Tonnen CO 2 abzuscheiden .
Die Vereinbarung folgt auf eine Absichtserklärung,
die beide Unternehmen im Jahr
2021 unterzeichnet haben, um die Entwick-
vgbe energy journal 5 · 2022 | 15
Members´News
lung einer Wasserstoffwirtschaft in Europa
zu beschleunigen. Shell und Uniper werden
nun gemeinsam Studien zum Prozessdesign
und zur Standortentwicklung vorantreiben,
um das Projekt bis 2023 zum Front End Engineering
and Design (FEED) und damit in
die Planungsphase zu bringen.
„Das „Humber Hub Blue“-Projekt ist ein
Kernstück der Wasserstoffambitionen von
Uniper in Großbritannien, und wir freuen
uns sehr, dass Shell uns bei dieser Initiative
unterstützt“, sagte Axel Wietfeld, CEO von
Uniper Hydrogen.
„Die Entwicklung eines Wasserstoffproduktionszentrums
in Killingholme ist ein
wichtiger Schritt zur Dekarbonisierung des
größten Industrieclusters in Großbritannien.
Diese Investition ist zukunftssicher und
hat das Potenzial, die Wirtschaft der Region
zu sichern und auszubauen“, fügte Mike Lockett,
Country Chairman von Uniper UK und
Chief Commercial Officer Power, hinzu.
„Shell ist bereit, seinen Teil dazu beizutragen,
einen geordneten Übergang zu einer
kohlenstofffreien Energieversorgung zu gewährleisten
und gleichzeitig die Energiesicherheit
des Vereinigten Königreichs zu
stärken“, sagte David Bunch, Country Chair,
Shell UK. „Wir planen, vorbehaltlich der Genehmigung
durch den Verwaltungsrat, in
den nächsten zehn Jahren bis zu 25 Milliarden
Pfund in das britische Energiesystem zu
investieren, und mehr als 75 % davon sind
für CO 2 -arme und -freie Technologien vorgesehen.
Wasserstoff und CCS werden bei
diesen Plänen eine Schlüsselrolle spielen.
Sie können auch zur Förderung von Wirtschaftswachstum
und Arbeitsplätzen beitragen.
Deshalb ist es wichtig, dass Regierung
und Industrie weiterhin zusammenarbeiten,
um den Wandel voranzutreiben.“
Der britische Staatsminister für Wirtschaft,
Energie und sauberes Wachstum,
Greg Hands, sagte: „Wir haben uns in unserer
britischen Energiesicherheitsstrategie
ehrgeizige Ziele für die Wasserstoffproduktion
gesetzt und investieren 360 Millionen
Pfund in innovative Energietechnologien,
um dieses Ziel zu erreichen. Die heutige Ankündigung
zeugt von echtem Vertrauen in
Wasserstoff – wir schaffen hochwertige Arbeitsplätze
in der Region Humberside, die
auf diesem sauberen, hochmodernen neuen
Superkraftstoff basieren.“
LL
www.uniper.energy (221601003)
HYBRIT erhält Unterstützung
aus dem EU-Innovationsfonds
(vattenfall) Das HYBRIT-Projekt erhält einen
Förderbetrag über 143 Mio. EUR aus
dem EU-Innovationsfonds für die industrielle
und kommerzielle Demonstration einer
vollständigen Wertschöpfungskette für die
Eisen- und Stahlerzeugung auf Wasserstoffbasis
vom Bergwerk bis zum fossilfreien
Stahl.
Die HYBRIT-Initiative, die von Vattenfall,
SSAB und LKAB umgesetzt wird, ist das einzige
Eisen- und Stahlprojekt, das im Rahmen
der ersten Ausschreibung für große
Projekte durch den Innovationsfonds unterstützt
wird. Die Vereinbarung über die Gewährung
einer Finanzhilfe in Höhe von 143
Mio. EUR ist am 1. April in der schwedischen
Hauptstadt Stockholm von den Beteiligten
unterzeichnet worden.
Der EU-Innovationsfonds ist eines der
weltweit größten Förderprogramme zur Demonstration
innovativer CO 2 -armer Technologien,
die zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen
beitragen. Insgesamt investiert
die Europäische Union mehr als 1,1
Mrd. Euro in sieben Projekte, die einen Beitrag
zur Dekarbonisierung von wichtigen
europäischen Industrie- und den Energiesektoren
leisten. Sie decken Industriezweige
wie die Chemie-, Stahl-, Zement- und Raffinerieindustrie
sowie die Strom- und Wärmeerzeugung
ab.
„Das Hybrit-Projekt ebnet den Weg für einen
grundlegenden Wandel in der globalen
Stahlindustrie“, erklärt Frans Timmermans,
der Vizepräsident der Europäischen Kommission,
der auch für den Europäischen
Green Deal verantwortlich ist. „Es zeigt
auch, wie schnell der grüne Wandel erfolgen
kann: Vor einigen Jahren hätte die Möglichkeit,
emissionsfreien Stahl herzustellen, wie
Science Fiction geklungen. Jetzt kommt tatsächlich
grüner Stahl auf den Markt. Die
über den Innovationsfonds gewährte Unterstützung
zeugt von der Bedeutung und dem
Potenzial dieser Technologie, und die Europäische
Kommission ist überzeugt, dass dieses
hochmoderne Projekt die Wettbewerbsfähigkeit
der Europäischen Union insgesamt
stärken wird. Dem grünen Stahl gehört die
Zukunft, und diese Zukunft hat bereits begonnen.“
Die Förderung von HYBRIT soll dazu dienen,
die Entwicklung hin zur Eliminierung
der Emissionen aus der Eisen- und Stahlproduktion
im Prozess weiter voranzutreiben.
Dabei wird fossilfreier Wasserstoff zur direkten
Reduzierung des Eisenerzes verwendet.
Beabsichtigt ist, dass das Projekt die technische
und kommerzielle Realisierbarkeit
der HYBRIT-Wertschöpfungskette unter Beweis
stellen wird.
Geplant sind:
• eine Demonstration des direkten Wasserstoffreduktionsprozesses
einschließlich
der fossilfreien Wasserstoffproduktion in
Gällivare (Schweden),
• eine Demonstration des elektrischen
Schmelzens von direkt reduziertem Eisen
auf Wasserstoffbasis und
• eine Demonstration der fossilfreien
DR-Pellets-Produktion für den Wasserstoffreduktionsprozess.
„Wir sind sehr dankbar für die Unterstützung
und das Vertrauen in HYBRIT und sind
stolz darauf, die weltweit erste vollständig
fossilfreie Wertschöpfungskette für die Eisen-
und Stahlproduktion im industriellen
Maßstab zu schaffen“, erklärt Andreas Regnell,
Senior Vice President Strategic Development
bei Vattenfall und Vorsitzender
von HYBRIT. „Vattenfall ist entschlossen,
innerhalb einer Generation ein Leben ohne
fossile Brennstoffe zu erreichen, und die
HYBRIT-Technologie ist ein entscheidendes
Element, um dieses Ziel zu erreichen.“
Die HYBRIT-Technologie, ein wichtiger
Schritt in Richtung einer fossilfreien Stahlerzeugung,
ist eine Schlüsselinitiative zur
Erreichung der EU-Klimaziele. Das Projekt
erhielt Unterstützung aus dem EU-Innovationsfonds
für das Potenzial, die klimagerechte
Umstellung der schwedischen Industrie
zu beschleunigen und an der Minderung des
Klimawandels mitzuwirken.
Über HYBRIT
Das HYBRIT Demonstrationsprojekt wird
kohlebasierte Hochöfen durch direkte wasserstoffbasierte
Reduktionstechnologie ersetzen.
Die HYBRIT-Initiative wird eine
komplette industrielle Wertschöpfungskette
für die fossilfreie Eisen- und Stahlerzeugung
auf Wasserstoffbasis demonstrieren.
Das Projekt wird jährlich etwa 1,35 Millionen
Tonnen wasserstoffreduziertes Eisen
(Eisenschwamm) produzieren, das für die
Herstellung von Rohstahl verwendet wird,
was etwa 25 % der gesamten schwedischen
Produktion entspricht. Dadurch werden die
Treibhausgasemissionen gemäß den Berechnungen
des Innovationsfonds in den
ersten 10 Betriebsjahren um 14,3 Millionen
Tonnen CO 2 reduziert.
In Gällivare wird eine neue Anlage für die
erste, auf Wasserstoff basierende Direktreduktion
mit 500 MW fossilfreier Elektrolyse
errichtet. Darüber hinaus wird SSAB seine
Hochöfen durch einen Elektroofen in Oxelösund
ersetzen.
Darüber hinaus wird HYBRIT die Machbarkeit
von Technologien zeigen, die erforderlich
sind, um wasserstoffreduziertes Eisen
zu Rohstahl zu schmelzen. Das Projekt
16 | vgbe energy journal 5 · 2022
Members´News
Windkraftanlagen haben bereits eine
Recyclingquote von 90 Prozent, denn zahlreiche
Komponenten einer Windkraftanlage
– das Fundament, der Turm, die Komponenten
des Getriebes und des Generators –
sind recycelbar. Die Rotorblätter stellen jedoch
aufgrund der Verbundwerkstoffe, aus
denen sie bestehen, eine besondere Herausforderung
dar. Derzeit gibt es hierfür noch
keine nachhaltigen Lösungen im industriellen
Maßstab. Aus diesem Grund beschäftigt
sich Vattenfall mit der Erforschung und Erprobung
fortschrittlicherer Recyclingtechnologien.
Die ausgemusterten Rotorblätter werden
so zerlegt, dass sie für den weiteren Transport
und die vorgesehenen Recyclingtechnologien
geeignet sind. Die Pläne sind Teil
des Bestrebens von Vattenfall, bis 2030 eine
Recyclingquote von 100 % zu erzielen. Bereits
heute verzichtet Vattenfall komplett
auf das Deponieren von ausgemusterten
Rotorblättern aus eigenen Windparks.
LL
www.vattenfall.de (221600936)
Vattenfall: Zweites Leben für Rotorblätter von Windkraftanlagen
Die Rotorblätter werden abmontiert und für den Transport vorbereitet. Foto: Martine Goulmy
wird somit den Weg zu einer vollständigen
Energiewende bei der erzbasierten Stahlerzeugung
ebnen, da die Verfügbarkeit von
erneuerbaren Energien zunimmt.
Das HYBRIT-Demonstrationsprojekt wird
mit insgesamt 143 Mio. Euro aus dem EU-Innovationsfonds
gefördert. Der Zuschuss besteht
aus 108 Mio. Euro (Hybrit Development
AB) für die Demonstration des Wasserstoff-Direktreduktionsprozesses
einschließlich
einer fossilfreien Wasserstoffproduktion
in Gällivare, weiteren 30 Mio. Euro (SSAB)
für die Demonstration des elektrischen
Schmelzens von wasserstoffbasiertem direkt
reduziertem Eisen in Oxelösund und
schließlich 5 Mio. Euro (LKAB) für die Demonstration
der fossilfreien DR-Pellets-Produktion
für den Wasserstoffreduktionsprozess.
SSAB, LKAB und Vattenfall unternehmen
gemeinsam einzigartige Anstrengungen, um
die schwedische Eisen- und Stahlindustrie
grundlegend zu verändern. Unter dem Namen
HYBRIT arbeiten wir gemeinsam an
einer fossilfreien Zukunft.
LL
www.vattenfall.de (221601124)
Vattenfall: Zweites Leben
für Rotorblätter
von Windkraftanlagen
(vat) Zahlreiche Komponenten von Windkraftanlagen,
die nach dem Ende ihrer Laufzeit
zurückgebaut werden, können bereits
heute wiederverwertet werden. Eine Herausforderung
bilden jedoch die Rotorblätter,
die aus Verbundwerkstoffen gefertigt
sind. Vattenfall hat sich deshalb zum Ziel
gesetzt, bis 2030 eine Recyclingquote von
100 Prozent für ausgemusterte Rotorblätter
zu erreichen. Jetzt steht der erste Praxistest
an: die Rotorblätter des im Rückbau befindlichen
niederländischen Windparks „Irene
Vorrink“ sollen zu Sportgeräten, Dämmstoffen
oder Komponenten für Solarparks verarbeitet
werden. Vattenfall kooperiert deshalb
mit verschiedenen Projekten, um neue
Kreislauflösungen zu finden.
Hierzu sagt Eva Philipp, Head of Environment
and Sustainability im Geschäftsbereich
Wind bei Vattenfall: „Da die Windindustrie
weiter wächst, um fossilfreie Energie
auf der ganzen Welt bereitzustellen, engagiert
sich Vattenfall für eine Kreislaufwirtschaft,
die die Umweltauswirkungen während
des gesamten Produktlebenszyklus reduziert.“
Um die Blätter vom Windpark Irene Vorrink
zu recyceln, wurden zwei Partner unter
Vertrag genommen, die die Blätter verarbeiten
und Optionen für das Recycling prüfen:
die norwegische Gjenkraft AS sowie das
LIFE CarbonGreen-Konsortium. Das niederländische
Bildungsinstitut ROCvA erhält
zudem zwei Rotorblätter, die als Trainingsgerät
für zukünftige Windturbinenmechaniker
verwendet werden sollen.
Die norwegische Gjenkraft AS wird die
Rotorblätter zur Herstellung von recycelten
Fasern, synthetischen Ölen und Gasen nutzen,
die unter anderem zur Herstellung von
Sportgeräten wie Skiern und Snowboards
oder Dämmstoffen verwendet werden. LIFE
CarbonGreen ist ein Forschungsprojekt, das
neue Verfahren für die Verarbeitung der
Blätter entwickelt hat und hieraus auch
Komponenten für Solarparks produzieren
will.
VERBUND: Ybbs-Persenbeug:
Turbinen-Tuning auf der
Zielgeraden
(verbund) Mit dem Einheben des letzten
von insgesamt 6 neuen Turbinen ist ein
wichtiger Meilenstein im Projekt Ybbs2020
erreicht. Das neue Laufrad wiegt 113 Tonnen
und musste vom Portalkran mit größter
Präzision eingehoben werden. Trotz der
enormen Größe von 7,4 Metern bleibt nur
ein millimetergroßer Spalt zwischen Turbine
und Schacht.
Spektakuläre Schwerlast-Hübe gehören
für die Mannschaft des Donaukraftwerks
Ybbs-Persenbeug mittlerweile zur jährlichen
Routine. Die wertvolle Last muss trotz
ihrer enormen Masse im Zeitlupentempo
abgesetzt werden. Die Koordination zwischen
VERBUND Montageteam und Kranfahrer
ist entscheidend für den Erfolg. Trotz
großer Erfahrung ist auch im sechsten
Durchgang Konzentration gefragt.
Das Laufrad ist eine internationale Kooperation
mit hoher heimsicher Wertschöpfung.
Der Roh-Guss der Flügeln stammt aus
Finnland, die Konstruktion aus Graz. Zusammengebaut
wurde das Kaplan-Laufrad
vor Ort in Ybbs von der Montagemannschaft
des VERBUND.
Strom aus Wasserkraft
für kommende Generationen
Durch die Investition von 144 Mio. Euro
wird durch das Projekt die Revitalisierung
aller sechs Maschinensätzen die Erzeugung
um mehr als 77 Mio. Kilowattstunden
(kWh) auf in Summe 1,4 Mrd. kWh erhöht
und die Zuverlässigkeit nochmals verbessert.
Die sechs alten Kaplan-Turbinen werden
ausgetauscht, die Generatoren modernisiert,
Leittechnik und Steuerung verbessert.
Die Effizienzsteigerung von 6 % entspricht
dem Jahresstromverbrauch von
22.000 Haushalten.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 17
Members´News
und unabhängigen Energieversorgung glauben“,
sagt Georg Gallmetzer, Geschäftsführer
der ECO STOR GmbH.
Für VERBUND ist die Erweiterung des
Portfolios und Weiterentwicklung vom Speicherbetreiber
aus Wasserkraft hin zum Speicherbetreiber
mittels Batteriespeicher ein
logischer Schritt. Gerade durch das fundierte
und langjährig erprobte Know-how in der
Speicherbewirtschaftung kombiniert mit
dem Handel von Flexibilitäten an den Energiemärkten,
bieten Batteriespeicher für
VERBUND eine sinnvolle Erweiterung der
Wertschöpfungskette. Hierbei nimmt VER-
BUND die Rolle eines Investors und anschließend
auch des Betreibers der Batteriespeicher
ein. Vermarktungserfahrungen der
Batterieflexibilitäten nutzt VERBUND nicht
nur für seine eigenen Batteriespeicher, sondern
bietet diese Expertise auch Dritten an.
Ybbs2020: Einheben des neuen Laufrades der Maschine M1. Quelle: VERBUND
Die Maßnahmen am bestehenden Kraftwerk
Ybbs-Persenbeug ermöglichen – ohne
baulich in die Umgebung eingreifen zu müssen
– die Stromerzeugung aus Wasserkraft
signifikant zu steigern und damit jährlich
zusätzlich 62.000 Tonnen an CO 2 -Emissionen
einzusparen.
LL
www.verbund.com (221600838)
VERBUND leitet mit Batteriespeichern
eine Trendwende in
Deutschland ein
(verbund) Mit Großbatteriespeichern positioniert
sich VERBUND, Österreichs führendes
Energieunternehmen, als starker Partner
für Netzbetreiber, Industrie und Elektromobilität.
Anfang April hat der Batteriespeicher
in der Wartburgstadt Eisenach, in
Westthüringen den Betrieb aufgenommen.
Als Entwickler und Generalunternehmer für
VERBUND hat ECO STOR GmbH das Projekt
realisiert.
Der zunehmende Ausbau von Wind- und
Sonnenkraft bewirkt große Schwankungen
im Stromnetz. Auf Überschuss folgen Phasen,
in denen Energie fehlt. Der Batteriespeicher
springt ein, wenn das Netz besonders
belastet ist. Beispielsweise an trüben
Wintertagen oder in Phasen mit besonders
hohem Energieverbrauch. Dafür erhalten
alle flexiblen Anbieter eine Vergütung vom
Netzbetreiber, weil sie damit einen wesentlichen
Beitrag zur Stabilität im Stromnetz
leisten. Darüber hinaus wird die gespeicherte
Energie zur Erlösoptimierung am Flexibilitätsmarkt
eingesetzt.
Der Batteriespeicher besteht aus drei Batteriestationen
– in Summe mit einer Leistung
von 10 MW – und bietet netzdienliche
Services an, um das Verteilnetz zu sichern
und erneuerbare Energien zu integrieren.
Damit unterstützt der Batteriespeicher das
lokale Verteilnetz indem durch Einspeisung
von Leistung und Arbeit Kosten für die Nutzung
der vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen
erspart werden. Zusätzlich kommt
überschüssige Energie am Regelenergiemarkt
beziehungsweise am Intradaymarkt
zum Einsatz. Die Vergütung der Einspeisung
in das Verteilnetz wird von den Verteilnetzbetreibern
als „vermiedenes Netzentgelt“
(gem. §18 Abs. 1 S.1 StromNEV) vergütet.
Expertise für die Energiewende
„Für die Integration neuer Erneuerbarer
im Energiesystem spielen Batteriespeicher
eine Schlüsselrolle. Wir verknüpfen unser
Know-how in den Bereichen Speicher und
Energiemarkt mit der Expertise für Flexibilitätsvermarktung,
leiten so eine Trendwende
ein und leisten damit einen wichtigen Beitrag
zum Gelingen der Energiewende“, betont
Martin Wagner, Geschäftsführer VER-
BUND Energy4Business GmbH. Zwei weitere
Batteriespeicher-Projekte in Bayern sind
bereits durch ECO STOR in Bau und werden
bis Jahresende den Betrieb aufnehmen.
Investition in Nachhaltigkeit
und Unabhängigkeit
Umsetzungspartner in der Rolle des Entwicklers
und Generalunternehmers ist das
deutsch-norwegische Unternehmen ECO
STOR. Von der Entwicklung, Planung, Beschaffung
und Errichtung hat das ECO
STOR Team alles organisiert. „Wir liefern
schlüsselfertige Batteriespeicher-Projekte
als Investment-Möglichkeiten für Energieversorger
und erneuerbare Fonds, weil wir
an private Investitionen als entscheidenden
Faktor für die Schaffung einer nachhaltigen
Stromnetz, Industrie
und Mobilität profitieren
Anfang des Jahres hat VERBUND bereits
den ersten großen Speicherstandort in Breitenworbis
im thüringischen Landkreis
Eichsfeld in Betrieb genommen. Mit 20 MW
leisten die Batteriespeicher in Breitenworbis
und Eisenach einen Beitrag zur Stabilisierung
des Verteilnetzes der TEN Thüringer
Energienetze GmbH & Co. KG.
LL
www.verbund.com (221600840)
Wien Energie investiert eine
Milliarde in den Gas-Ausstieg
(wien-energie) Wien Energie wird in den
nächsten fünf Jahren eine Milliarde Euro in
den Gas-Ausstieg investieren. Mit massiven
Investitionen in Geothermie, Großwärmepumpen
und den Ausbau von Photovoltaik
und Windkraft will Österreichs größter
Energiedienstleister die Abhängigkeit von
fossilen Energieträgern Schritt für Schritt
beenden. „Nur Investitionen werden uns aus
der Krise bringen. Wien Energie wird in den
kommenden Jahren eine Milliarde Euro für
den Gas-Ausstieg aufwenden. Wir bauen das
Wiener Energiesystem komplett um: Jeder
Euro, den wir heute in die Hand nehmen,
bringt den Wienerinnen und Wienern langfristig
Unabhängigkeit, Klimaschutz und
Preisstabilität“, sagt Michael Strebl, Vorsitzender
der Wien Energie-Geschäftsführung
anlässlich der Jahresbilanz 2021, die unter
dem Eindruck aktueller energiewirtschaftlicher
und geopolitischer Entwicklungen
stand.
Erste Anzeichen des schwierigen Umfelds
zeigen sich bereits in der Bilanz des letzten
Geschäftsjahres. Bei einem Rückgang von
mehr als 60 Prozent erreichte Wien Energie
2021 ein Ergebnis von 140,0 Millionen Euro.
18 | vgbe energy journal 5 · 2022
Members´News
Auch das operative Ergebnis (EBIT) liegt mit
159,1 Millionen Euro weit hinter dem Vorjahr
zurück. Maßgeblichen Einfluss hatte
hier das vierte Quartal 2021. Die Umsatzerlöse
stiegen hingegen – getrieben durch die
Preisverwerfungen auf den internationalen
Märkten – deutlich auf 3.042,0 Millionen
Euro an. „Wir befinden uns in einer schwierigen
wirtschaftlichen Situation. Die Großhandelspreise
sind in den letzten Monaten
europaweit zu Höchstwerten gestiegen und
eine Entspannung der Lage ist leider nicht in
Sicht. Das trifft uns als Wien Energie massiv
in der Beschaffung und Erzeugung. Es ist
daher wichtig, dass wir besonders umsichtig
wirtschaften. Oberste Priorität hat die Versorgungssicherheit,
aber wir brauchen auch
Stabilität, um die Zukunftsinvestitionen
stemmen zu können“, so Strebl.
Insgesamt will Wien Energie bis 2027 1,29
Milliarden Euro investieren. Davon gehen
625 Millionen Euro in Wärme-Projekte, 334
Millionen Euro in den Ausbau erneuerbarer
Stromerzeugung, 90 Millionen in umweltfreundliche
Kälteversorgung, 160 Millionen
Euro in Digitalisierung, Elektromobilität
und Telekommunikation sowie weitere 90
Millionen Euro in Versorgungssicherheit.
Photovoltaik-Erzeugung
mehr als verdoppelt
Dass sich diese Investitionen auszahlen,
zeigt sich auch immer stärker in der Erzeugung.
2021 produzierte Wien Energie mit
rund 1.260 Gigawattstunden so viel erneuerbaren
Strom wie noch nie. Umgerechnet
entspricht das dem Bedarf von 630.000
Wiener Haushalten. Den größten Anstieg
konnte Wien Energie bei der Sonnenenergie
verzeichnen: Die Stromproduktion aus Photovoltaik
wurde um fast 150 Prozent auf
mehr als 77 Gigawattstunden gesteigert. Im
vergangenen Jahr errichtete Wien Energie
mehr als 60 Solarkraftwerke und nahm mit
der Schafflerhofstraße im Frühjahr 2021 die
mit 11,45 Megawatt Leistung größte Photovoltaik-Anlage
Österreichs in Betrieb. Wien
Energie steht nun bei mehr als 320 Solarkraftwerken
mit über 85 Megawatt Leistung
und bleibt weiterhin Österreichs größter
Solarstromerzeuger. Auch bei der Windkraft
hat das Unternehmen mit dem Kauf der
Windparks „Pongratzer Kogel“, „Herrenstein“
und „Zagersdorf“ die Leistung um gut
19 Megawatt ausgebaut. Anfang diesen Jahres
fiel der Startschuss für einen zusätzlichen
Windpark in Trumau. „Besonders in
der Photovoltaik liegt für Wien Energie großes
Potential. Insgesamt haben wir derzeit
rund 400 Projekte mit mehr als 600 Megawatt
Leistung in der näheren Analyse. Das
reicht von kleinen Dach-Anlagen in der
Stadt bis zu großen 10-Megawatt-Projekten
im Versorgungsgebiet. Etwa 20 Projekte befinden
sich aktuell in Bau“, erläutert Karl
Gruber, Wien Energie-Geschäftsführer. Im
Lauf des Jahres will Wien Energie jedenfalls
die 100-Megawatt-Grenze an installierter
PV-Leistung sowie 200 Megawatt bei der
Windkraft knacken.
Raus aus Gas: Fernwärme hat Schlüsselrolle
für Klimaneutralität 2040
Eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung
der Stadt nimmt auch die Fernwärme
ein. 2040 soll 56 Prozent des Wärmebedarfs
von Wien durch Fernwärme gedeckt werden.
2021 stieg der Fernwärmeabsatz um
knapp 7 Prozent auf 6.373,4 Gigawattstunden
an, was vorrangig an der geringeren
Außentemperatur, aber auch an zusätzlichen
Anschlüssen lag. Seit Jänner 2021
wurden mehr als 15.000 Wohnungen und
120 Großkunden wie öffentliche Gebäude
und Gewerbe neu an die Fernwärme angeschlossen.
Starken Fokus legt Wien Energie
auch auf die Entwicklung von Quartierslösungen.
„Damit wir die Wärmewende schaffen,
müssen wir in Grätzl- und Quartierslösungen
denken. Wo können wir welche lokalen
Ressourcen bestmöglich nutzen? Im
Village im Dritten entwickeln wir gemeinsam
mit der ARE das erste Klimaschutzquartier
Österreichs. Hier kommt 80 Prozent der
Wärme direkt vom Standort“, skizziert
Strebl ein aktuelles Projekt.
Auch in der Wärmerzeugung zeigt sich der
zunehmende Ausbau von alternativen Erzeugungsanlagen:
Die Wärmeproduktion
aus Erd- und Umgebungsenergie wurde –
vor allem durch den Einsatz der Großwärmepumpe
Simmering – um 73 Prozent
gesteigert. Insgesamt kamen bei der Fernwärme
bereits 23,6 Prozent aus erneuerbaren
Quellen. Vor wenigen Wochen hat das
Unternehmen mit dem Bau der größten
Wärmepumpe Europas begonnen. „Das Ziel
ist klar: 2040 muss die Fernwärme zu 100
Prozent klimaneutral sein. Schon in weniger
als zehn Jahren wollen wir mehr als die
Hälfte der Wärmeerzeugung aus erneuerbaren
Quellen decken. Unser größter Hoffnungsträger
ist dabei die Geothermie“, so
Gruber. Noch in diesem Jahr soll das erste
Geothermie-Umsetzungsprojekt auf Schiene
gebracht werden: „Wenn alles nach Plan
läuft, wollen wir in drei bis vier Jahren die
erste Wärme aus geothermischen Quellen
einspeisen.“
Ohne Fachkräfte und Forschung
keine Energiewende
Eine der größten Herausforderungen am
Weg zur Klimaneutralität sind die personellen
Ressourcen. Aktuell steht das Unternehmen
bei 2.179 Mitarbeiter*innen (Vollzeitäquivalenten).
In den nächsten zehn Jahren
wird bei Wien Energie fast die Hälfte der
Belegschaft in Pension gehen. „Wir werden
in Zukunft verstärkt Fachkräfte suchen: vom
Photovoltaik-Entwickler bis zur Kraftwerksmeisterin,
vom Wärmeanlagen-Techniker
bis zur Mechatronikerin. Mehr als 200
Green Jobs warten auf kompetente und engagierte
Menschen, die den Klimaschutz mit
uns vorantreiben wollen. Wir setzen deshalb
auch stark auf Ausbildungsprogramme im
Unternehmen und errichten aktuell ein neues
Lehrlingszentrum in der Donaustadt“,
meint Karl Gruber.
Gefragt sind die neuen Köpfe auch für die
Forschung. Wien Energie ist hier insbesondere
im Bereich Wasserstoff aktiv. Mitte
2022 soll der Baustart für die erste Elektrolyse-Anlage
fallen, ebenfalls im Sommer
wird die Turbine des Kraftwerks Donaustadt
für einen Betriebsversuch mit Wasserstoff
umgerüstet. Geforscht wird zudem an grünen
Gasen und Wertstoffen aus Müll und an
Speichertechnologien. „Nennen Sie ein beliebiges
Themenfeld aus der Energietechnologie
und Sie können sich sicher sein: Wien
Energie arbeitet daran“, bestätigt Gruber die
Strategie, frühzeitig Technologie-Know-how
aufzubauen und für die Stadt einzubringen.
Politische Rahmenbedingungen für erfolgreichen
Systemwechsel
Damit Klimaneutralität 2040 erreicht werden
kann, fordert Wien Energie Tempo bei
den gesetzlichen Rahmenbedingungen wie
dem Erneuerbaren Wärme-Gesetz und Beschleunigung
der UVP-Verfahren. „Wir sind
bereit, wir haben einen Plan. Um noch
schneller zu sein, brauchen wir aber auch
die richtigen Rahmenbedingungen und die
Akzeptanz der Bevölkerung für diese große
Transformation. Wenn wir von der Einreichung
bis zum Baubeginn eines Windparks
weiterhin zehn Jahre brauchen, werden wir
den Systemwechsel nicht schaffen“, so Michael
Strebl abschließend.
LL
www.wienenergie.at (221601008)
vgbe energy journal 5 · 2022 | 19
Industry News
Industry
News
Company
Announcements
ANDRITZ to supply Metris BOA
platform including boiler operation
advisor apps to Denmark
(andritz) International technology group
ANDRITZ has received an order from
Forsyning Helsingør in Denmark to supply a
Metris BOA measurement and analysis system
including boiler operation advisor apps.
Metris BOA – developed by ANDRITZ – is a
web app that utilizes live data as well as historical
data from the plant to optimize and
analyze power plant processes and monitor
the equipment installed. Tailored operation
advisor apps will actively support the operator
in increasing the efficiency of the boiler,
detect opportunities to improve consumption
values, and help start processes according
to operational needs. Furthermore, automatically
generated performance reports
comparing current data with data from previous
periods provide information at a
glance for overall management of the power
plant. The ANDRITZ Metris BOA platform
will be integrated into the control architecture
as a third layer of automation and control
together with the boiler protection and
plant automation systems (DCS).
This is the second time that Metris BOA
will be installed in an existing plant, thus
demonstrating the need for support tools to
improve operation in the power plant market.
The order illustrates ANDRITZ’s road map
from digital advisor to digital operator for
power boilers. ANDRITZ is proud to make
another important contribution towards autonomous
power boilers.
LL
www.andritz.com (221590920)
ANDRITZ successfully starts up
biomass boiler plant at Vattenfall
AB, Uppsala, Sweden
(andritz) International technology group
ANDRITZ has successfully started up a new
biomass boiler plant, including a biomass
receiving and handling system, at Swedish
energy company Vattenfall AB for its „Carpe
Futurum“ project.
The heating plant is located on Vattenfall’s
existing combined heat and power plant site
in Uppsala, Sweden, some 70 km north of
Stockholm. This new plant supplies more
than 110 MW of district heat to the Uppsala
area and is also prepared for electricity production
at a later stage. The fuel for the new
plant comprises different kinds of woodbased
biomass, such as recycled wood, bark,
wood chips, and sawdust.
The ANDRITZ scope of supply included
biomass receiving, handling and storage silos,
a biomass-fired boiler with flue gas
cleaning, and a flue gas condenser. The boiler
is based on the ANDRITZ EcoFluid bubbling
fluidized bed design, which combines
high efficiency with excellent environmental
performance. Flue gas emissions are reduced
to very low levels, with the selective
catalytic reduction (SCR) method for NOx
emissions and a baghouse filter, including
sorbent feeding, for sulfur dioxide (SO2),
hydrochloric acid (HCl), heavy metals, and
dust emissions. The flue gas condenser significantly
increases the district heat output
and, therefore, improves plant efficiency to
beyond 110% when calculated using the fuel
lower heating value.
The “Carpe Futurum” project is an important
part of Vattenfall’s goal of becoming
CO 2 neutral with their energy systems and
its combined heat and power plants by 2030.
Vattenfall delivers district heat to more than
90% of the houses in Uppsala, providing
heating for more than 180,000 people.
Mattias Lindqvist, Project Director, Vattenfall
AB, comments: “We are very satisfied
with how we were able to complete and start
up the Carpe Futurum project together with
ANDRITZ despite the challenges of the COV-
ID-19 pandemic. We are grateful to the AN-
DRITZ team members for their assistance
during the project, which was carried out
with a high level of professionalism and dedication.”
This order from Vattenfall once again
demonstrates ANDRITZ’s strong global position
in the supply of state-of-the-art and environmentally
friendly biomass boilers and
fuel handling equipment.
LL
www.andritz.com (221591704)
MPG und PreussenElektra vereinbaren
Rücknahme alter Kondensatorrohre
im Rahmen des
Rückbaus des KKW Isar
(mpg) MPG bietet ab 2022 ihren Kunden die
Rücknahme aller jemals gelieferten Kondensatorrohre
an, um sie wieder in den Stoffkreislauf
zurück zu führen. Hieraus werden
dann ohne Qualitätsverlust neue Kondensatorrohre
in derselben Legierung gefertigt.
Diese Rücknahmegarantie ist Teil der
MPG-Nachhaltigkeitsstrategie, die u.a. eine
CO 2 -neutrale Fertigung bis spätestens 2030
vorsieht.
Einen ersten Rücknahmevertrag haben
jetzt die MPG Mendener Präzisionsrohr
GmbH und die PreussenElektra GmbH als
Pilotprojekt abgeschlossen. In diesem Fall
wird MPG die vor vielen Jahren gelieferten
Kondensatorrohre aus dem KKW Isar (Block
1 und Block 2) zurücknehmen. Es wurde
vereinbart, dass die ausgebauten Kondensatorrohre
zunächst bei MPG auf ein Konsignationslager
gehen. Sobald MPG einen Fertigungsauftrag
für Kondensatorrohre von
dritter Seite erhält, entnimmt das Unternehmen
die entsprechende Menge aus dem Lager
und zahlt einen tagesaktuellen Preis gemäß
einer zuvor vereinbarten Preisgleitklausel.
Diese vertragliche Lösung hat für beide
Partner Vorteile: MPG übernimmt keinerlei
Risiken, die sich aus unterschiedlichen Metallpreisen
am Tage der Auftragsannahme
einerseits und des Metallankaufs andererseits
ergeben, und kann daher auf entsprechende
Risikoabschläge beim Metallankauf
verzichten. Der Kraftwerksbetreiber hingegen
erhält den bestmöglichen Preis.
Mit dem geschlossenen Rücknahmevertrag
stellen die Partner bezüglich der Kondensatorrohre
tatsächlich einen geschlossenen
Stoffkreislauf her, ohne dass MPG für
das zu fertigende Neuprodukt Qualitätseinbußen
hinnehmen muss. Die für die Neuproduktion
eingesetzten alten Kondensatorrohre
weisen eine CO 2 Footprint von null auf
und tragen damit ganz wesentlich dazu bei,
dass die klimaneutrale Herstellung neuer
Rohre Realität werden kann. MPG wird in
den kommenden Jahren – spätestens jedoch
bis 2030 – seine eigene Produktion (Scope 1
und 2) klimaneutral stellen. Der Einsatz klimaneutraler
Rohstoffe – in diesem Fall
durch den Einsatz der alten Kondensatorohre
– weist bereits den Weg, auch die Wertschöpfungskette
aller Vorprodukte (Scope
3) klimaneutral darzustellen. Dabei beträgt
der CO 2 Footprint der bisher eingesetzten
Neumetalle (Kupferkathoden, Zinkbarren)
den mit Abstand größten Anteil der
CO 2 -Emissionen der Vorprodukte.
LL
www.mpg-tubes.com (221591658)
20 | vgbe energy journal 5 · 2022
Industry News
Siemens Energy siedelt Fertigung
für Wasserstoff-Elektrolyseure
in Berlin an
• Fertigung von Elektrolyseuren für grünen
Wasserstoff im industriellen Maßstab
• 2023 Produktionsstart in neuer Anlage
am Siemens-Energy-Standort mit Kapazität
im Gigawattbereich
(s-e) Siemens Energy wird die industrielle
Produktion von Elektrolysemodulen in Berlin
ansiedeln. Damit bringt das Unternehmen
das Herzstück der Wasserstofftechnologie
in die Hauptstadt. Der Produktionsbeginn
am Standort an der Huttenstraße in
Berlin Moabit ist für 2023 vorgesehen. Hier
kann die Infrastruktur einer bereits vorhandenen
Halle genutzt werden, in den kommenden
Monaten entstehen dort auf rund
2.000 Quadratmetern für rund 30 Millionen
Euro neue Fertigungslinien für die zukunftsweisende
Technologie. Am Standort werden
heute vor allem Gasturbinen gefertigt, die
zu den leistungsstärksten und effizientesten
weltweit gehören. Sie können bereits heute
mit bis zu 50 Prozent Wasserstoff betrieben
werden, bis zum Jahr 2030 soll ein kompletter
Wasserstoffbetrieb möglich sein. In der
Hauptstadt bündelt Siemens Energy nun die
Kompetenzen beider Bereiche und liefert so
einen wichtigen Baustein für eine sichere
und erfolgreiche Energiewende. Dazu zählt
auch das Geschäftsfeld rund um die Stromübertragung:
Im Schaltwerk Berlin stellt
Siemens Energy innovative Produkte für die
weltweiten Hoch- und Höchstspannungstrassen
her und sorgt so dafür, dass der
Strom auch zuverlässig bei den Verbrauchern
ankommt.
Christian Bruch, Vorstandsvorsitzender
von Siemens Energy: „Mit der neuen Fertigung
für Wasserstoff-Elektrolyseure bekräftigen
wir unseren Anspruch, die Energiewende
aktiv mitzugestalten. In Berlin bündeln
wir dafür unser Wissen im Bereich verschiedener
Energietechnologien. Wasserstoff
ist für uns ein wichtiger Bestandteil der
zukünftigen Energiewelt. Damit dieser Bereich
wirtschaftlich tragfähig ist, müssen die
Herstellungskosten für Elektrolyseure deutlich
verringert werden. Mit unserer neuen
Fertigung tragen wir dazu bei, Wasserstoff
schneller wettbewerbsfähig zu machen.“
Künftig werden in Berlin die einzelnen
Elektrolyse-Zellen hergestellt und zu funktionstüchtigen
Modulen, den sogenannten
Stacks, verbunden. Diese werden dann, entsprechend
der benötigten Leistung, zu größeren
verfahrenstechnischen Einheiten zusammengesetzt.
In Deutschland wird dieser
letzte Schritt am Standort Mülheim erfolgen,
der mit der Berliner Fabrik eng verbunden
ist und diese hervorragend ergänzt.
Entscheidend ist, dass die Produktion in
eine Serienfertigung überführt wird. Denn
kostengünstige und leistungsfähige Elektrolyseure
sind die Vorrausetzung dafür, den
wachsenden Bedarf nach Wasserstoff und
die Kosten dafür in der Zukunft decken zu
können.
Siemens Energy setzt dabei auf die sog.
PEM-Elektrolyse (Proton Exchange Membrane),
bei der Wasser mithilfe von Strom
aus erneuerbaren Energien an einer protonendurchlässigen
Membran in Wasserstoff
und Sauerstoff getrennt wird. Das Verfahren
zeichnet sich unter anderem durch einen
hohen Wirkungsgrad, hohe Produktgasqualität
und zuverlässigen Betrieb ohne Chemikalien
oder Verunreinigungen aus. Die neueste
und leistungsfähigste Produktlinie der
PEM-Elektrolyse von Siemens Energy ist für
Anwendungen bis in den höheren dreistelligen
Megawatt-Bereich optimiert, so dass
mit Systemen dieser Größe mehrere Tonnen
grüner Wasserstoff pro Stunde produziert
werden können. Die Fertigung der Elektrolyseure
wird zu 100 Prozent mit Strom aus
erneuerbaren Energien versorgt werden.
Wasserstoff als Schlüsselelement der
Dekarbonisierung
EINE BRANCHE.
EIN NETZWERK.
Finden Sie neue Projekte, Ideen
und die richtigen Ansprechpartner
der europäischen Energiebranche.
Grüner Wasserstoff, also Wasserstoff, der
unter Einsatz erneuerbarer Energien erzeugt
wird, gilt als ein Schlüsselelement,
wenn es darum geht, fossile Energieträger
durch erneuerbare Quellen zu ersetzen.
Wasserstoff kann als Speichermedium dienen
sowie als Grundstoff für weitere Applikationen,
etwa synthetische Kraftstoffe.
Wasserstoff-Moleküle können aber auch direkt
als Energieträger bei der bislang gasbetriebenen
Strom- und Wärmeerzeugung genutzt
werden. Im Zusammenspiel mit einem
massiven Ausbau erneuerbarer Energien
kann so die Energiewende gelingen. Die
Produktionswege für grünen Wasserstoff
und die Folgeprodukte sind bekannt, nun
muss die Produktion auf industrielle Mengen
skaliert werden. Leistungsstarke Elektrolyseure,
wie sie demnächst in Berlin gefertigt
werden, bilden das Herzstück der Wasserstofftechnologie.
LL
www.siemens-energy.com (221590944)
Valmet to complete biomass
boiler, flue gas cleaning and
flue gas condensing system
works at Vilnius Combined Heat
and Power Plant in Lithuania
(valmet) Valmet has been selected in a new
public procurement process as the tenderer
for completing the biomass boiler, flue gas
cleaning and flue gas condensing system
works for Vilnius Combined Heat and Power
Plant (Vilnius CHP) in Lithuania. Vilnius
CHP is working on a modern heat generation
capacity expansion project in the Vilnius
central heating system. The new public
procurement process was needed since the
original contractor was unable to complete
the works.
The order is included in Valmet’s orders
received of the second quarter 2022. The
total maximum value of the order is around
EUR 30 million.
“We have now concluded with Valmet one
of the most important and critical contracts
for Vilnius CHP’s biomass project. We still
need to initiate the operation of the technical
equipment of the biomass boiler plant,
which will allow us to generate electricity
and heat”, says Mantas Burokas, CEO at Vilnius
CHP.
“We are happy to contribute to an important
project for Vilnius city’s residents. We
community.e-world-essen.com
vgbe energy journal 5 · 2022 | 21
News from Science & Research
plan to launch the power plant to the testing
phase in the first quarter of 2023”, says Niina
Ollikka, Director of Boiler Rebuilds and
Conversions, Energy business unit, Valmet.
Information about Valmet’s delivery
Valmet will perform a technical assessment
of biomass boilers, complete the biomass
boiler, flue gas cleaning and flue gas
condensing system installation works, carry
out commissioning works (cold and hot
tests), train the power plant’s personnel and
prepare the instructions for using the biomass
unit.
Information about Vilnius CHP
After the Vilnius CHP project is completed,
the power plant’s total electricity capacity
will amount to 90 MW (70 MW biomass
based), and the heating capacity will
amount to roughly 230 MW (170 MW biomass
based).
Since 2020, the power plant has been generating
energy using municipal waste. After
the biomass project is complete, energy will
also be generated using biomass. The
waste-to-energy unit incinerates about
160,000 tonnes of municipal waste and turn
it into energy. The biomass unit will burn
about 500,000 tonnes of biomass per year.
LL
www.valmet.com (221590924)
Products and
Services
Blitzschutzmessung
an Windenergieanlagen
• TÜV NORD bestätigt: Qualität des neuen
Verfahrens zur Blitzschutzmessung an
Windenergieanlagen mittels Drohne von
ENERTRAG Betrieb überzeugt
(tuev enertrag) TÜV NORD hat mit seiner
Prüfung vom 25. Januar 2022 die Qualität
des von ENERTRAG Betrieb und Sulzer
Schmid Laboratories AG entwickelten Verfahrens
zur Blitzschutzprüfung an Windenergieanlagen
mittels Drohne bewertet und
dessen Qualität bestätigt.
„Die positive Bestätigung des Verfahrens
durch TÜV NORD unterstreicht den hohen
Qualitätsstandard unserer innovativen
Dienstleistung erneut“, freut sich Michael
Dahm, Geschäftsführer bei ENERTRAG Betrieb.
Dahm ergänzt: „Wir können somit die
Einhaltung sämtlicher Branchenstandards
für Rotorblattinspektionen mit Blitzschutzprüfung
(Ableitungsstrecke), insbesondere
die Grundsätze für die ‚Wiederkehrende
Prüfung von Windenergieanlagen‘ vom
Bundesverband WindEnergie (BWE) sowie
die Richtlinie für Windenergieanlagen des
Deutschen Instituts für Bautechnik (DIBt),
garantieren.“
Die von der TÜV NORD EnSys GmbH bezeugte
Blitzschutzprüfung mittels Drohne
wird zudem im Rahmen von Inspektionsprogrammen
der DIN EN ISO/IEC 17020,
beispielsweise für die Wiederkehrende Prüfung
(WKP) oder die Bewertung und Prüfung
für den Weiterbetrieb von Windenergieanlagen
(BPW), eingesetzt und erfüllt
damit auch alle rechtlichen Anforderungen
von Betreibern und Versicherern.
Innovativ & Effizient: Rotorblattinspektion
inkl. Blitzschutzprüfung
mittels Drohne
Durch das drohnengestützte Verfahren
können Kunden gleich von mehreren Vorteilen
profitieren. So können durch die Kombination
von verschiedenen Prüfungen benötigte
Einsatzzeiten verkürzt und Stillstandszeiten
minimiert werden. Des Weiteren
können Rotorblattinspektionen mittels
Drohne, im Gegensatz zu Inspektionen mittels
Seilzugangstechnik, auch bei stärkeren
Winden bis 10 m/s und bei kühleren Temperaturen
durchgeführt werden. Ein weiterer
Vorteil: Die mittels Drohne in HD-Qualität
aufgenommenen Bilder werden in einem
ersten Schritt mittels künstlicher Intelligenz
und direkt im Anschluss daran von erfahrenen
Mitarbeitern bei ENERTRAG Betrieb
ausgewertet und Schäden so zuverlässig
analysiert und klassifiziert. Kunden erhalten
also gleichbleibende Qualität bei geringeren
Kosten, Zeitaufwänden und Risiken für den
Menschen.
Dahm hebt einen weiteren Vorteil der Rotorblattinspektion
und Blitzschutzprüfung
mittels Drohne hervor: „Windenergieanlagen
werden immer größer, die Naben sitzen
immer Höher und die Länge der Rotorblätter
nimmt mit jeder neuen Anlagengeneration
weiter zu. Bei den modernen Anlagen
sind Rotorblattinspektionen mittels Seilzugangstechnik
nur noch schwer umsetzbar.
Wir bieten mit dem neuen drohnengestützten
Verfahren in Verbindung mit der
langjährigen Expertise unserer Rotorblattinspekteure
bei der Auswertung und Klassifizierung
der Abweichungen die optimale
Lösung, um Prüfungen trotz aller Umstände
sicher und effizient durchzuführen.“
LL
www.enertrag.com
www.sulzerschmid.com
www.tuev-nord-group.com (221601022)
News from
Science &
Research
Neue Werkstoffe
für den 3D-Druck
(bg-uni) 25 Forschungsgruppen aus ganz
Deutschland – unter ihnen auch die Bergische
Universität Wuppertal – stellen sich gegenwärtigen
Herausforderungen unserer
Welt. Ihr gemeinsames Ziel: Die Entwicklung
neuer Metall- und Polymerpulverwerkstoffe
für den 3D-Druck – und damit die Weiterentwicklung
dieses Fertigungsverfahrens.
Mit vereintem Wissen und modernster
Technik sowie finanzieller Unterstützung
von insgesamt ca. sieben Millionen Euro für
drei weitere Jahre durch die Deutsche Forschungsgemeinschaft
(DFG) geht das
Schwerpunktprogramm „Neue Materialien
für die laserbasierte additive Fertigung“
(SPP2122) in die zweite Phase. Initiiert wurde
diese vom stellvertretenden Programmsprecher
Prof. Dr. habil. Bilal Gökce
von der Bergischen Universität gemeinsam
mit Prof. habil. Dr.-Ing. Stephan Barcikowski
von der Universität Duisburg-Essen.
Bergische Uni seit Anfang 2022
Mitglied des Programms
Ende März führten beide Professoren
durch die Auftaktveranstaltung mit insgesamt
rund 60 Teilnehmenden sowie über 20
Fachbeiträgen. Der Lehrstuhl Werkstoffe für
die Additive Fertigung um Prof. Gökce ist
seit Anfang des Jahres Mitglied im Schwerpunktprogramm
und vertritt mit dem Teilprojekt
„Nanopartikel-Additivierung von
Pulvern für die laserbasierte additive Fertigung
von ODS Stählen“ die Materialforschung
an der Bergischen Universität. Das
Wuppertaler Teilprojekt wird mit ca.
400.000 Euro gefördert.
Ziel ist die Entwicklung eines neuen Stahlpulvers
auf Eisen-Chrom-Basis für die additive
Fertigung, sprich 3D-Druck. Solche Stähle
werden beispielsweise in Kesseln und Turbinen
von Kraftwerken eingesetzt, die Kohle
oder Gas mit erneuerbaren Brennstoffen wie
Biomasse verfeuern. Die Erhöhung der Betriebstemperaturen
von Kraftwerksturbinengeneratoren
ist eine übliche Methode zur
Verbesserung des Wirkungsgrads von
Dampf- und Gasturbinen. „Der Betrieb einer
Anlage bei höheren Temperaturen stellt jedoch
extreme Anforderungen an die verwendeten
Werkstoffe. Durch winzige keramische
Nanopartikel im Material kann die Bestän-
22 | vgbe energy journal 5 · 2022
News fromScience & Research
digkeit (Festigkeit, Kriechbeständigkeit) der
Bauteile bei hohen Temperaturen verbessert
werden“, erklärt Bilal Gökce. Diese gleichmäßig
in das Material hinein zu bekommen,
sei jedoch nicht einfach.
Verhalten der Nanopartikel verstehen
Der übliche Weg ist teuer und aufwändig,
daher untersuchen Prof. Gökce und sein
Team Verfahren der additiven Fertigung.
Dabei werden unterschiedliche additive Fertigungsverfahren
und Simulationen eingesetzt,
um das Verhalten der Nanopartikel
während der Verarbeitung zu verstehen und
die richtigen Parameter zu finden, um möglichst
feste Bauteile herzustellen. „Für Herstellung
des für den 3D-Druck verwendeten
Pulverkomposits, ebenfalls ein besonderes
Thema im Projekt, kommen innovative Laserverfahren
zum Einsatz“, so Gökce.
Das gemeinsam mit der TU Darmstadt
(Prof. Dr. Bai-Xiang Xu) und dem
Max-Planck-Institut für Eisenforschung (Dr.
Baptiste Gault) angelegte Forschungsprojekt
adressiert die additive Fertigung von
oxiddispergierten Stählen (ODS) und hat
die Entwicklung eines neuen Pulvers auf Eisen-Chrom-Basis
für die additive Fertigung
zum Ziel.
LL
www.mam.uni-wuppertal.de
(Wuppertaler Lehrstuhl)
www.uni-due.de/matframe (Schwerpunktprogramm)
(221591708)
Referenzfabrik.H2 – Elektrolyseur-
und Brennstoffzellenproduktion
der Zukunft
(fh-g) Wasserstoff ist ein Schlüsselelement
der Energiewende. Damit sich Wasserstoff
als Energieträger flächendeckend durchsetzen
kann, gilt es ihn zu marktwirtschaftlichen
Preisen, in ausreichender Menge und
klimaneutral herzustellen und mit hoher
CO 2 -Minderungsquote zu verwenden. Dafür
sind kostengünstige, robuste Wasserstoffsysteme
– Elektrolyseur und Brennstoffzelle –
erforderlich. Um diese zukünftig in industrieller
Serie zu produzieren, stellt die „Referenzfabrik.H2“
sowohl ein Design zur Orientierung
als auch einen Baukasten mit
neuen sowie spezifisch weiterentwickelten
Technologien bereit.
Um die Ziele des Pariser Klimaabkommens
zu erreichen, muss in Zukunft weitgehend
auf Öl, Gas und Kohle verzichtet und auf
erneuerbare Energien umgestellt werden.
Für deren Speicherung und flächendeckende
Verteilung ist Wasserstoff als Energieträger
ein Schlüsselelement. Doch Wasserstoff
kann noch mehr: Er verkörpert die einmalige
Chance, Energiebereitstellung, Klimaschutz
und Wertschöpfung zu vereinen. So
spielt er eine zentrale Rolle bei der Senkung
der CO 2 -Emissionen und bietet gleichzeitig
ein nachhaltiges und zukunftsfähiges Geschäftsfeld
für den Produktionsstandort
Deutschland.
Für die klimaneutrale Herstellung von
Wasserstoff sind Elektrolyseure notwendig.
In ihnen wird Wasser mit Strom aus Wind
oder Sonne in Wasserstoff und Sauerstoff
gespalten. Der dabei entstehende grüne
Wasserstoff kann verschiedenen Nutzungspfaden
zugeführt werden: Er kann entweder
in der Prozessindustrie als nachhaltiger
Rohstoff weiterverarbeitet oder mit Hilfe
von Brennstoffzellen rückverstromt werden.
Doch sowohl Elektrolyseur als auch Brennstoffzelle
werden bislang wenig automatisiert
in kleinen Stückzahlen und zu hohen
Kosten hergestellt. Hier liegt das Potenzial
für Wissenschaft und Industrie die Produktion
von Wasserstoffsystemen in ein neues
Zeitalter effizienter industrieller Massenproduktion
zu bringen.
Damit dieser Schritt gelingt, müssen bestehende
Produktionstechnologien analysiert
und hinsichtlich ihres Einsatzes für eine
qualitätsgerechte Serienfertigung von Elektrolyseuren
und Brennstoffzellen bewertet
werden. Zudem braucht es neue kontinuierliche
Verfahren und Anlagen, die auf eine
massentaugliche Produktion ausgerichtet
sind. Nur so lässt sich der Produktionsaufwand
substanziell reduzieren und schließlich
eine Kostenparität von Wasserstoff und
fossilen Energieträgern herstellen.
In der aktuellen Phase der hohen technologischen
Variabilität und des beginnenden
(Elektrolyseur) bzw. für die 2030er Jahre
adressierten Markthochlaufs (Brennstoffzelle)
braucht die deutsche Industrie eine
produktionstechnische Orientierung. Nur so
wird es für Unternehmen sinnvoll sein, frühzeitig
in dieses Geschäftsfeld zu investieren,
um es nachhaltig zu gestalten und sich im
internationalen Wettbewerb langfristig erfolgreich
zu positionieren. Zur Gewährleistung
dieser Orientierung und Unterstützung
wurde die Referenzfabrik.H2 für eine flexible,
sich dynamisch anpassende, stückzahlskalierbare
Serienproduktion von Wasserstoffsystemen
konzipiert. Das Konzept ist
durch die direkten Partizipationsmöglichkeiten
der Industrie einzigartig. Unternehmen
können nicht nur Nutzer der Services,
sondern auch Partner der Referenzfabrik.
H2 sein.
Hybrides Produktionssystem beschleunigt
Transfer in die Industrie
Die Referenzfabrik.H2 ist ein Produktionssystem,
das auf physischen und virtuellen
Komponenten beruht. Darin werden ein Referenzdesign
und neue Technologielösungen
geschaffen bzw. bestehende optimiert. Parallel
werden digitale Zwillinge von den Produktionselementen
entwickelt und in einer
virtuellen Architektur verankert. Dadurch
entsteht ein Baukasten von Technologien,
die verglichen und flexibel zu Prozessketten
kombiniert werden. „So können regionale
Kompetenzen und Infrastrukturen besser
genutzt und die Industrie stärker bei der Entwicklung
eingebunden werden. Dies beschleunigt
den Transfer der Lösungen in die
Industrie“, sagt Dr. Ulrike Beyer, Leiterin der
Wasserstoff-Taskforce am Fraunhofer-Institut
für Werkzeugmaschinen und Umformtechnik
IWU und Koordinatorin des Projekts.
„Im Prinzip bauen wir eine B2B-Plattform
auf, in dem wir die Kernkompetenzen der
Fraunhofer-Institute und der beteiligten
Partner zu einer hoch effektiven Wertschöpfungskette
für Wasserstoffsysteme fusionieren
und somit potenziellen Interessenten einen
ganzheitlichen Überblick zu den wirtschaftlichen
Chancen verschaffen“, so Beyer.
Die virtuellen Abbilder bieten den Forschungsteams
die Möglichkeit, die Vernetzung
neuer Produktionsverfahren und -anlagen
zu simulieren und bereits am Rechner im
Detail zu prüfen, zu vergleichen und so die
geeigneten Materialien, Werkzeuge und Anlagen
für eine effektive Fertigung auszuwählen.
Auf diese Weise lassen sich Gesamtzusammenhänge
bis hin zu kompletten Prozessketten
übersichtlich darstellen und die
bei der Fertigung der Wasserstoffsysteme
entstehenden Kosten bewerten.
Geplant ist, der deutschen Industrie ab
dem dritten Quartal dieses Jahres Services
und konkrete Formen der Beteiligung an der
Referenzfabrik.H2 anzubieten. Gemeinsames
Ziel wird sein: Produktionstechnologien
und -anlagen für die kostengünstige Serienfertigung
von Brennstoffzelle und Elektrolyseur
zu entwickeln, die den Markthochlauf
ab 2025 substanziell unterstützen.
Die Referenzfabrik.H2 wurde vom Fraunhofer
IWU in Chemnitz konzeptioniert und
wird gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut
für Produktionstechnologie IPT in Aachen
betrieben. Eingebunden werden auch
die Forschungsinhalte des Fraunhofer-Instituts
für Elektronische Nanosysteme ENAS in
Chemnitz und des Fraunhofer-Instituts für
Produktionstechnik und Automatisierung
IPA in Stuttgart. Das Konzept der Referenzfabrik.H2
ist außerdem ein wesentliches
Element des Verbunds „FRHY – Referenzfabrik
für hochratenfähige Elektrolyseurproduktion“
des Wasserstoff-Leitprojekts
des Fraunhofer-Konzepts „H2GO – Nationaler
Aktionsplan Brennstoffzellen-Produktion“,
in dem 14 weitere Fraunhofer-Institute
involviert sind.
Chance Wasserstoffsystem-Produktion
„Herzstück der Wasserstoffsysteme ist der
Stack, in dem die Wasserspaltung bzw. die
Stromgewinnung ablaufen“, erläutert Beyer.
Ein solcher Stack besteht aus mehreren hun-
vgbe energy journal 5 · 2022 | 23
News fromScience & Research
dert aufeinandergestapelten und verschalteten
Einzelzellen, in denen die chemische
Energiewandlung abläuft. Aufgrund seiner
vielen Wiederholelemente bietet es sich an,
die Produktion des Stack in eine industrielle
Produktion mit großen Stückzahlen zu
überführen und dadurch die Kosten substanziell
zu senken.
Die Referenzfabrik umfasst Maschinen
und Anlagen zur Fertigung der wesentlichen
Stack-Komponenten Bipolarplatte (BPP)
und Membran-Elektroden-Einheit (MEA).
„Das neuartige Konzept ermöglicht, dass die
erforderlichen Technologieentwicklungen
dezentral jeweils vor Ort erfolgen, so dass
eine Umformpresse für BPP in Chemnitz
und eine Fertigungsanlage für MEA in Aachen
zur Verfügung stehen können. Deren
digitale Zwillinge werden zentral in einer
gemeinsamen Architektur gesammelt und
dort für Verfahrensvergleiche sowie -bewertungen
bzw. Prozesskettenbetrachtungen
genutzt“, erläutert Beyer. Ziel ist es, einen
Baukasten von Technologien zu entwickeln,
dessen Einzelkomponenten technologisch
und wirtschaftlich bewertet werden können.
Somit soll das Investitionsrisiko reduziert
und Unternehmen bei der Entwicklung
ihres Geschäftsfeldes Wasserstoff unterstützt
werden.
LL
www.fraunhofer.de (221590957)
Wasserstoff: BAM baut europaweit
neuartige Testplattform für
den sicheren Betrieb von Pipelines
auf
(bam) Die Bundesanstalt für Materialforschung
und -prüfung (BAM) errichtet für
3,8 Millionen Euro eine Testplattform für
den sicheren Betrieb von Wasserstoff- und
Wasserstoff-Erdgas-Pipelines. Die Anlage
soll Industrie und Gasnetzbetreibern die
Möglichkeit bieten, technische Fragestellungen
schnell und praxisnah zu lösen, und
insgesamt den Markthochlauf von Wasserstoff
in Deutschland deutlich beschleunigen.
Erste Teile der aus verschiedenen Modulen
bestehenden Testplattform, die ein in
Europa bisher einzigartiges Spektrum an
Prüfmöglichkeiten umfasst, sollen Anfang
2023 in Betrieb gehen.
Um die Klimaziele zu erreichen und die
Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu
reduzieren, kommt grünem Wasserstoff
eine entscheidende Rolle zu. Für die Speicherung
und den Transport des Gases ist
wiederum ein sicheres Pipelinenetz unabdingbar.
Neben dem Aufbau einer neuen
Gasnetz-Infrastruktur für reinen Wasserstoff
wird aktuell auch die Umwidmung der
vorhandenen Erdgasnetze diskutiert. In sie
soll Wasserstoff zu einem bestimmten Prozentsatz
eingeleitet werden soll.
Vorher sind jedoch eine Reihe sicherheitstechnischer
Fragestellungen zu klären, damit
der sichere und dauerhafte Betrieb der
vorhandenen Infrastruktur gewährleistet
werden kann. Dazu zählen etwa die Eignung
der Materialien in dem historisch gewachsenen
und mehrere tausend Kilometer langen
Pipelinenetz sowie hunderttausende
Schnittstellen zu Haushalten und Betrieben.
Wasserstoffmoleküle, die besonders klein
sind, können in Werkstoffe diffundieren und
zu Rissen und anderen Defekten führen.
Die Klärung dieser Fragen sowie die Ableitung
geeigneter Sicherheitsmaßnahmen
sind nur durch Tests unter Realbedingungen
möglich. Sie stehen im Fokus der ganzheitlichen
Testplattform der BAM. Sie wird u.a.
Module zur Prüfung der Absorption, Permeation
oder Akkumulation von Wasserstoff in
Werkstoffen und Bauteilen enthalten sowie
eine Online-Präzisionsanalytik.
„Mit dem Aufbau der Testplattform leisten
wir einen wichtigen Beitrag für den zügigen
Übergang zu einer Wasserstoffwirtschaft“,
erklärt BAM-Präsident Prof. Dr. Ulrich Panne.
„Wir gewährleisten damit einerseits die
Sicherheit der Systeme, die unverzichtbar
für ihre Wirtschaftlichkeit und ihre Akzeptanz
in der Bevölkerung ist. Gleichzeitig
helfen wir der Industrie und Netzbetreibern
bei der Lösung technischer Fragen.“
Neben der Errichtung der Testplattform
baut die BAM auf ihrem zwölf Quadratkilometer
großen Testgelände Technische Sicherheit
in Brandenburg weitere umfassende
Prüfmöglichkeiten für moderne Wasserstofftechnologien
auf. Geplant sind u.a. ein
Hochdruckprüfstand bis 1000 bar, ein Prüffeld
für Flüssigwasserstoff sowie eine weitere
Testplattform zur Untersuchung aller
technischen Vorgänge rund um eine Wasserstofftankstelle.
Das Testareal ist Teil des
Wasserstoff-Kompetenzzentrums H2Safety@BAM,
in dem bereits heute rund 130
Mitarbeiter*innen der BAM tätig sind.
LL
www.bam.de (221601033)
Messexperten der PTB: Abstände
von Windenergieanlagen zu
Anlagen der Flugsicherung können
kleiner sein
• Windenergieanlagen stören deutlich weniger
als früher angenommen – Bericht
an die Bundesminister für Wirtschaft und
für Verkehr übergeben
(ptb) Drehfunkfeuer sind Navigationseinrichtungen,
mit deren Hilfe Flugzeuge sicher
navigieren. Sie können durch Windenergieanlagen
gestört werden. Deshalb
muss die Störwirkung jeder geplanten Windenergieanlage
von der Flugsicherung geprüft
werden, wenn sie in einem gewissen
Abstand zu einem Drehfunkfeuer errichtet
werden soll. Dieser Abstand betrug bisher
15 km. Nach Abschluss zweier Forschungsprojekte
empfehlen Wissenschaftler der
Physikalisch-Technischen Bundesanstalt
(PTB), diesen Abstand auf 6 km bis 7 km zu
reduzieren. Damit würde sich die Wahrscheinlichkeit,
dass neue Windenergieanlagen
genehmigt werden, deutlich erhöhen.
Die PTB übergab am 5. April einen Forschungsbericht
mit Erkenntnissen und Empfehlungen
aus den Projekten an den Bundesverkehrsminister
Dr. Volker Wissing und an
den Bundeswirtschaftsminister und Vizekanzler
Dr. Robert Habeck.
Die Physikalisch-Technische Bundesanstalt
(PTB) hat gemeinsam mit ihren Partnern
in den Projekten WERAN und WERAN
plus neue messtechnische Verfahren und
Simulationsmethoden entwickelt, um zu
untersuchen, inwieweit Windenergieanlagen
(WEA) die Signale von Drehfunkfeuern
(VOR) im Luftraum stören können. Rund 60
solcher Navigationsanlagen betreibt die
deutsche Flugsicherung am Boden. Man unterscheidet
dabei die älteren konventionellen
CVOR und die moderneren Doppler-Drehfunkfeuer
(DVOR). Vergleichbar
mit Leuchttürmen weisen sie Flugzeugen
den Weg und sorgen so für Sicherheit im
Luftraum. Windenergieanlagen können das
von Navigationsanlagen ausgehende
UKW-Funksignal streuen und somit einen
Winkelfehler erzeugen. Dadurch kommt das
Signal der Navigationsanlage leicht verfälscht
im Flugzeug an.
Im Zuge der beiden Projekte wurden systematisch
die Entstehung und die Ausbreitung
des Winkelfehlers untersucht, den WEA und
andere Hindernisse im Luftraum erzeugen.
Weltweit erstmalig konnte der Beitrag einer
WEA zu einem Winkelfehler mithilfe der im
Projekt entwickelten drohnenbasierten
Messtechnik der PTB nachgewiesen werden.
Die parallel zur Messtechnik an der Leibniz
Universität Hannover entwickelten Verfahren
der numerischen Simulation und nachgeschalteten
mathematischen Verfahren
(Vollwellensimulation) zur Bestimmung des
Winkelfehlers zeigen eine qualitativ und
quantitativ gute Übereinstimmung mit den
Messergebnissen. Diese aufwendigen Auswerteverfahren
laufen auf Großrechnern
und sind zeitintensiv. Um die Anwendung
der Ergebnisse auch auf herkömmlichen Bürorechnern
zu ermöglichen, wurden abgeleitete
Prognoseverfahren auf der Basis physikalischer
Modelle der Wellenausbreitung
von elektromagnetischen Feldern entwickelt,
die in wenigen Minuten ähnliche Ergebnisse
liefern. Innerhalb der erforderlichen
Genauigkeit für die Anwendung im
Anlagenschutz der VOR konnten diese Ergebnisse
durch Vergleich mit Vor-Ort-Messungen
und mit der Vollwellensimulation
validiert werden.
24 | vgbe energy journal 5 · 2022
Power News
Darüber hinaus wurde mit der Doppler-Kreuzpeilung
ein neues Verfahren entwickelt,
mit dem sich die Vorbelastung des
Winkelfehlers rund um ein VOR messtechnisch
charakterisieren lässt. Nahestehende
Vegetation, hohe Gebäude, Hochspannungsmasten,
Baukräne und Höhenzüge
erzeugen ebenfalls Winkelfehler. Diese Störquellen
werden nun zusammen mit der Größe
ihrer Störwirkung örtlich erfasst und
können in einer Karte hinterlegt werden.
Die dazu notwendige Messtechnik ist im
Forschungsflugzeug Jade One der Jade
Hochschule in Wilhelmshaven implementiert.
Die Jade One lässt sich als Motorsegler
in luftfahrtüblichen Höhen und Abständen
kostengünstig und umweltschonend einsetzen.
Damit kann die Fehlerausbreitung im
Raum bis an die Reichweitengrenze von ca.
150 km bei DVOR untersucht werden. Insbesondere
lässt sich die Störwirkung von WEA
nun in die Wirkung anderer Hindernisse
einordnen. Außerdem wird die Sicherheit
im Flugbetrieb erhöht, weil nun alle Störobjekte
und nicht nur singulär die WEA erfasst
und bewertet werden.
Die neuen, verbesserten Verfahren und die
damit gewonnenen Erkenntnisse und Daten
dienen nun dazu, das gesamte Bewertungsverfahren
von Bauanträgen neuer WEA auf
den Stand der Technik zu bringen. Gemäß §
18 a Abs. (1) Luftverkehrsgesetz (LuftVG)
dürfen Bauwerke nicht errichtet werden,
wenn dadurch Flugsicherungseinrichtungen
gestört werden können. Dazu untersucht die
DFS Deutsche Flugsicherung GmbH bisher
in ihrer gutachterlichen Stellungnahme im
Anlagenschutzbereich mit einem Radius von
15 km rund um ein Drehfunkfeuer die mögliche
Störwirkung der neuen Bauwerke. Anhand
der vorliegenden Daten aus verschiedenen
Windparks lassen sich Schlussfolgerungen
für einen reduzierten Prüfradius des
Anlagenschutzbereichs ziehen. Damit wird
die zu prüfende Fläche von vorher 707 km²
auf 154 km² reduziert, was einem Radius
von 6 km bis 7 km entspricht. Dies schafft
Planungssicherheit und ermöglicht viel
Raum für Windenergie, ohne die Sicherheit
in der Luftfahrt einzuschränken.
„Dieser Ausgleich zwischen den berechtigten
Interessen der Sicherheit in der Luftfahrt
und der erneuerbaren Energie war uns im
Projekt immer wichtig“, betont der Projektleiter
Dr. Thorsten Schrader. „Insgesamt
haben wir jetzt verlässlichere messtechnische
und simulatorische Möglichkeiten sowie
eine ganz andere Datenbasis, die eine
neue Bewertung der Wechselwirkung von
WEA und Drehfunkfeuern zulassen“, freut
sich Schrader. Ohne die hervorragende Zusammenarbeit
in den Projektteams wäre
dieses Ergebnis so nicht möglich gewesen,
ist sich Schrader sicher.
PTB-Präsident Prof. Dr. Joachim Ullrich
hebt die Bedeutung der Metrologie hervor:
„Der Beitrag von WERAN demonstriert eindrucksvoll
die Bedeutung langfristiger messtechnischer
Vorlaufforschung.“ Nur so sei
man in der Lage, sehr schnell auf aktuelle
Gegebenheiten reagieren zu können – und
dies auf der Basis gesicherter wissenschaftlicher
Erkenntnisse.
Bundeswirtschaftsminister und Vizekanzler
Robert Habeck zeigte sich erfreut über
die neuen Möglichkeiten zum Ausbau der
Windenergie. Mit dem gemeinsam mit dem
Bundesverkehrsministerium beschlossenen
Maßnahmenpaket könnten zusätzliche Potenziale
im Umfang von rund 5 Gigawatt
zusätzlicher Windenergieleistung erschlossen
werden, sagte er. „Das entspricht bei 4–5
Megawatt pro Neuanlage mehr als 1000
neuen Windenergieanlagen. Das ist ein
wichtiger Push für den Ausbau der Windenergie
an Land“, so Habeck.
LL
www.ptb.de (221601034)l
Power
News
Machbarkeitsstudie schlägt
Länderübergreifendes Wasserstoffnetz
Mitteldeutschland vor
(hypos) Mehr als ein Dutzend Industrieunternehmen,
Energieversorger, Netzbetreiber
und kommunale Partner haben eine
gemeinsame Studie für den Aufbau eines
mitteldeutschen Wasserstoffnetzes vorgelegt.
Die von der Europäischen Metropolregion
Mitteldeutschland und dem Wasserstoffnetzwerk
HYPOS koordinierte Untersuchung
sieht ein 339 Kilometer langes Netz
zur Verbindung der Erzeuger und Nachfrager
von Grünem Wasserstoff in der Region
Leipzig-Halle-Bitterfeld-Leuna-Zeitz-Chemnitz
vor.
„Mit der Machbarkeitsstudie liegt erstmals
eine umfassende Untersuchung der potenziellen
Bedarfe und Erzeugungspotenziale
von Grünem Wasserstoff sowie ein länderübergreifendes
Wasserstoffinfrastrukturkonzept
für die Region Leipzig-Halle-Bitterfeld-Leuna-Zeitz-Chemnitz
vor“, erklärt
Jörn-Heinrich Tobaben, Geschäftsführer der
Europäischen Metropolregion Mitteldeutschland
und Vorstandsmitglied des
Wasserstoffnetzwerkes HYPOS. „Das gemeinsam
von großen Unternehmen, Energieversorgern,
Netzbetreibern und kommunalen
Partnern der Region realisierte und
rein privatwirtschaftlich finanzierte Projekt
zeigt eindrucksvoll den gemeinsamen Willen
der Region zur Gestaltung einer zukunftsfähigen
Energieversorgung in Mitteldeutschland“,
so Jörn-Heinrich Tobaben weiter.
Im Rahmen der von der DBI Gas- und Umwelttechnik
GmbH und INFRACON Infrastruktur
Service GmbH & Co. KG erstellten
Machbarkeitsstudie „Wasserstoffnetz Mitteldeutschland“
wurden die potenziellen Bedarfe
industrieller Akteure an Grünem Wasserstoff
und mögliche Erzeugungskapazitäten
mittels Wind- und Solarstrom erfasst.
Auf dieser Grundlage untersucht die Studie
den Aufbau eines Wasserstoffnetzes zur Verknüpfung
potenzieller Erzeuger und Abnehmer
unter Einbindung der bestehenden
Erdgasinfrastruktur sowie die damit verbundenen
Kosten.
Demnach wird für das Jahr 2040 eine Gasnachfrage
von 20 Terrawattstunden pro
Jahr in der Region prognostiziert. Dies entspricht
- bezogen auf den Heizwert – einem
jährlichen Bedarf von rund ca. 6,7 Mrd. Kubikmetern
Wasserstoff. Demgegenüber
steht ein jährliches Erzeugungs- und Elektrolysepotenzial
von rund 2,5 Terrawattstunden
Grünem Wasserstoff im Betrachtungsraum
unter der Annahme, dass 30 Prozent
des erzeugten Grünstroms für die Wasserstoffproduktion
verwendet werden.
Für die Verbindung der identifizierten potenziellen
Erzeuger und Nachfrager von
Grünem Wasserstoff skizziert die Studie ein
mitteldeutsches Wasserstoffnetz mit 13 Leitungsabschnitten
auf einer Gesamtlänge
von 339 Kilometern. Basis für dieses Netz
sind die Projektideen der an der Studie beteiligten
Unternehmen. Für den Fall eines
kompletten Neubaus wären damit Gesamtkosten
in Höhe von rund 610 Mio. Euro verbunden.
Diese ließen sich durch die Umwidmung
bestehender Erdgasleitungen und
mögliche Trassenbündelungen auf rund 422
Mio. Euro reduzieren. Bei optimalen Planungs-
und Baubedingungen geht die Studie
von einem Realisierungzeitraum von rund
fünf Jahren pro neuem Leitungsabschnitt
aus. Für die Umstellung bestehender Leitungen
werden zwei bis drei Jahre veranschlagt.
Einzelne Teile des geplanten Netzes sollen
dabei parallel gebaut bzw. umgestellt werden,
so dass regionale Wasserstoffcluster
bereits vor Fertigstellung des Gesamtnetzes
in Betrieb gehen können. Um den über die
regionale Wasserstofferzeugung hinausgehenden
Bedarf, insbesondere der industriellen
Kerne in der Region, durch Importe zu
decken, soll das Netz an den entstehenden
European Hydrogen Backbone angeschlossen
werden. Dies würde zusätzlich zu den
genannten Kosten weitere Investitionen notwendig
machen.
Das geplante Wasserstoffnetz wird nach
dem Willen der beteiligten Partner die Basis
für die zukünftige gemeinschaftliche Weiterentwicklung
der Wasserstoffinfrastruktur
in Mitteldeutschland bilden. Dazu ist in
einem weiteren Schritt die Entwicklung eines
ganzheitlichen Ansatzes zur flächendeckenden
Versorgung von Industrie, Gewerbe/Handel/Dienstleistung
und Haushalten
geplant.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 25
Power News
vgbe Workshop
Materials &
Quality Assurance
CALL FOR
PAPERS
10 and 11 May 2023,
Schloss Paffendorf, Bergheim/Germany
Call to Submit Suggestions for Papers!
The next vgbe Workshop "Materials and Quality Assurance"
takes place in Bergheim/Germany hosted by RWE Power AG.
Aim of the workshop is to permit results of advanced materials
and quality assurance aspects.
The workshop is aimed at manufacturers, planners, operators,
insurers and experts interested in technology and
its environment, researcher, authorities and associations.
For your contributions we have provided the following
important topics:
Lifetime Assessment and Periodic Inspections
Materials and Components
Modern Welding Technologies, Additive Manufacturing
Quality Assurance and Damages
YOUR CONTACTS
Technical Coordination
Jens Ganswind-Eyberg
e jens.ganswind@vgbe.energy
t +49 201 8128-295
Participation
Diana Ringhoff
e vgbe-material@vgbe.energy
t +49 201 8128-232
Exhibition
Steffanie Fidorra-Fränz
e steffanie.fidorra-fraenz@vgbe.energy
t +49 201 8128-299
Workshop language
English
Hydrogen
Renewable Energy, Energy Storage
The lectures and discussions will be held in English.
Become part of the vgbe Workshop “Materials and Quality
Assurance” and submit a proposal for a paper online
by 29 September 2022!
https://t1p.de/pgpoy (shortlink)
You are welcome to forward this information to interested
business partner.
All information about the workshop and the technical
exhibition can be accessed at:
https://events.vgbe.energy/events/materials-and-qualityassurance/7096/WSH4M/
(or https://t1p.de/0tw78, shortlink)
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173
45257 Essen
Germany
be informed www.vgbe.energy
26 | vgbe energy journal 5 · 2022
Power News
Die von der Metropolregion Mitteldeutschland
koordinierte und vom Wasserstoffnetzwerk
HYPOS fachlich begleitete Machbarkeitsstudie
„Wasserstoffnetz Mitteldeutschland“
wurde im Auftrag von mehr als einem
Dutzend regionaler Akteure und Unternehmen
erstellt. Zu den Kooperationspartnern
gehören BMW Group Werk Leipzig, DHL
Hub Leipzig GmbH, Siemens AG, VNG AG,
Südzucker Gruppe, Flughafen Leipzig/Halle
GmbH, Leipziger Gruppe, Stadtwerke Halle
GmbH, MIBRAG Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft
mbH, MITNETZ Mitteldeutsche
Netzgesellschaft Gas mbH, ONTRAS
Gastransport GmbH, eins energie in sachsen
GmbH & Co. KG und die Stadt Leipzig.
LL
www.hypos-eastgermany.de
(221591005)
Wasserkraft: Versorgungssicherheit
und Systemstabilität:
• BDEW und VDMA Power Systems veröffentlichen
Papier zur Rolle der Wasserkraft
(bdew vdma) Im Kabinettsvorschlag zur
Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
(EEG) sieht die Bundesregierung die Streichung
der Vergütung für den Neubau und
die Ertüchtigung von Wasserkraftanlagen
bis 500 kW vor. Diesen Vorschlag kritisieren
der BDEW und VDMA Power Systems. Aus
Sicht der Verbände erscheint ein solcher
Vorschlag von den aktuellen sicherheits-,
energie-, klima- und umweltpolitischen Tagesgeschehen
entkoppelt. Zudem wurden
im Gesetzentwurf restriktive Rahmenbedingungen
für Pumpspeicherkraftwerke nicht
verbessert. Die beiden Verbände fordern die
Bundesregierung daher in einem gemeinsamen
Papier auf, kleine Wasserkraftanlagen
weiterhin zu fördern und machen Vorschläge,
wie die Potenziale von Wasserkraftanlagen
und Pumpspeicherkraftwerken vor dem
Hintergrund der aktuellen sicherheits- und
energiepolitischen Geschehnisse besser ausgeschöpft
werden können.
Kerstin Andreae, Vorsitzende der
BDEW-Hauptgeschäftsführung: „Für uns ist
unerklärlich, warum die Bundesregierung
die kleine Wasserkraft aus gewässerökologischen
Gründen nicht mehr fördern möchte.
Die Wasserkraft trägt seit vielen Jahrzehnten
zu einer sicheren, wirtschaftlichen und
nachhaltigen Stromversorgung bei – insbesondere
im süddeutschen Raum. Sie verdient
daher Unterstützung. Das Wasserhaushaltsgesetz
und die Landeswassergesetze
stellen einen hinreichenden Schutz für
die Gewässer sicher.“
Dr. Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer
VDMA Power Systems: „Insbesondere
Pumpspeicherkraftwerke spielen für die gesicherte
Stromversorgung auch bei Störungen
eine wichtige Rolle. Durch eine Entfristung
der Netzentgeltbefreiung von Modernisierungen
könnten hier zusätzliche Kapazitäten
geschaffen werden.“
Das gemeinsame Papier von BDEW und
VDMA Power Systems „Versorgungssicherheit
und Systemstabilität / Beiträge von
Wasserkraftanlagen und Pumpspeicherkraftwerken“
steht im WWW zum Download
zur Verfügung, Shrotlink: https://t1p.de/
7q09t
LL
www.bdew.de, www.vdma.org
(221591010)
MCC: What keeps the coal-fired
power plants running?
(mcc) Coal, which is extremely harmful to
the climate, remains the world‘s main source
of electricity; the global power plant capacity
amounts to more than two thousand gigawatts
and continues to grow globally despite
power plant shutdowns. How does the „political
economy“ work, i.e. the setting of power
and decision-making structures in favour of
coal? Answers for eight important coal countries
– and starting points for a coal phase out
– are now provided by a scientifically designed
survey of international experts.
The corresponding study by the Berlin-based
climate research institute MCC
(Mercator Research Institute on Global
Commons and Climate Change) has been
published in the renowned journal Energy
Research & Social Science.
The research team looks at where coal usage
is still being expanded: China, India,
Indonesia, Vietnam, the Philippines, Turkey,
South Africa, and Japan. It identifies top experts
from academia and practice, with
country-specific knowledge, and interviews
them along the lines of the „Actors, Objectives,
Context“ framework developed at
MCC. This allows determining who the powerful
people are in each country, what their
goals are, and what influences the priority of
these goals, i.e. the energy mix. Based on
this framework, the MCC has recently presented
a compendium with case studies.
„This paper is complementary to that compendium,“
explains Nils Ohlendorf, PhD
student in the MCC working group Climate
and Development and lead author. „The systematic
query of 77 possible influences, with
a five-point low-high scale, thereby creates,
for the first time, a cross-nationally comparable
quantitative finding that reveals conclusions
into fundamental obstacles to a
global coal phase-out.“
123 questionnaires filled out by the top
experts were evaluated. They help to understand
why coal-fired power generation continues
to be expanded. In all eight countries
examined, the internal structure of the power
sector and its entanglement with politics
play a major role. In addition, coal expansion
helps these countries to achieve priority
goals such as economic growth, energy security,
and low electricity costs. Environmental
and climate protection, on the other
hand, usually rank far behind. Lobbying, i.e.
direct influence on the political decision-making
process, plays a prominent role
in all countries, regardless of the political
and economic system.
The study also identifies the central actors
involved in coal: energy ministries, state
leadership, and the ruling party are particularly
important in all eight countries. In China,
the ministry for planning also plays a
prominent role, while in the Philippines and
in South Africa it is the supreme court. In
Japan, industrial associations have a strong
influence, and trade unions are noticeably
involved in South Africa. In the corporate
world, public utilities are particularly committed
to coal in all countries, as are heavy
industry and banks. In India, the railway
company (which uses earnings from coal
transport to cross-subsidise low passenger
fees) is also important, while in Indonesia it
is the mining industry.
The study uses statistical methods to identify
typical forms of coal dependency and
frequent combinations of important actors,
objectives, and contextual conditions. Based
on this, it also ventures some statements on
how to undermine the political economy of
coal: unbundle the power sector to reduce
its political influence; align the energy transition
in emerging economies with the prevailing
goals of growth and competitiveness;
and break down local resistance through
international coordination and climate finance.
„The findings help us to identify effective
policy instruments to stop coal expansion“,
says Jan Steckel, working group leader at
MCC and one of the co-authors. „The UN
Climate Change Conference 2021 in Glasgow
called, for the first time, on the countries
of the world to phase down coal. But, to
realize that goal we need to understand political
difficulties. Only then can we limit
global heating to 1.5 degrees.“
LL
www.mcc-berlin.net (221601035)
vgbe energy journal 5 · 2022 | 27
Der Digital Project Twin
revolutioniert den Anlagenbau in
der Energiewirtschaft
Was ist der Digital Project Twin und warum er auch beim
Bau von Kraftwerken bald zum Standard wird
Peter Schluppkothen und Mats-Milan L. Müller
Abstract
How the digital project twin changes
plant engineering in power industry
What is the Digital Project Twin and why it
will soon become a new standard for plant engineering
in power industry
Europe’s energy industry has been in a state of
flux for some time now. But what the current
events in Ukraine will mean for the European
energy market can only be vaguely estimated
so far. However, experts agree that the cuts
will be severe and that a rethink of German
climate policy is taking place.
For investors, owners, operators and EPCs in
the energy industry, this means above all that
pretty much every plant will have to be reviewed
in more than one aspect and adapted
to the changing market situation. However,
the number of measures, even for conventional
power plants and facilities, will not decline,
as many experts have assumed, but rather remain
constant or even increase in the medium
term.
The Digital Project Twin is the avant-garde
model for digitalization in project management
and smooth project control in the construction
and conversion of plants, overhaul,
daily maintenance and also in full-scale turnarounds
or dismantling projects. The potential
savings are enormous and show that digitalization
has too often been thought of in the
wrong direction.
l
Die Energiewirtschaft im
Wandlungszwang
Die Energiewirtschaft Europas befindet sich
seit geraumer Zeit im Wandel. Doch was die
derzeitigen Ereignisse in der Ukraine für
den europäischen Energiemarkt bedeuten,
lässt sich bisher nur vage abschätzen. Experten
sind sich jedoch einig, dass die Einschnitte
gravierend sein werden und ein
Umdenken der deutschen Klimapolitik stattfindet.
Schon jetzt befindet sich die Bundesregierung
auf der Suche nach zuverlässigen Partnern
sowie neuen, aber auch nicht ganz so
neuen Alternativen, um die Abhängigkeiten
von russischem Gas zu reduzieren und dabei
der klimaneutralen Energiepolitik möglichst
treu zu bleiben. 1 Ein weiterer Paukenschlag
stellt die Einstufung von Atomenergie als
„potenziell klimafreundlich“ dar. 2
1
Vgl. ZEIT, abgerufen am 22.03.2022 (https://
www.zeit.de/wirtschaft/2022-03/robert-habeck-katar-erdgasdeal-gruenen-energiepolitik)
2
Vgl. BR24, abgerufen am 23.03.2022 (EU-
Kommission stuft Atomkraft und Gas als nachhaltig
ein | BR24)
Autoren
Dipl.-Ing. Peter Schluppkothen
Mats-Milan L. Müller
COMAN Software GmbH
Stendal, Deutschland
28 | vgbe energy journal
Digital Project Twin revolutioniert den Anlagenbau
Für Investoren, Eigentümer, Betreiber und
EPC in der Energiewirtschaft bedeutet dies
jedoch vor allem, dass so ziemlich jede Anlage
in mehr als einer Hinsicht überprüft und
auf die sich ändernde Marktlage hin angepasst
werden muss. Dies betrifft nicht nur
neue Energieträger, sondern, mit Blick auf
die aktuellen Debatten, sehr wahrscheinlich
auch die flächendeckende Revisionierung
und Reaktivierung von alten Gaskraftwerken
und bestehenden Kernkraftanlagen.
Die Anzahl der nationalen und internationalen
Projekte, auch für herkömmliche Kraftwerke
und Anlagen, wird daher nicht, wie
von vielen Experten bisher angenommen,
zurückgehen, sondern eher mittelfristig konstant
bleiben oder sogar zunehmen. Dabei
forcierte die Bundesregierung gezielt Technologien
und wird den Prozess maßgeblich
mit Förderprogrammen und Gesetzgebung
mitgestalten und auch kontrollieren wollen.
Internationale Standardisierung sowie stetig
steigende Ansprüche an Kostenreduktion,
geringerer Projektlaufzeiten und höheren
Qualitätsansprüchen zwingen Investoren,
Eigentümer, Betreiber und EPC
insbesondere in der Energiewirtschaft zwar
etablierte aber häufig eben auch veraltete
Prozesse oder Systeme zu hinterfragen. Projekte,
Bereiche und Abteilungen, die heute
noch zu klein erscheinen, werden in wenigen
Jahren vollständig digital abgebildet
sein, um die digitalen Lücken in den Prozessketten
zu schließen. Ob in der Kostenkontrolle,
im HSE-Management oder in der
gesetzlichen Abschlussprüfung.
Der Digital Project Twin bildet dabei das
Avantgarde-Modell für die Digitalisierung
im Projektmanagement. Sei es für die reibungslose
Projektsteuerung bei dem Aufund
Umbau von Anlagen, die Revisionierung,
die tägliche Instandhaltung oder auch
vollumfängliche Turnarounds und Rückbau-
Projekte. Die Einsparpotenziale sind dabei
enorm und zeigen, dass bei der Digitalisierung
zu oft in eine falsche Richtung gedacht
wurde. Er ist die Grundlage für flächendeckende
und tiefgreifende Digitalisierung sowie
lückenlose Datendurchgängigkeit.
Was also ist der Digital Project
Twin?
Kurz; Der Digital Project Twin verbindet alle
Projektbeteiligten und ist in der Lage, Lieferanten,
Terminpläne und Daten des Projekts
eindeutig und rechtssicher in einem zentralen
„Gehirn“ des Projektes abzubilden. Diesen
Ansatz nennt man „Single-Point-of-
Truth“, da nur hier die gesamten Projektdaten
vollumfänglich, revisionssicher und in
ihrer zeitlich aktuellsten Form zusammengetragen
werden. 3 Was dies konkret bedeutet,
wird später noch einmal aufgegriffen.
Dabei sind digitale Zwillinge nicht unbedingt
eine absolut neue Erfindung. Viele
3
Vgl. Lean-Reporting: Optimierung der Effizienz
im Berichtswesen, Reinhard Bär, 2014
produzierende Bereiche kennen bereits den
klassischen Digital Twin als virtuelles Abbild
ihrer real laufenden Produktion. Dieser ermöglicht
es über Sensoren und Produktionssoftware,
Analysen zu fahren, Fehlerquellen
zu identifizieren und Produktionsprozesse
nachhaltig zu optimieren. Dasselbe
gilt im Grunde auch für den digitalen Projekt-Zwilling.
In der Echtzeit-Fortschrittskontrolle und
Trendanalyse hinsichtlich der Erreichung
von Meilensteinzielen sind digitale Zwillinge
im Projektmanagement bereits heute in
einigen Branchen, wie beispielsweise der
Automobilindustrie, unverzichtbar. Doch
auch in der Energiewirtschaft wird sich dieser
Modellansatz in wenigen Jahren als
Standard etabliert haben.
Auch, wenn die zukünftige Energieerzeugungs-,
Energiespeicherungs-, oder Energietransportanlage
schon während der Planung
aufwändig virtuell konstruiert und simuliert
wird, so läuft der reale Aufbau auch
heute noch weitestgehend analog ab. Meistens
gilt es, auf der grünen Wiese oder offshore
eine komplett neue Anlage aus dem
Boden zu stampfen. Keine tollen Sensoren,
die Messdaten im Terabyte-Bereich aus bereits
laufenden Produktionsschritten generieren
oder über blitzschnelle Glasfaserkabel
ins Rechenzentrum befördern. Nur der
Spaten, die Baustelle und die CAD-Zeichnung
an der Wand im Baucontainer.
Das Projektmanagement beim Anlagenbau
in der Energiewirtschaft lebt davon, dass ein
permanenter Informationsfluss zwischen
Baustelle und Projektleitung stattfindet. Nur
so lassen sich Abweichungen vom Terminplan,
Probleme oder nachträgliche Planänderungen
frühzeitig erkennen und Gegenmaßnahmen
ergreifen.
Aus der Praxis gesprochen fand dieser Informationsaustausch
bisher über zahllose Systeme
und Kommunikationsmittel statt. E-
Mails, Telefonate, sogar WhatsApp-Gruppen
finden sich beim Management großer Anlagenbauprojekte
zuweilen wieder. CAD-Programme,
MS-Project oder Excel-Dateien,
ERP-Systeme und diverse andere Anwendungen
bilden die Projekt-Softwarelandschaft
ab. Dass hier nicht jeder Projektmitarbeiter
zu jeder Zeit über den realen Fortschritt im
Bilde ist, liegt nahe. Auch Investoren, Entscheider
und EPCM müssen sich auf die händisch
erstellten PowerPoint-Berichte ihrer
Projektmitarbeiter verlassen und haben wenig
bis überhaupt keine Möglichkeit die Daten
nachzuvollziehen oder zu validieren.
Der Digital Project Twin erfüllt genau diese
Aufgabe, die realen Projektzustände und
Abarbeitungsprozesse zu erfassen und in einem
zentralen System bereitzustellen. Dies
ermöglicht wertvolle Erkenntnisse oder
konkrete Handlungsempfehlungen noch in
der Commissioning-Phase abzuleiten und
kostspielige Verzögerungen frühzeitig zu
vermeiden.
Was muss ein Digital Project
Twin können?
Dreh- und Angelpunkt sind die Daten, die es
für einen Digitalen Projekt-Zwilling braucht.
Wenn es nicht gelingt, die aktuellsten Daten
an einem zentralen Punkt zusammenzuführen
und verfügbar zu machen, kann es kein
Abbild realer Zustände geben. In erster Instanz
braucht es also für das Projektmanagement
ein zentrales System mit diversen
Schnittstellen zu vor- und nachgelagerten
Anwendungen sowie eigenen Lösungen für
die mobile Datenerfassung durch die Projektbeteiligten
direkt vor Ort.
Im zweiten Schritt gilt es, analoge Prozesse
gezielt schon vor Ort beim Aufbau der Energieerzeugungs-,
Energiespeicherungs-, oder
Energietransportanlage zu untersuchen.
Gibt es einen konkreten Grund, warum für
diese oder jene Tätigkeit noch keine digitale
Lösung gefunden wurde? Warum existiert
die Excel-Checkliste nur als Ausdruck? Wer
telefoniert mit wem worüber und wo werden
diese Informationen, die im Gespräch
ausgetauscht wurden, dokumentiert?
Das Erfassen von Mängeln oder Fortschritten
bei der Montage von Komponenten oder
An-lagenteilen lässt sich beispielsweise
schon heute mit offlinefähigen Apps hervorragend
abbilden. Ausgedruckte Checklisten
und Laufzettel für Probleme und Abnahmen,
sollten dabei im 21. Jahrhundert gezielt
hinterfragt werden.
Digitalisierung um jeden Preis?
Ja, aber…
Fortschrittliche TAR-Manager und Anlagenbauer
würden nun auf bestehende Tools wie
das digitale Baustellentagebuch, eine Mängelmanagement-App
oder smarte Excelund
Access-Checklisten hinweisen. Es finden
sich mittlerweile viele Anbieter für digitale
Signaturen und virtuelle Abnahmen
oder Online-Checklisten. Große Unternehmen
geben nicht selten Millionen Euro für
die Entwicklung einer maßgeschneiderten
Software aus.
Doch diese Lösungen haben häufig eine gedankliche
Schwachstelle – die Datendurchgängigkeit.
Oft wurde bei der Software-Entwicklung
nur auf ein- oder zwei Probleme
geachtet, die es zu lösen galt. Dass aber nach
der Lieferung einer Komponente oder der
Freigabe durch den Abteilungsleiter die Bezahlung
des Lieferanten über die Buchhaltung
angestoßen werden muss, daran denkt
kaum eine Field-Application.
Es erfordert großen Mehraufwand die manuell
erfassten Daten von einem Baustellentool
in eine Buchhaltungs- oder Planungssoftware
zu übertragen. Hier spricht man
von „redundanten Daten“, also Informationen,
die in mehr als einem System vorliegen
oder benötigt werden. Sind diese Daten zudem
nicht miteinander verknüpft, so kommt
es nicht selten vor, dass veraltete Daten zu
vgbe energy journal 5 · 2022 | 29
Digital Project Twin revolutioniert den Anlagenbau
Im allerbesten Fall werden die digitalen Daten
realisierter Projekte kategorisiert und gespeichert.
Jeder dokumentierte und behobene
Mangel, jede Terminverzögerung, aber
auch jede gefundene Lösung ungeplanter
Ereignisse fließen in die Datenbanken des Digital
Project Twin. Erfahrungswerte die Commissioning-
und TAR-Manager in Jahrzehnten
mühsam erlernen müssen, lassen sich
hier quantifizierbar speichern und bewerten.
Wenn man nun dieses Wissen mit einem modellbasierten
Projektmanagement-Ansatz
verbindet, erschafft man ein Projektmodell,
das bereits in der Terminplanung oder der
Auftragsvergabe auf die Erfahrungswerte
zahlloser realisierter Projekte ähnlicher
Couleur zurückgreifen kann. Ein Mengengerüst
eines bestimmten Kraftwerk-Typs, zusammen
mit einem Fertigstellungstermin,
würden dann schon ausreichen, um mit nur
einem Klick automatisiert einen groben ersten
Projektterminplan samt Projektstruktur
zu erzeugen.
Improved project control
through actual data
availability
Facts based decisionmaking
Fewer cost and time
overruns
Single-Point-of-Truth-
Approach
Better overall project
overview
Faster bottleneck identification
and allocation
Bild 1. Aufbauprozess Digitaler Zwilling.
kostspieligen Fehlerketten im weiteren Projektverlauf
führen.
Was bringt mir ein Digitaler
Zwilling?
Richtig angegangen, bildet also der Digital
Project Twin die Basis für jede Digitalisierung
des Projektmanagements und beginnt
nicht nur bei der Auswahl einer Projektmanagement-Software
oder einer einzelnen
Applikation. Der digitale Zwilling hat dabei
das Gesamtkonstrukt im Blick und forciert
die Kollaboration aller Projektteilnehmer
und Systeme (B i l d 1 ).
Da bei einem Projekt in der Energiewirtschaft
viele verschiedene Parteien und entsprechend
viele Software-Anwendungen
und Systeme aufeinandertreffen, kann ein
Digitaler Zwilling niemals ein in sich geschlossenes
System sein. Selbst wenn ein
Lieferant ebenfalls Excel- oder MS-Project
verwendet, bedeutet dies nicht, dass sich interne
Prozesse, Bezeichnungen oder gar die
verwendete Sprache mit der des Auftraggebers
gleichen.
Alltägliche Aufgaben wie multiple Datenpflege
in verschiedenen Systemen, das gesamte
Berichtswesen, Baustellen- oder Revisionsbesprechungen
oder die rechtsverbindliche
Dokumentation von Abnahme-, Prüf-,
oder Messprotokollen sind kleine, aber
wichtige Bausteine, die einerseits viel Zeit
kosten, andererseits aber auch anfällig für
Digital Project Twin
Standardized working
processes for all
Faster project data
exchange and communication
Continuous targetactual
comparisons
Immediate project monitoring
Already collected reporting
data
Better inclusion of stakeholders
Fehler sind. Bereits existierende Project
Twins in verwandten Branchen, wie dem
Automotive-Anlagenbau, haben dabei gezeigt,
dass die konsequente Digitalisierung
und Datendurchgängigkeit ungeahnte Ressourcen
schafft.
Liegen alle Projektdaten in Echtzeit vor,
lässt sich ei#n tagesaktueller Bericht beispielsweise
mit nur einem Klick ausleiten
und – durch hinterlegte Format-Vorlagen –
direkt in einen PowerPoint-Bericht einfügen.
Hier findet eine Aufwandsreduzierung
der üblichen Recherche- und Erstellungsarbeit
um bis zu 95% statt.
Die Idee zu Ende gedacht
Zurück zur Realität
Der Digitale Projekt-Zwilling stellt die Grundlage
für alle Digitalisierungsmaßnahmen
und -lösungen dar. Er verbindet in einem
zentralen System nicht nur die vielen Projektteilnehmer,
sondern knüpft über Schnittstellen
andere Softwarelösungen an, die zur
Realisierung des Projektes benötigt werden.
Dabei ist wichtig, dass nicht nur Daten importiert,
sondern auch wieder in die angebundenen
Systeme exportiert werden können, um
außenstehende Projektteilnehmer wie beispielsweise
Lieferanten zu integrieren.
Die Datenerfassung muss mobil vor Ort in
der Anlage erfolgen und – getrieben durch
die Internationalisierung – möglichst in
Echtzeit weltweit einsehbar sein. Dabei ist zu
berücksichtigen, dass Kraftwerke, beispielsweise
Off-Shore-Windparks, Wasserkraftwerke
oder Solarkraftwerke nicht selten in
unwegsamen Regionen errichtet werden
und hohe Anforderungen durch internationale
Standards herrschen. Dies bringt auch
besondere Anforderungen an die verwendete
Software zur Speisung des Twins, wie Offlinefähigkeit,
Cyber-Security oder revisionssichere
Dokumentation, mit sich.
Wie umfangreich ein Unternehmen den Digital
Project Twin angeht und denkt, ist dabei
ganz von den eigenen Prozessen, Ressourcen
und Systemen abhängig. Digitale
Checklisten, virtuelle Abnahmen, mobile
Mängelerfassung und intelligentes Mängelmanagement
über angebundene Dashboards
sind nur eine Handvoll praxisnaher
Möglichkeiten, die schon heute ohne viel
Aufwand umsetzbar sind und von einer Digital
Project Twin-Plattform zusammengeführt
werden können.
Abschließend muss gesagt werden, dass die
Schaffung eines Digital Project Twins nicht
einem Sprint, sondern vielmehr einem Ausdauerlauf
gleicht. Niemandem gelingt die
vollständige Datendurchgängigkeit von
heute auf morgen in nur einem gewaltigen
Kraftakt – schon gar nicht großen, multinationalen
Konzernen. Eher sollte man sich,
mit dem zentralen Datenhub im Rücken, auf
die Digitalisierung kleiner, aber relevanter
Prozesse und Bereiche fokussieren. Später
springt man von Gewerk zu Gewerk oder
von Abteilung zu Abteilung.
Mit Blick auf die aktuellen Entwicklungen ist
jeder Betreiber, EPC und Lieferant der Energiewirtschaft
gut beraten, die Möglichkeiten
zum Einsatz eines digitalen Zwillings in seinen
Prozessen und Projekten eingehend zu
prüfen - bietet dieser doch die Chance Wettbewerbsvorteile
zu sichern, Kosten zu reduzieren,
die Sicherheit zu erhöhen und Stillstandszeiten
deutlich zu verringern. l
30 | vgbe energy journal 5 · 2022
vgbe Seminar
Wasseraufbereitung
28. und 29. Juni 2022
Atlantic Congress Hotel
Essen, Deutschland
Eine einwandfreie Qualität des Kesselspeisewassers
setzt eine adäquate Aufbereitung des Zusatzwassers
und ggf. der Kondensate voraus. Die adäquate Aufbereitung
schafft die unverzichtbare Grundlage für die
Einhaltung der in den einschlägigen Normen und
Richtlinien geforderten wasserchemischen Grenz- und
Richtwerte im Wasser-Dampf-Kreislauf. Den Teilnehmern
werden in diesem Seminar die verschiedenen
Verfahren zur Aufbereitung und (Voll-)Entsalzung von
Zusatzwasser sowie Kondensaten im Kraftwerksbereich
detailliert beschrieben.
Die naturwissenschaftlich- technischen Ursachen für
Störmöglichkeiten werden anhand von Praxisbeispielen
erläutert. Sie sollen in die Lage versetzt werden,
die Vorgänge in ihren Anlagen besser zu verstehen,
sie zielgerichtet zu prüfen und gegebenenfalls optimieren
zu können.
Profitieren Sie durch die Teilnahme an diesem praxisorientierten
Seminar von den langjährigen Erfahrungen
der Mitarbeiter des Bereiches „Wasserchemie“
der Technischen Dienste des vgbe energy.
INFORMATIONEN | PROGRAMM | ANMELDUNG
https://t1p.de/7ls7c
KONTAKT
Konstantin Blank
e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy
t +49 201 8128-214
Foto: © CSH/Shotshop.com
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy service GmbH
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173 |
45257 Essen |
Deutschland
Cyberwar in der Energiewirtschaft:
der aktuelle Stand
Stefan Loubichi
Abstract
Cyberwar in the energy industry: The
current status
The number of attacks on operators of critical
infrastructures or manufacturers of critical
components in Germany has reached such
great dimensions since 24.2.2022 that we
must speak of a cyber war, even if politicians
do not like to use this term.
This article shows that it has been known since
2013(!) which methods (still valid today) can
be used to wage a cyber war against critical
infrastructures, although this is still only rudimentarily
acknowledged. While we in Germany
are currently ill-prepared for a cyber war,
the opposing side obviously lacks coordination.
Therefore, this (world’s first major) cyber
war serves “only” to see and assess what is
technically feasible and what is not.
Autor
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw.
Stefan Loubichi
Essen, Deutschland
Unfortunately, neither politics nor the BSI are
big helpers at the moment. Some of the BSI’s
decisions are more politically than technologically
driven, and politicians fail to set an adequate
framework through clear thresholds and
regulations. In all likelihood, this cyber war
will not lead to a blackout, but the foundations
are being laid for the next cyber war. Hopefully,
we all will learn from our mistakes. l
Russische Cyberattacken im
Vorfeld des Ukrainer-Krieges
Wir alle wissen, dass der Krieg gegen die Ukraine
am 24. Februar 2022 mit der Invasion
begann, wobei im Rahmen einer hybriden
Kriegsführung zeitgleich Cyberattacken geführt
werden [1]. Keine Regierungsstelle
sondern Microsoft veröffentlichte unlängst
ein Bericht mit dem Titel „Special Report
Ukraine: An overview of Russia´s cyberattack
activity in Ukraine“ [2]. Hiernach sind
seit März 2021 folgende russische Hackergruppen
im Bereich des Cyberwars (nicht
nur in der Ukraine) aktiv:
Die Akteure des Cyberkriegs:
Gruppen des GRU (Leitendes Zentralorgan
des Militärnachrichtendienstes:
––
Unit 26165 (Strontium)
aka APT28
“Data theft, Phishing (Military targets)”
––
Unit 74488 (Iridium)
aka Sandstorm
“Destruction: FoxBlade wiper, Caddy Wiper,
Industroywer2”
––
DEV-0586
“Destruction: WhisperGate wiper, Data
theft, influence operations”
Gruppen des SVR (Auslandsgeheimdienst):
––
Nobelium
aka UNC2452/2652
“Password spray, phishing (Ukranian and
NATO diplomatic targets)”
Gruppen des FSB (Inlandsgeheimdienst):
––
Actinium
aka Gamaredon
“Phishing, Data Theft”
––
Unit 71330 (Bromine)
aka Energetic Bear
“Data theft”
––
Krypton
aka Turla
“Reconnaissance, Phishing”
Zielländer der russischen Akteure Juli 2020
– Juni 2021:
––
USA: 46 %
––
Ukraine: 19 %
––
Großbritannien: 9 %
––
Belgien: 3 %
––
Japan: 3 %
––
Deutschland: 3 %
––
Israel: 2 %
––
Moldawien: 2 %
––
Portugal: 1 %
––
Saudi-Arabien: 1 %
––
Sonstige 11 %
Sektoren, die angegriffen wurden:
Interessant ist sicherlich auch, welche Attacken
laut dem Microsoft-Report im Zeitraum
24.2.2022 – 8.4.2022 von den russischen
Akteuren in welchen Sektoren realisiert
wurden:
––
Internet: 2
––
Einzelhandel: 2
––
Verteidigung: 2
––
Kernenergie: 3
––
Kommunikation: 3
––
Medien 4
––
Energie: 4
––
IT-Dienstleistungen: 7
––
Öffentliche Verwaltung: 19
––
Sonstige: 11
Zählt man Energiewirtschaft und Kernenergie
zusammen, so wird drauf ersichtlich,
dass kein Sektor der kritischen Infrastruktur
in der Ukraine so stark angegriffen wurde
wie der Energiesektor. Nachgewiesen sind
im Übrigen die nachfolgenden kriegsrelevanten
Cyberattacken in der Ukraine:
––
14.2.2022 (Angriff auf die Kritische Infrastruktur
in Odessa)
––
17.2.2022 (Angriff auf die Kritische Infrastruktur
in Sumy)
––
2.3.2022 (Angriff auf das Netzwerk des
größten ukrainischen Kernkraftwerks)
32 | vgbe energy journal
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
Nun könnte man natürlich sagen, dass dies
alles nicht vorhersehbar war. Dies ist jedoch
nicht zutreffend. Bereits am 15. Januar
2022 hat Microsoft unter dem Titel „Destructive
malware targeting Ukrain organizsations“
[7] davor gewarnt, welche Cyberattacken
zur Kenntnis genommen wurden und
wie man sich davor schützen kann. Es wurden
sogar die Indicators of Compromise benannt.
Genauso wie man den Rat eines Arztes befolgen
sollte, wenn Indikatoren auf eine
schwere Krankheit deuten, so sollte man
auch den Rat von Cybersecurity-Experten
befolgen, wenn detailliert vor Cyberattacken
gewarnt wird und man auch noch gesagt
bekommt, wie man einen Befall erkennen
kann sowie was man dagegen machen
kann.
Welche Lehren können wir aus dem Special
Report ziehen:
––
Die Infiltration beginnt Monate vor dem
eigentlichen Angriff.
––
In einem Krieg sind die begehrtesten Ziele
einer Cyberattacke die der Energiewirtschaft,
wobei moralische Gesichtspunkte
keine Rolle spielen (denn sonst würde
man nicht das Netzwerk eines Kernkraftwerks
angreifen).
––
Neben den USA, Großbritannien und der
Ukraine ist kein Land in der Welt so wie
im Fokus der russischen Cybergruppen
wie Deutschland.
Cyberangriffe auf relevante
Kritische Infrastruktur seit
dem 24.02.2022
Eine für die deutsche Energiewirtschaft
wichtige Frage besteht darin, wie es eigentlich
mit Cyberangriffen auf relevante kritische
Infrastruktur seit dem 24.2.2022 bei
uns aussieht. Nachfolgend eine Auflistung
der offiziell kommunizierten Cyberattacken,
wobei gesagt werden muss, dass nicht alle
Cyberattacken auch kommuniziert wurden:
Februar 2022 (seit 24.2.2022):
––
24.2.2022: Cyberangriff auf ein Entsorgungsunternehmen
in Deutschland
––
24.2.2022: Cyberangriff auf ein Satellitennetzwerk
––
25.2.2022: Bot-Angriffe auf Website eines
Medienunternehmens in Deutschland
März 2022:
––
2.3.2022: Cyberangriff auf ein wichtiges
Logistikunternehmen
––
4.3.2022: Ransomware bei einem Hersteller
elektronischer Geräte
––
7.3.2022: Spear-Phishing-Angriffe auf
Kunden eines Logistik-Unternehmens
––
10.3.2022: Unbefugter Zugriff bei der
deutschen Tochter eines Automobilzulieferers
––
11.3.2022: Cyberangriff auf die deutsche
Tochter eines russischen Mineralölunternehmens
––
31.3.2022: Hackerangriff auf einen Hersteller
von Windturbinen
April 2022:
––
7.4.2022: Cyberangriff auf einen (systemrelevanten)
Hersteller von Pumpen und
Armaturen
––
11.4.2022: Cyberangriff auf eine wichtige
Versicherung
––
12.4.2022: Cyberangriff auf einen Betreiber
von Windenergieanlagen
––
15.4.2022: Hackerangriff an einen Anlagenbauer
––
17.4.2022: Cyberangriff auf ein Luftfahrtunternehmen
––
18.4.2022: Cyberangriff auf ein IT-Systemhaus
––
18.4.2022: Cyberangriff auf einen wichtigen
Technologiedienstleister
––
18.4.2022: Cyberangriff auf Stadtwerke
––
29.4.2022: DDOS Angriffe auf die Internetseiten
der Polizei
Mai 2022 (1.-8.5.2022):
––
6.5.2022: DDOS Angriffe auf die Websites
von Verteidigungsministerium, Deutscher
Bundestag, Bundespolizei sowie auf die
Partei-Website des Bundeskanzlers Olaf
Scholz
––
6.5.2022: Cyberangriff auf ein großes
Reinigungsunternehmen in Deutschland,
welches Zugang zu sehr vielen Betreibern
kritischer Infrastrukturen hat
Diese Auswahl belegt eindeutig, dass die
Zahl der (staatlich orchestrierten) Cyberangriffe
auf Ziele in Deutschland ein
Ausmaß erreicht hat, welches vor dem
24.2.2022 für undenkbar gehalten war.
Aber vergegenwärtigen wir uns an dieser
Stelle, welche Länder am stärksten
von relevanten Cyberattacken betroffen
waren:
Februar 2022:
––
USA 19
––
Russland: 11
––
Japan: 10
––
Deutschland: 8
––
Ukraine: 8
März 2022:
––
Deutschland: 18
––
USA: 17
––
Frankreich: 11
––
Russland: 10
––
Ukraine: 8
April 2022:
––
Russland: 19
––
Deutschland: 15
––
USA: 14
––
Tschechien: 5
––
Italien: 5
Dass Deutschland das von feindlichen
Cyberattacken potenziell am stärksten
betroffene Land in der EU ist sind, dürfte
durch diese Zahlenreihe offensichtlich
sein.
Wie wahrscheinlich ist ein
Blackout durch eine
Cyberattacke?
Dies ist derzeit eine von zwei entscheidenden
Fragen (zu der zweiten Frage kommen
wir zum Schluss dieses Beitrages), die derzeit
niemand so richtig zu beantworten vermag.
Die (aus Cyberkriegsaspekten erfolgreichen)
russischen Angriffe auf das Stromnetz
der Ukraine in den Jahren 2015 und
2016 haben ihre Lehren hinterlassen, wurden
aber in Deutschland nur unzureichend
zur Kenntnis genommen:
Aufgrund des vergleichsweise niedrigeren
Automatisierungsgrad in der ukrainischen
Energiewirtschaft waren die russischen Cyberattacken
nicht so erfolgreich wie diese bei
einem höheren Automatisierungsgrad gewesen
wären. Ein höherer Automatisierungsgrad
führt somit letztlich zu einem höheren
Grad an Anfälligkeit bei einer Cyberattacke.
Je höher die Dezentralität der Stromerzeugung
ist, desto größer sind die Chancen bei
einem Cyberangriff eine Entität zu „erwischen“,
welche erfolgreich attackiert werden
kann, so dass im Rahmen eines Dominoeffektes
die ganze Kette umzufallen vermag.
Hier muss also zwischen größerer Versorgungssicherheit
durch Dezentralisierung
und höherer IT-/OT-Sicherheit durch Zentralisierung
gewählt werden.
Durch die zentrale Bedeutung der Leittechnik
spielt die Kommunikation innerhalb und
zwischen den Entitäten der Stromerzeugung
und Stromverteilung die zentrale Rolle.
Schafft man es die Kommunikation nachhaltig
zu zerstören oder zu beeinträchtigen,
so schafft man es tendenziell eher, die Energiewirtschaft
nachhaltig zu sabotieren.
Die derzeit „erfolgreichen“ Cyberattacken
haben gezeigt, dass die Sicherheitsschwachstellen
bei einem Cyberangriff auf die Energiewirtschaft
bei den Erneuerbaren liegen,
wobei hier vor allem die Windenergie betroffen
ist. Es liegt in der Natur der Sache, dass
Windparks oder systemrelevante PV-Anlagen
nicht so bewacht werden (können), wie
man dies bei einem Großkraftwerk machen
kann, so dass hier Raum für Manipulationen
gegeben ist. Und da die Erneuerbare Energien
eine neuere Technologie ist, kommt hier
auch viel mehr (moderne) IT-Technik zum
Einsatz, so dass hier die Gefahr einer Manipulationsmöglichkeit
exponentiell wächst.
Durch die Energiewende wird somit die Gefahr
der Anfälligkeit durch Cyberattacken
rapide ansteigen und es ist rein statistisch
davon auszugehen, dass durch den Wegfall
der Kohle- sowie der Kernkraftwerke die
Wahrscheinlichkeit einer erfolgreichen Serie
von Cyberattacken auf die Energiewirtschaft
exponentiell ansteigen wird. [Trotzdem wird
der Verfasser dieses Artikels nach wie vor die
Erneuerbaren Energien lieben.]
Hinzu kommt, dass sich unsere Industrie,
unsere Gesellschaft sowie die Politik mehr
vgbe energy journal 5 · 2022 | 33
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
Gedanken darüber machen, wie man die
neueste Version eines Mobilfunkgerätes
schützt, aber die Cybersecurity der Automatisierungstechnik
sträflich vernachlässigt.
Auf der 2022er PWN2OWN, einem vom 19.-
21.4.2022 auf der Sicherheitskonferenz
CanSecWest stattfindenden Wettbewerb,
wurde aufgezeigt, wie einfach es ist, innerhalb
von kürzester Zeit OPC UA zu knacken.
Open Platform Communications United Architecture
(OPC UA) ist mittlerweile der
klassische Standard für den Datenaustausch
als plattformunabhängige service-orientierte
Architektur.
Es gelang den Sicherheitsexperten gleich
mehrfach, die Authentifizierung zu umgehen,
so dass es möglich wäre, lesend und
schreibend zu agieren. Für den nächsten hybriden
Krieg könnte dieser Sachverhalt
kriegsentscheidend sein. Aber wie sieht es
heute aus.
Wir wissen, dass viele Systeme mit Malware
kompromittiert sind. Die Kompromittierung
mit Malware reicht sicherlich aus,
um einzelne Entitäten der Energiewirtschaft
kurz- oder langfristig auszuschalten,
aber diese Kompromittierung alleine
reicht derzeit(!) noch nicht aus, um das ganze
System zum Einsturz zu bringen. Und
dies sei an einem einfachen Beispiel offenbart:
Habe ich auf x Stromerzeugungsentitäten
eine Software y installiert, die es mir ermöglicht,
eine Anlage herunterzufahren, so
führt dies nur dann zu einem Zusammenbruch
des Gesamtsystems, wenn annähernd
zeitgleich die Software ausgeführt wird.
Hierzu bedarf es einer zeitintensiven (zum
Teil jahrelangen) Vorplanung, wie dies bei
Stuxnet der Fall war, oder man muss sicherstellen,
dass man permanenten (Online-Zugriff)
auf die Ausführung der Software y
hat. Die Planung eines Cyberangriffes auf
Jahre im Voraus können nur wenige Staaten
realisieren (Staaten wie Nordkorea oder
Iran wären hierzu gar nicht erst in der Lage,
wahrscheinlich ist auch Russland hier nur in
beschränktem Umfang dazu in der Lage)
und der Fall des permanenten Online-Zugangs
für alle Entitäten der Stromwirtschaft
wäre ohnehin ein Kardinalfehler, den man
sich derzeit kaum vorstellen kann. Somit
mag vielleicht der Angriff auf das eine oder
andere Kraftwerk durch einen staatlichen
Akteur erfolgreich sein, aber ein Blackout
für das ganze Land ist durch eine solche Attacke
eher auszuschließen.
Sehr viel problematischer ist jedoch der Umstand,
dass sich staatliche Gruppen Zugang
zu Informationen verschafft haben, welche
Entitäten der Netze oder der Erzeuger man
„ausschalten“ muss, um einen gezielten
Blackout zu erreichen. Warum ein Kraftwerk
angreifen, wenn das relevante Umspannwerk
nur durch einen Gartenzaun „geschützt“
ist?
Command, Control, and Data Exfiltration using
DNT Implant Communications Protocol (typical)
PC
PC
PC
PC
PC
PC
PC
Typical Target
Firewall or Router
MPU / CPU
Operating System
System BIOS
PERSISTENCE
IMPLANT
DNT paylead
Target Network
(TSIISI//REL) SOUFFLETROUGH Persistence Implant Concept of Operations
Bild 1. Fotostrecke Spähwerkzeuge bei Routern
Quelle: NSA, veröffentlicht spiegel.de am 30.12.2013(!).
ROC
R&T Analyst
ARKSTREAM
Survey
SNEAKERNET
Deutschland fehlt das Know
How in Sachen Cyberwar und
Cyberdefense
Durch den Fall Edward Snowden sollte uns
bekannt sein, dass die Mittel für eine Cybersabotage
vollumfänglich gegeben sind.
Um keinen Geheimnisverrat zu begehen,
werden hier nur Fotos aufgelistet (zu finden
auf den Internetseiten des Spiegel), die belegen,
was seit 2013 allgemeines Wissen hätte
sein müssen. Da hier „alte“ Tools der NSA
gezeigt werden, sei ausdrücklich darauf verwiesen,
dass es die NSA aus Sicht des Autors
derzeit ist, die Deutschland hilft, den Cyberwar
einigermaßen zu überleben. Gleichwohl
können nur diese Bilder veröffentlicht
werden und nicht Bilder von Angriffstools
der aus unserer Sicht gegnerischen Seite, da
hieraus von diesen der Schluss gezogen werden,
was bekannt ist.
\\Targets
OPS Projects
Interactive OPS Console
Bild 2. Fotostrecke Spähwerkzeuge bei Routern
(TS//SI//REL) SWAP Extended Concept of Operations
Quelle: NSA, veröffentlicht spiegel.de am 30.12.2013(!)
Internet
NSA
Remote Operations Center
Post Processing
lnternet
TUNING FORK
Target
Systems
Infiltration von Firewalls:
Ein Beispiel hierfür ist Halluxwater. Halluxwater
soll ein Backdoor für Huawei Eudemon
Firewalls in Form eines Software-Implantats
sein, welches im Boot-ROM verborgen
ist [10] (B i l d 1 ).
Infiltration von Servern:
Das Software Implantat DEITYBOUNCE ist
das Beispiel für ein Implantat, welches sich
im BIOS von DELL PowerEdge Servern versteckt
und das Gerät für Zugriffe von außen
öffnen kann [11] (B i l d 2 ).
Passivausspähen eines Bildschirms
Bild 3. Fotostrecke Spähwerkzeuge bei
Bildschirmen
Quelle: NSA, veröffentlicht spiegel.de am
30.12.2013(!)
34 | vgbe energy journal 5 · 2022
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
Im so genannten Ferrit (direkt hinter dem
Monitor-Stecker) versteckt sich das Bauteil
namens RAGEMASTER. Dieses erzeugt ein
Signal, welches von außerhalb der überwachten
Lokalität mit einem Radarsignal
„illuminiert“ und somit für Dritte sichtbar
gemacht wird. Aus dem zurückgestrahlten,
nun leicht veränderten Radarsignal kann
rekonstruiert werden, was auf dem Bildschirm
des überwachten Computers zu sehen
ist [12] (B i l d 3 ).
Einschleusen von Software über
WLAN
Durch das NIGHTSTAND System kann man
(u.a. für diverse Windows-Systeme) aus einer
Entfernung von bis zu 13 Kilometern Datenpakete
(z.B. Schadsoftware) in den Traffic
drahtloser Netzwerke injizieren. Es sei darauf
verwiesen, dass die im Spiegel-Bericht erwähnten
Systeme nur noch rudimentär im
Einsatz sind, gleichwohl sei aber darauf verwiesen,
dass die entsprechenden Dienste
durchaus auch ihre Tools weiterentwickeln,
so dass davon auszugehen ist, dass die heutigen
Systeme ebenfalls über die Weiterentwicklung
von NIGHTSTAND „wirkungsvoll“
infiltriert“ werden können [13] (B i l d 4 ).
Bild 4. Fotostrecke Spähwerkzeuge bei WLAN
Quelle: NSA, veröffentlicht spiegel.de am
30.12.2013(!)
Obwohl dies eigentlich jedem Informationssicherheitsbeauftragten
von Betreibern kritischer
Infrastrukturen bekannt sein müsste,
sieht der Verfasser dieses Artikels bei Fachvorträgen
zu diesem Thema in der Regel oftmals
nur erstaunte Gesichter, was denn
„heutzutage“ alles möglich sei. Und heutzutage
ist hier eigentlich das Jahr 2013!
Selbsteinschätzung der
Betreiber kritischer Infrastrukturen
zur Cybersicherheit
Im Rahmen einer wissenschaftlichen Recherche
bei 42 Betreibern Kritischer Infra-
strukturen in der Energiewirtschaft hat der
Verfasser dieses Artikels eine Umfrage in
Sachen Cybersecurity sowohl am 21.12.2021
als auch am 24.3.2022 durchgeführt. Da
selbsterklärend werden hier einige ausgewählte
Antworten auf relevante Fragen veröffentlicht:
Sind alle IT- und OT Assets erfasst und bewertet:
JA 72 % (12/21) 62 % (03/22)
NEIN 28 % (12/21) 38 % (03/22)
Sind bei den OT-Assets auch alle Sensoren
und Aktoren berücksichtigt:
JA 50 % (12/21) 57 % (03/22)
NEIN 50 % (12/21) 43 % (03/22)
Wie oft wird in ihrem Unternehmen geschaut,
ob es Sicherheitsmeldungen gibt,
die ihre kritischen Komponenten betreffen:
Täglich 14 % (12/21) 38 % (03/22)
Wöchentl. 52 % (12/21) 48 % (03/22)
Monatlich 12 % (12/21) 14 % (03/22)
Sonstig 22 % (12/21) --- % (03/22)
Wie lange dauert es, bis Sie Patches für kritische
Komponenten einspielen, nachdem
Sie diese vom Hersteller erhalten haben?
1 Tag --- % (12/21) 05 % (03/22)
1 Woche 24 % (12/21) 52 % (03/22)
1 Monat 64 % (12/21) 22 % (03/22)
Sonstig 12 % (12/21) 26 % (03/22)
Sind alle kritischen Systeme redundant ausgelegt?
Ja 57 % (12/21) 57 % (03/21)
Nein 43 % (12/21) 43 % (03/21)
Wie oft im Jahr „proben“ Sie eine Systemwiederherstellung?
Täglich --- % (12/21) --- % (03/22)
Wöchentl. 07 % (12/21) 10 % (03/22)
Monatlich 52 % (12/21) 69 %
(03/22)
1x Quartal 31 % (12/21) 14 % (03/22)
Jährlich 05 % (12/21) 07 % (03/22)
Gar nicht 05 % (12/21) --- % (03/22)
Nutzen Sie Systeme, für die es keine Sicherheitsupdates
gibt?
Ja 31 % (12/21) 31 % (03/21)
Nein 69 % (12/21) 69 % (03/21)
Betreiben Sie eine Anomalieerkennung?
Ja 21 % (12/21) 24 % (03/21)
Nein 79 % (12/21) 76 % (03/21)
Nutzen Sie durchgängig Firewalls?
Ja 100 % (12/21) 100 % (03/21)
Nein ----- % (12/21) ----- % (03/21)
Nutzen Sie durchgängig Malwareprotection?
Ja 90 % (12/21) 95 % (03/21)
Nein 10 % (12/21) 05 % (03/21)
Verfügen Sie aktuell über eine Defense-in-
Depth Strategie?
Ja 81 % (12/21) 81 % (03/21)
Nein 19 % (12/21) 19 % (03/21)
Haben Sie die Systemwiederstellung nach
einem Komplettausfall in den letzten 24 Monaten
„geprobt“?
Ja ----- % (12/21) ----- % (03/21)
Nein 100 % (12/21) 100 % (03/21)
Die unglückliche Rolle des BSI
und derBundesnetzagentur
Der Fall Kaspersky und
§ 7a BSI-Gesetz:
Am 15.3.2022 hat das Bundesamt für Sicherheit
in der Informationstechnik (BSI)
unter Bezug auf § 7 BSI-Gesetz vor dem Einsatz
der Virenschutzsoftware des russischen
Herstellers Kaspersky gewarnt. In seiner
Warnung schreibt das BSI weiter, dass Antivirensoftware
über weitreichende Systemberechtigungen
und systembedingt (zumindest
für Aktualisierungen) eine verschlüsselte,
und nicht überprüfbare Verbindung
zu Servern des Herstellers unterhalten
muss. Dies trifft natürlich nicht nur für das
Antivirenprogramm von Kaspersky zu, sondern
auf alle Antivirenprogramme. Zu Recht
verweist der Bremer Rechtsexperte Prof. Dr.
Dennis-Kenji Kipker bei beck community darauf,
dass die Absegnung des Verbotes durch
das Oberverwaltungsgericht Köln (Az. 4 B
473/22) alles andere als sauber begründet
ist:
„Die Begründung für diesen Beschluss ist
jedoch – mit Verlaub – eine juristische Katastrophe
und eigentlich selbst eine sachfremde
Erwägung. Die Vorschrift des § 7 BSIG
verlangt bei öffentlichen Warnungen vor
Herstellern „hinreichende Anhaltspunkte“
für eine Gefährdung der IT-Sicherheit. Nun
führt das OVG in seiner Begründung aus,
dass bei Virenschutzprogrammen „schon
aufgrund ihrer Funktionsweise Sicherheitslücken
im Sinne des Gesetzes“ bestehen. Das
einmal angenommen, müsste das BSI eigentlich
täglich damit beschäftigt sein, vor
IT-Sicherheitsprodukten jedweder Hersteller
zu warnen, und dies nicht nur aus Russland,
sondern ebenso aus den USA, nachdem
schon im Jahr 2013 bekannt wurde,
dass mit PRISM jahrelang ein rechtswidriges
globales Überwachungsprogramm mit
allerlei Schnittstellen zu den großen USamerikanischen
Tech-Konzernen durch die
NSA geführt wurde [14].“
Viel schlimmer ist jedoch etwas anderes.
Viele Betreiber Kritischer Infrastrukturen
stellen sich nämlich derzeit die Frage, was
Zertifizierungen – welche das BSI im Rahmen
der Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz oder
die BNetzA im Rahmen der Zertifizierung
nach dem Sicherheitskatalog gemäß § 11
Abs. 1a/b EnWG gerne sehen- überhaupt
wert sind, wenn diese im Prüffall nicht akzeptiert
werden.
Kaspersky hat sich 2022 nach Common Criteria
in Spanien und Italien, nach ISO/IEC
27001 durch den TÜV Austria sowie durch
das SOC 2 Typ 1 Audit zertifizieren lassen.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 35
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
Des Weiteren stellt Kaspersky Kunden, Partnern
und Regulierern eine Software Bill
of Materials (SBOM), d.h. eine Liste der
Softwarekomponenten zur Verfügung. Die
SBOM liefert Belege, welche die Teile beschreiben,
aus denen die Software zusammengesetzt
ist und offenbart, wie diese Teile
zusammenarbeiten. Darüber hinaus
sind so genannte Source-Code Reviews
in den Transparenzzentren von Kaspersky
in einer besonders abgesicherten Remote
Umgebung möglich. Zahlreiche europäische
und nationale Behörden haben hiervon
Gebrauch gemacht, das BSI jedoch
nicht.
Auch hat Kaspersky bereits vor Jahren die
kritischen Services in Schweizer Rechenzentren
ausgelagert und zahlreiche andere
europäische Cybersicherheitsbehörden
(z.B. Schweiz, Frankreich, Großbritannien)
sind deshalb nicht dem Weg des deutschen
BSI gefolgt.
Viele fragen sich, ob der wahre Grund für
die Ablehnung der Kaspersky Antivirensoftware
vielleicht in der Person des Eugene
Kaspersky begründet, ist:
Kaspersky hat 1987 seinen Abschluss in
Moskau an einer KGB-Hochschule, der späteren
FSB Akademie gemacht. 2013 hat er
dann die Zusammenarbeit mit dem russischen
Inlandsgeheimdienst FSB, aber auch
mit vergleichbaren Behörden in den USA
sowie der Europäischen Union bestätigt
[15, 16]. Falls es zuträfe, so wäre es ehrlicher
gewesen, dass man vorträgt, dass man
als BSI einer Person Eugene Kaspersky nicht
traut. Dieser Argumentation würden viele
Menschen sicher größeren Glauben schenken
als die Begründung des OVG und des
BSI.
Warum eine staatliche Asset-
Datenbank geholfen hätte:
Ein großes Problem besteht darin, dass die
Hersteller kritischer Komponenten zwar die
Risiken melden und veröffentlichen, es teilweise
aber lange dauert, bis diese von den
Betreibern kritischer Infrastrukturen zur
Kenntnis genommen werden. Dann kann es
wiederum eine längere Zeit dauern, bis diese
dann gepatcht werden.
Im Rahmen der Gestehung des IT-Sicherheitsgesetzes
2.0 war anfangs ein wesentlicher
Gesichtspunkt, dass die Betreiber kritischer
Infrastrukturen alle ihre relevanten
Assets an das BSI melden (sollten), so dass
diese dann in einem Ernstfall den Betreibern
helfen können. Es war gleichwohl abzusehen,
dass diese Lösung nicht umgesetzt
wird, da dies systemrelevante Schwachstellen
gnadenlos offengelegt hätten. Nun kann
man sich natürlich fragen: Gibt es wirklich
so viele CVE´s (Common Vulnerabilities and
Exposures, zu Deutsch: Bekannte Schwachstellen
und Anfälligkeiten). Betrachten wir
uns hierzu die Zahlen von Januar bis April
2022:
Vulnerabilities by Type in 2022 [17]:
DoS 861
Code Execution 1.649
Overflow 741
Memory Corruption 118
SQL Injection 489
XSS 1.144
Directory Traversal 218
Bypass something 331
Gain information 286
Gain Privileges 71
CSRF 238
File Inclusion 20
CVSS Score Distribution for Products by Total
Number of “Distinct” Vulnerabilities, 9+
Vulnerabilties [18]:
Android 913
Internet Explorer 577
Mac Os X 562
Firefox 511
Windows Server 2008 471
MS Office 455
Iphone Os 439
Windows 7 414
Thunderbird 359
Windows Server 2012 357
Windows 10 354
Das Dilemma mit den
Schwellenwerten
Es liegt in der Natur der Sache, dass man in
der Regel nur dann etwas tut, wenn man etwas
tun muss. Im Rahmen der Cyberangriffe
auf den Bereich der Stromerzeuger fällt
auf, dass in letzter Zeit Windenergieanlagen
viel öfter von Cyberattacken betroffen waren
als klassische Großkraftwerke. Dies liegt
jedoch keinesfalls, dass Großkraftwerke per
se sicherer wären als Windenergieanlagen.
Das Problem liegt aber darin, dass Großkraftwerke
in der Regel seit Anbeginn über
den Schwellenwerten liegen und sich dann
stets jährlich zertifizieren lassen müssen,
während Windenergieanlagen oftmals unterhalb
der Schwellenwerte liegen und sich
dann nicht einer (nur) alle zwei Jahre stattfindenden
Prüfung nach § 8a BSI-Gesetz unterziehen
müssen.
Cybersecurity kostet bekanntlicher Weise
sehr viel Geld und den Return on Invest
sieht man erst dann, wenn eine Cyberattacke
fehlgeschlagen ist. Für die meisten
CISO´s und CIO´s erwächst in dem Fall aber
das Problem, dass von Controllern und Wirtschaftsprüfern
gerne im Nachhinein das Argument
vorgetragen wird: „Hätte man das
gleiche Ergebnis nicht mit sehr viel weniger
Security-Invest realisieren können?“
Allein an der Diskrepanz der Anzahl der „erfolgreichen“
Cyberangriffe auf die unterschiedlichen
Arten von Stromerzeugern erkennt
man, dass die Definition der Betreiber
kritischer Infrastrukturen nach deutschem
Muster fehlgeschlagen ist.
Wie volkswirtschaftlich unsinnig manche
Definition der Schwellenwerte ist, kann
man am KRITIS-Sektor Wasser/Abwasser
erkennen. In Deutschland gab es im Jahr
2021 circa 6.000 Unternehmen der öffentlichen
Wasserversorgung und Abwasserbeseitigung.
Durch die Definition der
Schwellenwerte im Sektor Wasser / Abwasser
fielen im Jahr 2021 nur 17 von insgesamt
5.845 Unternehmen (d.h. weniger als ein
Prozent) unter die Kritis-Verordnung. Wenn
man solche Schwellenwerte definiert, so
kann man den Schutz kritischer Infrastrukturen
in manchen Sektoren auch vergessen.
Das Schaubild von B i l d 5 mag dabei verdeutlichen,
wie bürokratisch überbordend
und unterschiedlich die IT-/OT-Security bei
einem klassischen deutschen Stadtwerk betrachtet
werden muss.
Es bleibt zu hoffen, dass die Europäische
Union hier zeitnah eingreifen wird.
Informations- statt Cyberkrieg
und die Antwort der EU
Statt eines Cyberkriegs ist jedoch ein Informationskrieg
im vollen Gange. Über alle sozialen
Medien werden gefälschte Nachrichten
mit Fake-Bildern und Fake-Videos verbreitet,
so dass es nur schwer nachzuvollziehen
ist, was stimmt und was nicht
stimmt. Dem, d.h. der Verbreitung von Fake-
News durch so genannte Troll-Armeen muss
natürlich Einhalt geboten werden, und zwar
so schnell wie möglich.
Eine Antwort der Europäischen Kommission
zur Bekämpfung der Troll-Armeen ist die am
11.5.2022 vorgestellte Regelung zur Chatkontrolle.
Geplant ist eine AI-basierte Prüfung
aller Nachrichteninhalte und Bilder
von Chats direkt auf den Endgeräten. Dieses
Client-Side-Scanning wäre ein Angriff auf
jegliche vertrauliche Kommunikation.
„Nicht nur Journalist*innen und Whistleblower*innen
sind auf vertrauenswürdige
Kommunikation angewiesen. Vertrauenswürdige
Kommunikation ist auch ein
Grundrecht und wichtiger Eckpfeiler unser
aller IT-Sicherheit. Damit Kommunikation
tatsächlich vertrauenswürdig ist, müssen
zwei Bedingungen erfüllt sein:
––
Das eigene Gerät muss integer sein und
darf Inhalte nicht an Dritte ausleiten
––
Die Verschlüsselung muss sicher sein, so
dass man dem Netz nicht vertrauen muss.
Mit 1.
––
dem Fernmeldegeheimnis und
––
dem Grundrecht auf Gewährleistung der
Vertraulichkeit und Integrität informationstechnischer
Systeme
36 | vgbe energy journal 5 · 2022
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
„Das Österreichische Bundesheer sowie die
Österreichische Gesellschaft für Krisenvorsorge
(GfKV) erwarten binnen der nächsten
fünf Jahre einen europaweiten Strom-, Infrastruktur-
sowie Versorgungsausfall
(„Blackout“). Entscheidend sind hierfür die
Entwicklungen in Deutschland, wo bis Ende
2022 rund 20 GW gesicherte Leistung (8 GW
Atom und 12 GW Kohle) vom Netz gehen
sollen. Bereits im Januar 2021 mussten nach
der ersten Teilabschaltung (~ 5 GW), Kraftwerke,
die stillgelegt werden sollten, wieder
reaktiviert und zum Teil in den Hot-Standby-Modus
versetzt werden, um die Systemsicherheit
zu gewährleisten.
In Deutschland werden durch den Kraftwerksausstieg
große Mengen an systemkritischen
Elementen entfernt, ohne adäquate
Ersatzelemente bereitzustellen. Die rotierenden
Massen der Generatoren, die Momentanreserve,
sind unverzichtbare Pufferelemente
(„Stoßdämpfer“) für die Systemsicherheit.
Der deutsche Bundesrechnungshof
kritisiert im März 2021: „Die Annahmen des
BMWi für die Bewertung der Dimension
Versorgungssicherheit am Strommarkt sind
zum Teil unrealistisch oder durch aktuelle
politische und wirtschaftliche Entwicklungen
überholt. Zur Bewertung der Dimension
Versorgungssicherheit am Strommarkt hat
das BMWi kein Szenario untersucht, in dem
mehrere absehbare Risiken zusammentreffen,
die die Versorgungssicherheit gefährden
können.“
WASSER
ABWASSER
IT-Sicherheitskatalog
nach § 11 (1a) EnWG
setzt die Chatkontrolle gleich zwei fundamentale
Grundrechte außer Kraft.
Nutzer*innen verlieren die Kontrolle darüber,
welche Daten sie wie mit wem teilen.
Sie verlieren das Grundvertrauen in ihre eigenen
Geräte“[20].
Die Europäische Union würde hier einen
Weg einschlagen, der noch nicht einmal von
der NSA in ihren „schlimmsten Zeiten“ begangen
wurde. Es stellt sich die Frage, ob
wir durch diese Verordnung wirklich noch
ein Vorbild für andere sein könnten.
Kommen wir abschließend noch zur Frage,
ob uns trotz der möglichen geringen Schäden
des Cyberwars nicht doch noch ein
Blackout bevorstehen könnte, denn als Nebenprodukt
in Sachen Cyberwar wurde dieser
Sachverhalt erneut aufgerollt.
Und wieso könnte trotzdem
ein Blackout bevorstehen?
Somit bleibt uns also vorerst in diesem Krieg
wohl ein Blackout durch eine Cyberattacke
auf die Energiewirtschaft in Deutschland
mit großer Wahrscheinlichkeit erspart. Interessant
ist in diesem Zusammenhang aber
eine am 21.4.2022 veröffentlichte Studie
der Österreichischen Gesellschaft für Krisenvorsorge,
deren Zusammenfassung hier
auszugsweise wiedergegeben wird [19]:
BSI
ENERGIE-
ANLAGEN
IT-Sicherheitskatalog
nach § 11 (1a) EnWG
ENERGIE-
NETZE
BNetzA
IT-Sicherheitskatalog
nach § 109 TKG
Quellen
[1] www.nzz.ch/technologie/ukraine-derheimliche-cyberkrieg-russlands-begannvor-monaten-ld.1681455
TK-
BETREIBER
PFLICHTEN
BETREIBER
MELDE- UND
NACHWEISPFLICHTEN
Abkürzungen
BNetzA = Bundesnetzagentur
BSI = Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik
BSIG = Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI-Gesetz)
BSI-KritisV = Verordnung zur Bestimmung Kritischer Infrastrukturen nach dem BSI-Gesetz (BSI-Kritisverordnung)
EnWG = Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz)
IKT = Informationstechnik und Telekommunikation
IT-SiG = IT-Sicherheitsgesetz
TKG = Telekommunikationsgesetz
TMG = Telemediengesetz
Bild 5. IT-Sicherheitsgesetzgebung für ein deutsches Stadtwerk
Quelle: VKU.
KONKRETISIERUNG
Besonders gravierend sind die fehlenden
Speicher, ohne welche die steigende Volatilität
in der Erzeugung durch die neuen Erneuerbaren
nicht beherrschbar ist. Dabei müssen
mehrere Zeitdimensionen, von inhärent
(Momentanreserve) bis saisonal berücksichtigt
werden. In Deutschland gibt es derzeit
eine Speicherkapazität von rund 40 GWh
(Österreich 3.300 GWh), bei einem gleichzeitigen
Verbrauch von rund 1.500 GWh pro
Tag!
Im vergangenen Jahrzehnt wurden in den
meisten Ländern die bisher verfügbaren
Kraftwerksüberkapazitäten signifikant reduziert.
Hinzu kommt, dass der Infrastrukturumbau
(Netze, Speicher, Betriebsmittel)
nicht mit der Geschwindigkeit der Abschaltungen
bzw. den neuen Kraftwerksstandorten
mithalten kann und um viele Jahre verzögert
ist. Bisher funktioniert das, da
Deutschland wie auch Österreich im gesamteuropäischen
Verbundsystem (ENTSO-
E) eingebunden ist. Damit kann die Systemstabilität
aufrechterhalten werden. Mitgehangen
bedeutet jedoch auch mitgefangen
und alle gehen gemeinsam unter, sollte etwas
schiefgehen“
Fazit
Deutschland ist unstrittig das Land in der
Europäischen Union, welches am stärksten
von Cyberangriffen betroffen ist. Dabei
muss leider festgestellt werden, dass wir
nicht auf staatliche Cyberangriffe auf unsere
Kritischen Infrastrukturen hinreichend
vorbereitet sind.
Da ein systemrelevanter, erfolgreicher Angriff
auf eine kritische Infrastruktur im
Energiesektor das Ausrufen eines Bündnisfalls
nach Artikel 5 NATO-Vertrag zur Folge
hätte, wird man sich im Cyberkrieg gegen
Staaten der Europäischen Union aller Voraussicht
nach darauf beschränken zu zeigen,
was man kann.
Hinzu kommt, dass der für einen Cyberkrieg
relevante Energiesektor derzeit noch nicht
den hohen Automatisierungsgrad hat, denn
man benötigt. Da wir aufgrund des demographischen
Wandels jedoch an einer verstärkten
Automatisierung nicht vorbeikommen
und diese Automatisierung mit dem
Einsatz künstlicher Intelligenz kombinieren
werden, werden wir beim nächsten Konflikt
das Niveau erreicht haben, dass eine hinreichend
geplante Cyberattacke einen Blackout
auslösen wird.
Wir sollten gut daran tun, die jetzigen
Schwachstellen schnellstmöglich zu schließen.
Noch einmal werden wir nicht so viel
Glück haben.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 37
8 >
Umschlag S-175-00-2014-04-DE_A3q.indd 1 15.04.2014 08:07:52
Cyberwar in der Energiewirtschaft: Der aktuelle Stand
[2] https://query.prod.cms.rt.microsoft.com
/cms/api/am/binary/RE4Vwwd
[3] https://www.zdnet.com/article/ukrainetakes-out-five-bot-farms-spreading-panicamong-citizens/
[4] https://www.forbes.com/sites/thomas
brewster/2022/03/28/huge-cyberattackon-ukrtelecom-biggest-since-russian-invasion-crashes-ukrainetelecom/?sh=2174fe777dc2
[5] https://www.welivesecurity.
com/2022/04 /12/industroyer2-industroyer-reloaded/
[6] https://docs.microsoft.com/en-us/security/compass/human-operated-ransomware
[7] https://www.microsoft.com/security/
blog /2022/01/15/destructive-malwaretargeting-ukrainian-organizations/
[8] https://blogs.microsoft.com/on-the-issues/2022/02/28/ukraine-russia-digitalwar-cyberattacks/
[9] https://zetter.substack.com/p/dozens-ofcomputers-in-ukraine-wiped?s=r
[10] https://www.spiegel.de/netzwelt/netzpo
litik /interaktive-grafik-hier-sitzen-diespaeh-werkzeuge-der-nsa-a-941030.
html#foto strecke-824ed106-edd0-4d15-
9152-8c7ab0ce206d
[11] https://www.spiegel.de/netzwelt/netzpo
litik/interaktive-grafik-hier-sitzen-diespaeh-werkzeuge-der-nsa-a-941030.
html#foto strecke-2b6a3e97-ab57-4e33-
8c8d-c0d5f18f535b
[12] https://www.spiegel.de/netzwelt/netzpol
itik/interaktive-grafik-hier-sitzen-diespaeh-werkzeuge-der-nsa-a-941030.
html#foto strecke-364cc2a3-b315-45b2-
8e73-58e8840d7bb9
[13] https://www.spiegel.de/netzwelt/netzpo
litik/interaktive-grafik-hier-sitzen-diespaeh-werkzeuge-der-nsa-a-941030.
html#bild-4e5c63e3-0063-4416-b0dd-
7ab022a2c394
[14] https://community.beck.de/2022/04/
28/bei-virenschutzprogrammen-bestehen-schon-aufgrund-ihrer-funktionsweise-sicherheitsluecken-ovg-nrw-zur-warnung
[15] https://www.heise.de/news/Kaspersky-
Co-Politiker-fordern-Neubewertung-russischer-Sicherheitssoftware-6536765.html
[16] https://lenta.ru/articles/2013/10/01/
kaspersky/
[17] https://www.cvedetails.com/vulnera bilities-by-types.php
[18] https://www.cvedetails.com/top-50-product-cvssscore-distribution.php
[19] https://www.saurugg.net/wp-content/
uploads/2022/04/europa-auf-dem-wegin-die-katastrophe-update-04-2022.pdf
[20] https://www.ccc.de/de/updates/2022/
eu-kommission-will-alle-chatnachrichtendurchleuchten
Prof. h.c. PhDr. Dipl.-Kfm./Dipl.-Vw. Stefan
Loubichi
International experienced lead auditor and
consultant for information management
systems (ISO 27001, § 8 BSI-Law and IT-security
catalogue § 11 Ia/b EnWG), more
than ten years of international experience in
implementing IT-/OT- security, key note
speaker and author
l
VGB-Standard
IT-Sicherheit für Erzeugungsanlagen
Ausgabe/edition 2014 – VGB-S-175-00-2014-04-DE
DIN A4, 73 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 190,–, für Nicht mit glie der € 280,–, + Ver sand kos ten und MwSt.
DIN A4, 73 Pa ges, Pri ce for VGB mem bers* € 190,–, for non mem bers € 280,–, + VAT, ship ping and hand ling.
Das Thema der IT-Sicherheit für die Anlagen der Strom- und Wärmeerzeugung (Erzeugungsanlagen) rückt
insbesondere für die Systeme der Leittechnik immer mehr ins Blickfeld der Anwender und Hersteller.
Folgende Entwicklungen haben diesen Zustand maßgeblich beeinflusst:
– Der immer weiter um sich greifende und auch nicht mehr aufzuhaltende Einsatz von IT-Standardprodukten
in den Systemen der Leittechnik (LT)
– Die fortschreitende Verbindung der LT-Systeme mit den Geschäftsprozessen, die in der Unternehmens-
IT abgebildet werden
– Ein stärkerer Fokus der Hackerkreise auf die Automatisierungs- und Leittechnik; dieser zeigt sich durch
eine ansteigende Zahl von entdeckten Sicherheitslücken sowie das Auftreten von spezialisierter Malware
VGB PowerTech e.V.
Klinkestraße 27-31
45136 Essen
Fon: +49 201 8128 – 0
Fax: +49 201 8128 – 329
www.vgb.org
VGB-Standard
IT-Sicherheit für
Erzeugungsanlagen
VGB-S-175-00-2014-04-DE
– Die verstärkten Aktivitäten aus Politik und Regulierungsbehörden im Sektor der kritischen Infrastruktur
Der zunehmende Einsatz von Standard-IT-Komponenten in den Systemen der LT bringt jedoch neben den geschilderten Gefährdungen
gleichzeitig auch die Möglichkeit zur Lösung der Probleme, wobei die leittechnischen Spezifika besonders berücksichtigt werden müssen.
Bei der Kopplung der LT mit dem in den Erzeugungsanlagen vorhandenen „ITUmfeld“ ist stets sehr sorgfältig abzuwägen, ob alles
technisch Mögliche und aus Sicht des Anwenders ggf. auch Wünschenswerte realisiert werden sollte. In jedem Fall sind bei der Entscheidungsfindung
dem erwarteten Nutzen die möglichen Gefährdungen gegenüber zu stellen und wirksame Schutzmechanismen
vorzusehen.
Der VGB-AK „Betriebsführung und Informationssysteme“ setzte eine Projektgruppe ein, um die vorhandene VGB-Richtlinie VGB-R 175
auf den neuesten technischen Stand zu bringen. Der nun vorliegende VGB-Standard VGB-S-175-00-2014-04-DE zeigt zuerst die relevanten
Bedrohungen und Fehlerquellen für den Betrieb der Erzeugungsanlagen.
Daraus abgeleitet werden organisatorische und technische Anforderungen zur Absenkung der Auswirkungen auf ein zu akzeptierendes
Niveau, ergänzt durch Handlungsempfehlungen und weitere Informationsquellen.
In Fachgesprächen mit namhaften Herstellern und dem BSI wurden die wesentlichen Inhalte diskutiert und seitens der Hersteller die
Akzeptanz und die grundsätzliche Umsetzbarkeit bestätigt.
Der vorliegende VGB-S-175-00-2014-04-DE erläutert grundlegende Begriffe und stellt Bedrohungen und abgeleitete Anforderungen
strukturiert und übersichtlich zusammen. Ergänzend sind Handlungsempfehlungen zu den einzelnen Anforderungen zum besseren Verständnis
und für die schnelle Umsetzung im Sinne von Beispielen aufgeführt. Es ist geplant, weitere Hilfestellungen für die praktische
Anwendung und zeitnahe Hinweise auf aktuelle Ereignisse in einer Bibliothek bereit zu stellen.
Da der Lebenszyklus der IT-Technik und die Systembedrohungen einem rasanten Fortschritt unter liegen, kann bzw. soll dieser VGB-Standard
nur grundlegende Themen aufzeigen. Durch Nutzung der aufgeführten Informationsquellen kann die Bearbeitung der Thematik
weiter vertieft werden.
Mithilfe des VGB-S-175-00-2014-04-DE können die die IT-Sicherheit betreffenden organisatorischen und technischen Strukturen und
Prozesse bewertet und Hinweise für Erweiterungen und Neuinvesti tionen abgeleitet werden. Eine unternehmensinterne Anpassung und
Präzisierung ist dabei unverzichtbar.
38 | vgbe energy journal 5 · 2022
vgbe Online-Seminar
Basics Wasserchemie
im Kraftwerk
5. und 6. Oktober 2022
Der Betrieb moderner Kraftwerksanlagen wird häufig
durch chemisch bedingte Probleme im Bereich des
Wasser-Dampf-Kreislaufs negativ beeinflusst. Aus diesem
Grund ist es wichtig, die grundlegenden Zusammenhänge
zu kennen und die chemische Fahrweise
entsprechend der betrieblichen Belange einzustellen.
Die Teilnehmenden sollen durch das Basisseminar
„Basics Wasserchemie im Kraftwerk“ in die Lage versetzt
werden, die chemischen Vorgänge in ihren Anlagen
besser zu verstehen. Für die ebenso angebotenen
Seminare „Wasseraufbereitung“ und „Chemie im
Wasser-Dampf- Kreislauf“ dient „Basics Wasserchemie
im Kraftwerk“ als hilfreiche Vorbereitung.
Den Teilnehmenden wird darüber hinaus die Möglichkeit
geboten, spezifische Probleme ihrer Anlagen zu
diskutieren und Fragen zu stellen.
Profitieren Sie durch Ihre Teilnahme am Seminar „Basics
Wasserchemie im Kraftwerk“* von den langjährigen
Erfahrungen der Mitarbeitenden der Technischen
Dienste des vgbe energy.
INFORMATIONEN | PROGRAMM | ANMELDUNG
https://t1p.de/7ooby (Shortlink)
KONTAKT
Konstantin Blank
e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy
t +49 201 8128-214
Foto: © depositphotos
be informed www.vgbe.energy
vgbe energy service GmbH
vgbe energy e.V.
Deilbachtal 173 |
45257 Essen |
Deutschland
Operating experience from ageing
events occurred at nuclear power
plants
Antonio Ballesteros Avila and Miguel Peinador Veira
Abstract
Betriebserfahrungen mit Ereignissen in
Bezug auf die Betriebszeit von
Kernkraftwerken
Die nukleare Sicherheit der in Betrieb befindlichen
Kernkraftwerke (KKW) muss im Mittelpunkt
ihres Lebenszyklusmanagements stehen.
KKWs müssen sicher und zuverlässig betrieben
werden. Die europäischen Länder, die
im Bereich der Kernenergie tätig sind, bemühen
sich, die Sicherheit der in Betrieb befindlichen
und der im Bau befindlichen Anlagen
gemäß den Verpflichtungen des Euratom-Vertrags
zu verbessern. In diesem Zusammenhang
werden in den IAEO-Anforderungen für
den sicheren Betrieb von Kernkraftwerken
unter anderem Prioritäten für Wartungs-,
Prüf-, Überwachungs- und Inspektionsprogramme
sowie für das Alterungsmanagement
sicherheitsrelevanter Komponenten festgelegt.
Autors
Antonio Ballesteros Avila
Scientific Officer
Miguel Peinador Veira
Scientific Officer
Joint Research Centre of
European Commission
Petten, The Netherlands
Das endgültige Ziel dieser Arbeit ist es, fallspezifische
und allgemeine Lehren aus alterungsbedingten
Ereignissen zu ziehen, die in KKWs
während eines Zeitraums von etwa 10 Jahren
aufgetreten sind. Dabei handelt es sich um Ereignisse,
die zwischen dem 01.01.2008 und
dem 30.06.2018 in der IAEA IRS-Datenbank
gemeldet wurden. Die IRS ist eine internationale
Datenbank, die gemeinsam von der Internationalen
Atomenergie-Organisation (IAEO)
und der Kernenergie-Agentur der Organisation
für wirtschaftliche Zusammenarbeit und
Entwicklung (OECD/NEA) betrieben wird.
Das IRS wurde als einfaches und effizientes
System für den Austausch wichtiger Erkenntnisse
aus den Betriebserfahrungen in Kernkraftwerken
der IAEO- und NEA-Mitgliedstaaten
eingerichtet. Die IRS-Datenbank enthält
mehr als 4500 Ereignisberichte mit detaillierten
Beschreibungen und Analysen der Ereignisursachen,
die auch für andere Anlagen relevant
sein können.
l
Introduction
Nuclear safety of the operating nuclear power
plants (NPP) has to be in the core of their
life management. NPPs have to be operated
safely and reliably. European countries involved
in nuclear energy are spending their
efforts in improving the safety of the operating
plants and of those under construction,
in accordance with the Euratom Treaty obligations
[Euratom Treaty, 2012]. In this respect,
the IAEA requirements for the safe
operation of nuclear power plants identify,
among others priorities, maintenance, testing,
surveillance and inspection programmes
and ageing management of safety
related components [IAEA, 2018].
Recognising the importance of peer review
mechanisms in delivering continuous improvement
to nuclear safety, the amended
Nuclear Safety Directive [European Union,
2014] introduced a European system of topical
peer reviews (TPR). The subject “Ageing
Management” was chosen in 2017 as the
first TPR exercise on the basis of the age profile
and the potential long term operation
of European NPPs. The national assessment
reports [ENSREG, 2018] prepared under
this first TPR gave numerous examples
where operating experience (OPEX) has
been used to inform ageing management.
There are many existing fora for sharing
OPEX. For example, the International Re
porting System (IRS) [IAEA, 2010] and the
International Generic Lessons Learned Programme
(IGALL) [IAEA, 2014] [IAEA,
2020] managed by the IAEA, the Committee
on Nuclear Regulatory Activities (CNRA)
and the Committee on the Safety of Nuclear
Installations (CSNI) under the OECD-NEA,
and the European Clearinghouse on Operating
Experience Feedback of the Joint Research
Centre (JRC) of the European Commission
[JRC, 2021] [Ballesteros A., Peinador
M., Heitsch M., 2015].
The original design life of structural, mechanical
and electrical components, particularly
those that technically limit the power
plant operation (e.g. reactor pressure vessel,
containment, etc.), was originally estimated
to be around 30-40 years, considering anticipated
operational conditions and ambient
environment under which they are operated.
In reality, the plant operational conditions
and ambient environment parameters
are below the limits established during the
initial design. While economical feasibility
falls into the operating organization competence,
a decision regarding the plant safety
level depends on country’s regulatory requirements.
Generally, a thorough technical
assessment of the plant physical condition is
needed to identify safety enhancements or
modifications, and the impact of changes to
NPP programmes and procedures necessary
for continued safe operation.
Many operators in Europe have expressed
the intention to operate their nuclear power
plants for longer than envisaged by their
original design. From a nuclear safety point
of view, continuing to operate a nuclear
power plant requires two things: demonstrating
and maintaining plant conformity
to the applicable regulatory requirements;
40 | vgbe energy journal
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Number of reactors
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Year range
Fig. 1. Age distribution of the EU operating nuclear power reactors.
and enhancing plant safety as far as reasonably
practicable. Depending on the model
and age of the reactor, national regulators
assume that granting long-term operation
programmes will mean extending their lifetime
by 10 to 20 years on average.
There are 106 nuclear power reactors in operation
in the European Union (EU) in 13 of
the 27 EU countries. The age distribution of
current nuclear power plants is shown in
F i g u r e 1 . A major part of the EU reactors
are between 31 to 40 years old. Hence, from
both the safety and security of supply viewpoints,
ageing of these power plants is of
increasing concern to European policy makers,
citizens and utilities.
Methodology
The final objective of this work is to draw
case-specific and generic lessons learned
from ageing related events occurred at NPPs
during a period of approximately 10 years.
Namely, events reported between
01/01/2008 and 30/06/2018 in the IAEA
IRS database. The IRS is an international database
jointly operated by the International
Atomic Energy Agency (IAEA) and the Nuclear
Energy Agency of the Organisation for
Economic Cooperation and Development
(OECD/NEA). The IRS was established as a
simple and efficient system to exchange important
lessons learned from operating experience
gained in nuclear power plants of
the IAEA and NEA Member States. The IRS
database contains more than 4500 event reports
with detailed descriptions and analyses
of the event’s causes that may be relevant
to other plants.
The screening of ageing related events was
carried out in two steps:
––
Step 1: The query capabilities of the IRS
database are used to retrieve an initial list
of potentially relevant events.
––
Step 2: The reports obtained from the
previous step are briefly reviewed to confirm
their relevance. Even if apparently
Age of the EU operating NPPs
(as for 1/02/2021)
7
4
5
4
1
(13, 18) (18, 22) (22, 27) (27, 31) (31, 36) (36, 40) (40, 45) (45, 49)
34
39
relevant, a report could be screened out if
it is insufficiently detailed or if its quality
is too low to be useful for the purposes of
the study.
The query result in the IRS database for the
period 01/01/2008 – 30/06/2018 was a
list of 173 ageing event reports (step 1),
which were reviewed to confirm their relevance.
The querying results are summarized
in Ta b l e 1 , where the number of event reports
is given together with the guide words
used for the screening. IRS allows querying
ageing events using the IRS code 5.7.5. But
it was noted that some ageing events were
not classified under this specific code. For
that reason querying was also carried out
bysearching ageing events using different
degradation mechanisms and their consequences.
After detailed analysis of the 173 event reports
(step 2), only 113 reports were considered
as relevant. All the reports were thor-
Tab. 1. Number of event reports in the IRS database.
Key word
Aging / ageing
Creep
Relaxation
Fatigue
“Irradiation damage”
Corrosion
Wear
Erosion
“Material degradation”
Deformation
Embrittlement
Cracking
Total
12
oughly reviewed in order to characterise the
events. To facilitate this process, the events
were classified according to the following
criteria: plant status, the means of detection,
the systems affected, the components
affected, the direct cause, the root causes,
the ageing mechanisms, the consquences
and the corrective actions. Further to the
classification of events, the reports are also
reviewed to identify the aspects of the event
that can be used as feedback from operating
experience. These «low-level lessons
learned» are attached to specific events, and
generally can be understood only in the context
of those events. For this reason, an effort
has been done to define «high-level lessons
learned», or simply «lessons learned»
defined in such a way that they are not too
specific (so that they are applicable only to
one single plant) nor too wide (so that they
can be considered as common sense, and already
known to everybody).
Analysis of events
This section presents the result of the screening
and classification process described
above. The number of events for each family
in a given category (plant status, detection,
affected system, affected component, direct
cause, root cause, ageing mechanism, consequences,
corrective actions) is shown in
Table 2.
It was interesting to calculate the average
age of the nuclear power plant when
the event occurred. This can be expressed
by:
Average Age = ∑ n
1 (t2 – t1)/n
where,
n = final number of selected ageing events
t 2 = time when the event happen
t 1 = time when the plant started operation
Number of IRS event reports
(search is performed in the Root Causes section of the IRS reports or in
the full reports, depending on the case. For Aging/Ageing the IRS
criterion
5.7.5 is applied)
Search by the IRS Criterion 5.7.5: 60 events
+ 4 events related to Ageing no categorised as 5.7.5
6 in full report
7 in full report
31 in Root Causes
1 in full report
41 in Root Causes
21 in Root Causes
9 in Root Causes
5 in full report
24 in Root Causes
12 in full report
22 in Root Causes
173 event reports (taking into account that the same report may be
retrieved with different key words)
vgbe energy journal 5 · 2022 | 41
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Tab. 2. Number of events/times per family.
Plant status N. events N. events Root cause N. events
Power operation 54 Absent Ageing Managemet Programme 12
Startup 7 Deficiencies in Ageing Management Programme 25
Hot standby 2 Deficiencies in maintenance or surveillance 55
Hot shutdown 2 Wrong material selection 15
Cold shutdown 12 Equipment specification, manufacture, storage and installation 18
Refuelling 20 Deficiencies in design 30
Other or Unknown 16 Other or unknown 4
Dectection of events N. events Ageing mechanism N. events
Periodic test / In service inspection 29 Swelling 1
Fault report in control room 65 Relaxation 3
Work surveillance 6 Fatigue 28
Supplementary inspection 4 Thermal ageing 13
Other or Unknown 9 Irradiation damage 2
Affected system N. events Corrosion 38
Primary reactor systems 41 Wear 15
Reactor auxiliary systems 12 Erosion 4
Essential service systems 1 Electrical ageing 15
Essential auxiliary systems 15 Creep 1
Electrical systems 24 Chemical ageing 1
Feed water, steam and power conversion systems 5 Other 13
I&C systems 5 Unknown 3
Service auxiliary systems 3 Consequences N. events
Structural systems 5 Degradation (damage) 28
Other 2 Deformation 12
Affected comp. N. events Embrittlement and cracking 36
Passive mechanical components 43 Material loss 30
Active mechanical components 38 Other or Unknown 7
Active mechanical components 10 Corrective Actions N. events
Active mechanical components 18 Equipment replacement or repair 112
Structural components 4 Monitoring and/or inspection improvement 39
Direct cause N. events Changes in operation modes 8
Mechanical failure 83 Changes in maintenance programme 50
Electrical failure 17 Changes in ageing management programme 18
I&C failure 9 Design modification 25
Structural failure 3 Other 2
Other 1
The analysis provides an Average Age of 28
years (331 months) with a large standard
deviation of 10 years (123 months) and a
median of 30 years (357 months). In other
words, on average, ageing related events occur
after 28 years from the start of reactor
operation.
Selected event reports have been characterised
according to the criteria defined for this
study: plant status, detection means, affected
system, affected component, direct
cause, root cause, ageing mechanism, consequences
and corrective actions. The most
relevant findings are highlighted below.
Plant status and detection
means
F i g u r e 2 (left) shows the event distribution
related to plant status. Nearly half of
the events took place during power operation.
Figure 2 (right) indicates that the
major part of the events were detected
by “fault report in control room” (58 %)
followed by “periodic test / in-service inspection”
(26 %). The fact that one of four
ageing events were detected in periodic
tests or in-service inspections highlights
the importance of having sound inspection
and maintenance programmes to
avoid sudden failures during power operation
with greater implications on nuclear
safety.
Systems and components
affected
The distribution of events per system affected
is presented in F i g u r e 3 . The largest
percentage (36 %) cor responds to the primary
reactor systems, followed by electrical
systems (21 %) and essential auxiliary systems
(13 %).
The distribution of events per component
affected is given in F i g u r e 4 . Passive and
active mechanical com ponents are the
most affected com ponents (38 % and
34 %, respectively), followed by electrical
(16 %), I&C (9 %) and structural components
(3 %).
Direct and root causes
F i g u r e 5 indicates that the main direct
cause was mechanical failure. The distribution
of root causes is given in F i g -
u r e 6 . A maximum of three different root
causes was attributed to each event. Deficiencies
in maintenance or surveillance is
the most important root cause, followed
42 | vgbe energy journal 5 · 2022
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Plant status – Number of events
Detection – Number of events
16
20 54
Power operation
Startup
Hot standby
Hot shutdown
6
4
9
29
Periodic test/In service
inspection
Fault report in control
room
Work surveillance
12
2 2 7
Cold shutdown
Refuelling
Other or Unknown
65
Supplementary inspection
Other or Unknown
Fig. 2. Plant status and detections means versus number of events.
Feed water, steam and
power conversion systems
5 %
Service auxiliary systems
3 %
I&C systems
4 %
Electrical sytems
21 %
Affected systems (%)
Structural
systems Orther
4 % 2 %
Essential auxiliary systems
13 %
Primary reactor systems
36 %
Reactor auxiliary systems
11 %
Electrical
components
16 %
I&C components
9 %
Affected components (%)
Structural components
3 %
Active mechanical
components
34 %
Passive mechanical
componets
38 %
Fig. 4. Number of events per component
affected.
Fig. 3. Number of events (%) per system affected.
by deficiencies in design and in ageing
management programmes. To this respect,
we infer that the establishment of an
effective ageing management programme,
as early as possible in the lifetime of the
plant, will significantly contribute to preventing
events and the resulting consequences.
Ageing mechanisms
Essential service systems
1 %
The category “ageing mechanism” was split
in 13 families, as indicated in Ta b l e 2 ,
making it possible to allocate several (maximum
three) ageing mechanisms to a single
event. F i g u r e 7 shows that corrosion
(38 times) is the main cause of failure, followed
by fatigue (28 times). Other important
contributions are coming from thermal
ageing, wear and electrical ageing.
As it will be showed later in the section
on lessons learned, many events only appear
after long term operation of an aged
component or material, and the main
cause was a deficiency in design that was latent.
F i g u r e 8 put some light on this issue
and illustrates that fatigue is the
main degradation mechanism in relation
to hidden deficiencies in design. F i g u r e 9
correlates deficiencies (or absence) in ageing
management programme with the ageing
mechanism. In this case electrical ageing
is the most relevant contributor to
failure. This indicates the need for improvement
of the ageing management
programmes of electrical and I&C components.
Consequences and corrective
actions
F i g u r e 10 shows the distribution of events
among different consequences. 36 events
were related to embrittlement and cracking
and 30 events to material loss (mainly due
to corrosion).
F i g u r e 11 illustrates the corrective actions.
A maximum of three corrective actions
were allocated to a single event. As
expected, the main corrective action was the
replacement or repair of equipment. Changes
in maintenance programme was the second
most usual corrective action followed,
in this order, by monitoring or inspection
improvement, design modification and
changes in ageing management programme.
Direct cause (%)
Root Cause - Number of times
Mechanical failure Electrical failure I&C failure Structural failure Other
4
12
Absent Ageing Managemet
Programme
15 %
8 %
1 %
3 %
30
25
Deficiencies in Ageing
Management Programme
Deficiencies in maintenance or
surveillance
18
Wrong material selection
73 %
15
55
Equipment specification,
manufacture, storage and
installation
Deficiencies in design
Other or unknown
Fig. 5. Number of events per direct cause.
Fig. 6. Distribution of root causes.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 43
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Unknown
Other
Chemical ageing
Creep
Electrical ageing
Erosion
Wear
Corrosion
Irradiation damage
Thermal ageing
Fatigue
Relaxation
Swelling
1
1
Lessons learned
1
The extraction of the lessons learned from
the operating experience has been completed
in two steps. First (step 1), low level lessons
learned were retrieved from the IRS
database, or developed in some cases, for a
large number of the 113 analysed events. A
total of 110 low level lessons learned were
obtained. They are given, together with a
short summary of the events, in Annex 2 of
reference [ Ballesteros Avila A., 2019]. Several
lessons are allocated to the same event
in many cases. These low level lessons
learned are very specific, so that they would
2
Fig. 7. Ageing mechanisms present in the events.
Other
Creep
Wear
Corrosion
Thermal ageing
Fatigue
Relaxation
1
1
1
1
3
3
4
Ageing Mechanism - Number of times
13
13
Deficiencies in Design versus Ageing Mechanism
Fig. 8. Deficiencies in design versus ageing mechanism.
Other
Wear
Thermal ageing
Swelling
Erosion
Fatigue
Electrical ageing
Corrosion
3
Absent or Deficiencies in AMP versus Ageing Mechanism
1
1
2
Fig. 9. Deficiencies in ageing management programmes versus ageing mechanism.
15
15
5
5
6
6
7
28
38
10
12
have a too limited applicability. To address
this issue, the low level lessons learned were
grouped under similar topic or underlying
key message to get a high level lesson
learned (step 2). In the following paragraphs
the high level lessons learned are
presented:
Lesson learned #1 – Appropriate measures
should be taken and design features should
be introduced in the design stage to facilitate
effective ageing management throughout
the life of the plant.
Lesson learned #2 – Ageing Management
Programmes as well as maintenance programmes
should be reviewed and updated
to take into account modifications in the
current licensing bases.
Lesson learned #3 – The monitoring of the
environmental conditions, as information
source for ageing management, is of high
importance. In particular, a review of possible
changes in environmental conditions
(e.g. temperature, radiation, etc.) that could
affect ageing should be performed in case of
operational changes or structures, systems
and components (SSC) modifications.
Lesson learned #4 – The maintenance and
inspection programmes should be evaluated
and, if considered necessary, updated (frequency,
testing methods, procedures, etc.)
on the basis of the findings of the ageing
management programme.
Lesson learned #5 – Ageing management
programmes for specific degradation mechanisms
should be developed to avoid or
mitigate accelerated ageing (e.g., flow accelerated
corrosion, fretting, stress corrosion
cracking, thermal ageing). It is important
also to identify and justify possible associated
changes in process conditions (e.g., flow
pattern, velocity, vibration) that could cause
premature ageing and failure.
Lesson learned #6 – The adequacy and effectiveness
of the inspection and monitoring
methods should be periodically reviewed
to maintain plant safety and to ensure
feedback and continuous improvements
of ageing management. The evaluation of
technology and methods should consider the
need for detection of unexpected degradation,
depending on how critical the SSC is to
safety.
Lesson learned #7 – Adequate oversight by
the licensee is recommended during all
phases of design, procurement, testing, receipt
inspection and installation to avoid
events where wrong material is used. When
a wrong or low performance material is already
installed, the rate of material degradation
can often be reduced by optimizing
operating practices and system parameters.
Lesson learned #8 – Data on operating experience
can be collected and retained for
use as input for the management of plant
ageing. Reviews of operating experience can
identify areas where ageing management
programmes can be enhanced or new programmes
developed.
Lesson learned #9 – Earlier detection of
degradation is necessary to ensure timely
application of mitigation strategies. There is
the possibility that such early physical damage
(e.g., change of locally averaged material
properties) can be detected with appropriate
sensors.
Lesson learned #10 – The operating organization
should ensure that ageing management
programmes are reviewed on a
regular basis and, if needed, modified to ensure
that they will be effective for managing
44 | vgbe energy journal 5 · 2022
Operating experience from ageing events occurred at nuclear power plants
Other or Unknown
Material loss
Consequences - Number of events
7
30
This study highlights that the continuous
analysis of ageing related events and the efficient
utilization of operational experience
provides important insights for improving
the quality of ageing management programmes
and for preventing the occurrence
of unusual events.
Embrittlement and cracking
ageing. Where necessary, frequently as a
result of reviewing operating experience,
new ageing management programmes have
to be developed.
Conclusions
Deformation
Degradation (damage)
Fig. 10. Number of events per consequence.
Ageing is a concern for the safe long-term
operation of NPPs. In particular for the EU
nuclear reactors, many of them being between
31 – 40 years old. In this respect, operating
experience from ageing events can
contribute to a great extent to enhance nuclear
safety.
The IRS database was screened to select relevant
events related to ageing, which took
place in the period 01.01.2008 – 30.06.2018.
In total 113 events were analysed. The analysis
showed that “28 years” represents the
average age of a nuclear power plant when
12
28
Corrective Actions - Number of times
36
Number of events
Number of times (up to 3 different corrective actions can appear in a single event)
Other
Design modification
Changes in ageing management programme
Changes in maintenance programme
Changes in operation modes
Monitoring and/or inspection improvement
Equipment replacement or repair
Fig. 11. Distribution of corrective actions.
2
8
18
25
39
50
112
the event occurred. Deficiencies in maintenance
or surveillance is the most important
root cause, followed by deficiencies in design
and in ageing management programmes.
Corrosion is the main degradation
mechanism, followed by fatigue. Other
important contributions are coming from
thermal ageing, wear and electrical ageing.
Many events only appear after long-term operation
of an aged component or material,
and the main cause was a deficiency in design
that was hidden.
110 low level lessons learned (specific for
the events) and 10 high level lessons learned
(generic) have been obtained in this study.
They cover different areas, such as hidden
deficiencies in design, the impact of ageing
on maintenance and inspection, deficiencies
or lack of ageing management programmes,
use of wrong material, etc.
References
Ballesteros A., Peinador M., Heitsch M., 2015.
EU Clearinghouse Activities on Operating Experience
Feedback, BgNS Transactions volume
20 number 2 (2015) pp. 93–95. http://
bgns-transactions.org/Journals/20-2/
vol.20-2_03.pdf
Ballesteros Avila A., 2019. Analysis of ageing related
events occurred in nuclear power plants,
Topical Study from the EU Clearinghouse on
Operating Experience, Technical Report by
the Joint Research Centre of the European
Commission, JRC119082.
ENSREG, 2018. First Topical Peer Review Report
“Ageing Management”, European Nuclear
Safety Regulator’s Group ENSREG.
http://www.ensreg.eu/eu-topical-peer-review
Euratom Treaty, 2012. Consolidated version of the
Treaty establishing the European Atomic Energy
Community. https://eur-lex.europa.eu/
legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A
12012A%2FTXT
European Union, 2014. Council Directive
2014/87/Euratom of 8 July 2014 amending
Directive 2009/71/Euratom. https://eurlex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri
=uriserv%3AOJ.L_.2014.219.01.0042.01.
ENG
IAEA, 2010. IRS Guidelines, Joint IAEA/NEA International
Reporting System for Operating
Experience, IAEA Services Series 19, Vienna.
https://www.iaea.org/publications/
8405/irs-guidelines
IAEA, 2014. Approaches to Ageing Management
for Nuclear Power Plants: International Generic
Ageing Lessons Learned (IGALL) Final
Report, IAEA-TECDOC-1736, IAEA, Vienna.
IAEA, 2018. Specific Safety Guide No. SSG-48,
Ageing Management and Development of Programme
for Long Term Operation of Nuclear
Power Plants, IAEA Safety Standards, Vienna.
https://www.iaea.org/publications/
12240/ageing-management-and-development-of-a-programme-for-long-term-operation-of-nuclear-power-plants
IAEA, 2020. Ageing Management for Nuclear
Power Plants: International Generic Ageing
Lessons Learned (IGALL), Safety Reports Series
No. 82 (Rev. 1), IAEA, Vienna. https://
www.iaea.org/publications/13475/ageingmanagement-for-nuclear-power-plants-international-
generic-ageing-lessons-lear
ned-igall
JRC, 2021. European Clearinghouse on Operating
Experience Feedback. https://clearinghouseoef.jrc.ec.europa.eu/
l
vgbe energy journal 5 · 2022 | 45
Assessment of loss of shutdown
cooling system accident during
mid-loop operation in LSTF
experiment using SPACE Code
Minhee Kim, Junkyu Song and Kyungho Nam
Abstract
Bewertung des Ausfalls des
Nachkühlsystems während des Mitte-
Loop-Betriebs im LSTF-Experiment
unter Verwendung des SPACE-Codes
Während eines Anlagenstillstands wird die
Wärmeabfuhr aus dem Reaktorkern, bei Verbleib
der Brennelemente im Kern, durch das
Nachkühlsystem sicher gestellt. Der Ausfall
dieses Systems kann zu einem Verlust der Wärmeabfuhr
aus dem Kern führen und stellt daher
ein sicherheitstechnisch relevantes Ereignis
dar. Während bestimmter Instandhaltungsarbeiten
z. B. am Dampferzeuger, wird
das Kühlmittelniveau bis zur Mitte der Rohre
Autors
Minhee Kim
Junkyu Song
Kyungho Nam
Central Research Institute
Korea Hydro & Nuclear Power Co.
Daejeon, Korea
The SPACE code, which is Safety and Performance
Analysis Code for Nuclear Power
Plants, has been developed in recent years
by the Korea Hydro & Nuclear Power Co.
through collaborative works with other Korean
nuclear industries and research institutes,
and is approved by Korea Institute of
Nuclear Safety (KINS) in March 2017. The
SPACE is a best-estimate two-phase threefield
thermal-hydraulic analysis code in order
to analyze the performance and evaluate
the safety of pressurized water reactors.
Each field equation is discretized based on
finite volume approach on a structured
mesh and an unstructured mesh together
with an one-dimensional pipe meshes [7].
For time integration method, the semi-imdes
heißen und des kalten Stangs abgesenkt.
Dies wird als Mitte-Loop-Betrieb bezeichnet,
und damit ist der Kühlmittelstand am niedrigsten
mit Brennstoff im Kern. Daher stellt der
Verlust der Nachwärmeabfuhr während des
Mitte-Loop-Betriebs den relevanten Betriebszustand
dar. Die vorliegende Arbeit konzentriert
sich auf die Bewertung von SPACE 3.0 bei
der Vorhersage des primären und sekundären
Systemverhaltens nach einem Nachwäremeabfuhr-Verluststörfall
während des Mitte-Loop-
Betriebs des LSTF-Experiments unter Bezugnahme
auf den Bericht NUREG/IA-0143. Die
berechneten Ergebnisse werden mit den Ergebnissen
von RELAP5 und den experimentellen
Daten in Bezug auf das stationäre und instationäre
Verhalten verglichen. l
I
Introduction
During a plant outage, while the fuel remains
in the core, the core is cooled by the
Residual Heat Removal (RHR) system. The
loss of the RHR can lead to loss of heat removal
from the core and is a safety concern.
During certain stage of maintenance, such
as installation of steam generator nozzle
dams, the RCS coolant level is lower to centerline
of hot leg and cold leg pipes. This is
called mid-loop operation and the coolant
level is lowest while the fuel remains in the
core. Therefore, the loss of RHR during midloop
operation represents the most limiting
condition for loss of RHR incidents. The accident
can be occurred by an isolation valve
closure or a loss of vital ac power in the RHR
suction line, or a loss of RHR pump flow due
to air ingestion. If the loss of RHR flow
should continue for a certain period of time,
the reactor vessel coolant has possibility on
core boiling and uncover.
In order to analyze the thermal hydraulic
phenomena following the loss of RHR accident,
the numerical and experimental studies
have been performed. Nakamura et al.
conducted the experiments of loss of
RHR accident during mid-loop operation
in the ROSA-IV/LSTF facility [1]. In the experiments,
the primary pressurization behavior
after the coolant boiling in the core
was observed. Also, the system integral
responses were investigated through analyzing
the steam and non-condensable gas behavior
in the RCS. The opening location and
size in a pressurizer or a horizontal leg
was analyzed as major experimental parameters.
In numerical approach, the major thermal
hydraulic phenomena and process were
evaluated using RELAP5 system code [1, 2].
The calculation results were compared with
ROSA-IV/LSTF experimental data.
The present paper is focused on the assessment
of SPACE 3.0 in predicting the system
primary and secondary behavior following
the loss-of-RHR accident during the
mid-loop operation of LSTF experiment
in reference to NUREG/IA-0143 report
[2]. The calculated results are compared
with RELAP5 results and experimental
data in terms of steady-state and transient
behavior.
II
Code descriptions
46 | vgbe energy journal
Assessment of loss of shutdown cooling system accident using SPACE Code
plicit scheme is used. The SPACE code is
package of input and output, hydrodynamic
model, heat structure model, and reactor
kinetics model.
The input package performs a reading the
input and restart files, a parsing the data
files, an allocating the memory, and checking
the unit conversion. Hydrodynamic
model package is composed of constitutive
models, special process models, and component
models, and hydraulic solver. The hydraulic
solver is based on two-fluid, threefield
governing equations, which are composed
of gas, continuous liquid, and droplet
fields. Therefore, the SPACE code has the
advantage in solving a dispersed liquid field
as well as vapor and continuous liquid fields
in comparison with existing nuclear reactor
system analysis codes, such as RELAP5 [ISL,
2001], TRACE [NRC, 2000], CATHARE
[Robert et al., 2003], and MARS-KS [KAERI,
2006]. Constitutive models are composed of
correlations by the flow regime map to simulate
the mass, momentum, and energy distributions,
such as surface area and surface
heat transfer, surface-wall friction, droplet
separation and adhesion, and wall-fluid
heat transfer. In order to analyzed the physical
phenomena of the NPP, special process
and system components are modeled. Major
special process and component models are
critical flow model, counter current flow
limit model, off-take model, abrupt area
change model, 2-phase level tracking model,
pump model, safety injection tank model,
valve model, pressurizer model, and separator
model, etc.
The package of heat structure model calculates
the heat addition transfer and removal.
The heat structure model includes transient
heat conduction of rectangular or cylindrical
geometry, and has various boundary
conditions of convection, radiation, user defined
variables such as temperature, heat
flux, and heat transfer coefficient.
In order to calculate the nuclear fission
heat of a fuel rod, the point kinetics methodology
is used in the heat conduction equation.
Reactivity feedbacks are considered in
terms of moderator temperature, boron concentration
fuel moderator density, reactor
scram, and power defect. Decay heat of ANS-
73, -79, and -2005 models are also implemented.
The 3.0 version of the code was released
through various validation and verification
using the separated or integral loop test data
and the plant operating data. The approved
code version will be used in the safety analysis
of operating PWR and the design of an
advanced reactor.
III
Modeling information
F i g u r e 1 shows the nodalization to simulate
the LSTF facility with the SPACE code.
The modeling is based on 179 hydrodynamic
cell and 202 heat structures. The reactor
pressure vessel includes the lower plenum,
upper plenum, downcomer, and core, upper
head and guide thimble channel (cell 100 to
156). The core is modeled as two channel
with 12 cells per each channel connected by
crossflow. The two channel arrangement is
adopted in order to assess the multi-dimensional
effect such as the natural circulation
behavior in the core. The power distribution
of the two channel core is 60 % for high power
channel and 40 % for low power channel.
The LSTF system are described by an intactloop
(cell 400 to 499) and a broken-loop
(cell 200 to 299) in an almost symmetrical
way. Each loop consists of a SG inlet and outlet,
loop seal, SG U-tube, reactor coolant
pump, hot leg, and cold leg. The pressurizer
is connected to the hot leg of intact-loop
through the surge line elements. The secondary
sides of two SGs (cell 300 to 399 and
500 to 599) are composed using an identical
nodalization.
In order to analyze the cold leg opening with
loss of RHR accident, the openings are modeled
by a trip valve. The opening sizes are
Fig. 1. Nodalization diagram for LSTF experiment.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 47
Assessment of loss of shutdown cooling system accident using SPACE Code
equivalent to 5 % of cold leg cross area, and
the opening are located at centerline of the
cold legs. The steady-state results are established
for conducting a null transient calculation.
IV
A
Results and discussion
Initial conditions
In order to confirm the modeling methodology
and input condition, the steady-state
calculation result is compared with experimental
data. The major parameters in
steady-state condition are summarized in
Ta b l e 1 . The core power was 430 kW with
Tab. 1. Steady state calculation results.
Parameters LSTF SPACE
Core power (kW) 430 430.0
Hot-leg temp.(K) 334 334.1
Cold-leg temp.(K) 318 318.0
Primary pressure (MPa) 0.1013 0.1013
Water level at loops (m)
- hot leg void
- cold leg void
Secondary pressure
(MPa)
Mid-loop
Mid-loop
- 0.55
- 0.47
0.1013 0.1013
Secondary fluid temp. (K) 317 317.0
Water level in SG (m) 10 10.2
decay heat at about 20 hours after the reactor
shut down. The water levels of hot and
cold legs maintain at the middle of the loop.
Core power and loop temperature were set to
target values for calculation. Initial conditions
of loop water level represent the same
value with target data. The pressurizer and
SGs relief valves were opened to maintain an
atmospheric pressure. Overall results show
that SPACE code have a reasonable agreement
with target values in steady state analysis.
The steady-state results are established
for conducting a null transient calculation.
B
Transition behavior
The transient calculation was initiated by
decreasing the RHR pump flow rate from the
initial value to zero during 20 seconds with
opening the cold leg valve. The pressurizer
and SGs relief valves were closed with cold
leg opening.
F i g u r e 2 shows the pressure phenomena
of hot and cold legs in intact loop after the
loss of RHR accident. At about 1,500 seconds,
the core liquid started to boil and the
steam migrated toward the hot legs from the
core through core upper plenum. Thus, the
pressure in the hot leg started increasing
rapidly at about 1,600 seconds. At about
2,100 seconds, the pressurization rate reduced
immediately.
The steam flow of guide tubes express the
cause and effect of pressure behavior at this
time as shown in F i g u r e 3 . The guide
tubes were initially submerged under water
in upper plenum. As the water level decreased
below the guide tube bottom opening
due to the boil off, the steam started to
be discharged into upper head with large
volume. The SPACE 3.0 code showed that
the pressurization rate was higher than the
RELAP5/MOD3.2 results. The high pressurization
rate resulted in the accurate simulation
of Loop Seal Clearing (LSC) comparing
with experiment.
Figures 4 and Figure 5 show the differential
pressure behavior of downflow
and upflow sides in the crossover legs.
When the Loop-Seal Clearing(LSC) occurred,
the crossover leg of broken loop was
immediately emptied. The calculation
well predicted the overall LSC behavior.
F i g u r e 4 also shows that the condensate
liquid from the SG U-tube wall started to accumulate
in upper flow direction from about
6,400 seconds. Such a liquid accumulation
of the crossover leg resulted in preventing
the gas flow from the hot leg to the cold
leg. Because of limited steam condensation
of SG U-tube wall, the pressure is re-increasing
gradually in the hot leg as shown in
Figure 2.
160000
140000
LSTF CLO (Hot Leg)
LSTF CLO (Cold Leg)
SPACE 3.0 (Hot Leg)
SPACE 3.0 (Cold Leg)
RELAP5/MOD3.2 (Hot Leg )
RELAP5/MOD3.2 (Cold Leg)
0.10
0.05
SPACE 3.0
RELAP5/MOD3.2
Pressure in Pa
120000
100000
Mass Flow Rate in kg/s
0.00
-0.05
80000
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 2. Pressure distribution at hot-leg and cold-leg in intact loop.
-0.10
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 3. Calculated flow rate between guide tube and upper head.
50000
50000
40000
LSTF CLO (Upflow)
LSTF CLO (Down flow)
SPACE 3.0 (Upflow)
SPACE 3.0 (Downflow)
RELAPS/MOD3.2 (Upflow)
RELAPS/MOD3.2 (Downflow)
40000
LSTF CLO (Upflow)
LSTF CLO (Down flow)
SPACE 3.0 (Upflow)
SPACE 3.0 (Downflow)
RELAPS/MOD3.2 (Upflow)
RELAPS/MOD3.2 (Downflow)
Diff. Pressure in Pa
30000
20000
10000
Diff. Pressure in Pa
30000
20000
10000
0
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 4. Differential pressure at crossover leg in broken loop.
0
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 5. Differential pressure at crossover leg in intact loop.
48 | vgbe energy journal 5 · 2022
Assessment of loss of shutdown cooling system accident using SPACE Code
60000
50000
LSTF CLO
SPACE 3.0
RELAP5/MOD3.2
450
420
40000
Diff. Pressure in Pa
30000
20000
10000
Temperature in K
390
360
330
LSTF CLO (Core)
SPACE 3.0 (Top-core) .
SPACE 3.0 (Mid-core)
RELAP5/MOD3.2 (Top-core) -
RELAP5/MOD3.2 (Mid-core)
0
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 6. Differential pressure at reactor core.
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Time in s
Fig. 7. Liquid temperature in core.
Temperature in K
420
390
360
330
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Time in s
Fig. 8. Fluid temperature at hot and cold leg in intact loop.
LSTF CLO (Hot Leg)
LSTF CLO (Cold Leg)
SPACE 3.0 (Hot Leg)
SPACE 3.0 (Cold Leg)
RELAP5/MOD3.2 (Hot Leg)
RELAP5/MOD3.2 (Cold Leg)
In the intact loop, the differential pressure
after the LSC was predicted a little higher
than that before the LSC. The partial LSC
means that the inflow from the core to the
cold leg was lower than in the experiment.
Because of this small amount of the inflow,
the coolant inventory of the core is underestimating.
F i g u r e 6 represents that the differential
pressure behavior in the core was
underestimated after the LSC.
F i g u r e 7 represents liquid temperatures
behavior at the reactor core. The experimental
data are fluid temperatures at midsection
of the core. The core coolant became stagnated
and the liquid temperature behavior
immediately increased. After the liquid temperature
reached saturation value, the coolant
started to boil off and the temperature
remained constant over time. The calculation
results agreed well with the experiment
data.
F i g u r e 8 shows liquid temperatures in hot
and cold legs in broken loop. After the saturation
of steam in core upper plenum, the
liquid temperature in the hot leg increased
to the steam temperature in the experiment.
Because the experimental data was measured
at the ceiling of the horizontal pipe, the
temperature was a steam temperature after
the hot leg and cold leg were sufficiently
voided. This results in the difference with
calculated liquid temperature after the LSC.
F i g u r e 9 shows liquid temperature in the
bottom sides of the SG U-tubes. Because the
SPACE code can well simulate the steam migration
phenomena into SG U-tubes, the
temperature behavior was similar with experiment
than RELAP code.
F i g u r e 10 shows the collapsed water level
of reactor vessel. Because the water level decreased,
the hot legs and core upper plenum
reach to the mid-water level in the early
phase, as shown in F i g u r e 11 and F i g -
u r e 1 2 . When the LSC phenomena occurred,
the cold legs became completely
voided. The collapsed water level of the reactor
vessel increased immediately following
the water inflow from the crossover and
cold legs.
V
Conclusion
The SPACE 3.0 code was assessed for the
loss of RHR accident during the mid-loop
operation in ROSA-IV/LSTF experiment.
400
380
LSTF CLO (Intact Loop)
LSTF CLO (Broken Loop)
SPACE 3.0 (Intact Loop)
SPACE 3.0 (Broken Loop)
RELAP5/MOD3.2 (Intact Loop)
RELAP5/MOD3.2 (Broken Loop)
10
8
SPACE 3.0
RELAP5/MOD3.2
Temperature in K
360
340
Water Level in m
6
4
320
2
300
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 9. Fluid temperature at steam generator secondary side.
0
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 10. Collapsed water level in reactor pressure vessel.
vgbe energy journal 5 · 2022 | 49
Assessment of loss of shutdown cooling system accident using SPACE Code
1.50
1.25
1.00
1.00
0.75
Void Fraction
0.75
0.50
0.25
SPACE 3.0
RELAP5/MOD3.2
Void Fraction
0.50
0.25
0.00
SPACE 3.0 (Hot Leg)
SPACE 3.0 (Cold Leg)
RELAP5/MOD3.2 (Hot Leg)
RELAP5/MOD3.2 (Cold Leg)
0.00
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 11. Void fraction in core upper plenum.
0 2000 4000 6000 8000 10000
Time in s
Fig. 12. Void fraction in broken loop.
The major thermal hydraulic phenomena
was compared with experimental data and
RELAP code results.
Based on the results and comparison, it is observed
that SPACE code shows good agreement
with experimental data or overall parameters,
and it is observed that SPACE code
can effectively simulate during the transient.
VGB-Standard
VI
References
[1] H. Nakamura, J. Katayama and Y. Kukita:
RELAP5 Code Analysis of a ROSAIV/ LSTF
Experiment Simulating a Loss of Residual
Heat Removal Event during PWR Mid-Loop
Operation, Proceeding of the 5th International
Topical Meeting on Nuclear Reactor
Thermal Hydraulics (NURETH-5), Vol. V,
pp. 1333-1340 (1992).
[2] K.W Seul, Y.S. Bang, S. Lee, and H.J. Kim:
Assessment of RELAP5/MOD3.2With the
LSTF Experiment Simulating a Loss of Residual
Heat Removal Event During Mid-
Loop Operation, NUREG/IA-0143 (1998).
[3] S.J. Ha et al.: Development of the SPACE
Code for Nuclear Power Plants, Nuclear Engineering
& Technology, Vol. 43, No. 1, pp.
45 (2011).1 l
Water in Nuclear Power Plants with Light-Water Reactors
Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water Reactors.
(formerly VGB-R 401)
Edition 2020 – VGB-S-401-00-2020-05-EN (VGB-S-401-00-2020-05-DE, German edition)
DIN A4, Print/eBook*, 92 Pages, Price for VGB-Members € 180.–, for Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT
Almost half a century after publication of the first edition of a VGB-Guideline for the Water in Nuclear
Part 2: BWR
(Formerly VGB-R 401)
Power Plants with Light-Water Reactors and approx. 13 years after the third edition in 2006, the task
of a renewed adaptation of the Guideline for the Water in Light-Water Reactors as VGB-Standard arises.
This VGB-Standard shall be the common basis for the operation of the plants. It provides the
VGB-S-401-00-2020-05-EN
framework for operating manuals or chemical manuals, but is in no way intended to replace them.
The task of these manuals is, among other things, to consider plant-specific features and to make
specifications that go beyond this VGB-Standard.
This VGB-Standard describes the water-chemical specification for the safe operation of light-water
reactors based on the material concept of the Siemens/KWU and comparable plants.
The revision takes into account, where appropriate, the knowledge and experience gained over the last decade in the national and
international environment.
Part 1, PWR. Contents (abbreviated)
1 Field of application
2 Definitions
3 Reactor coolant circuit
4 Water-steam cycle
5 Literature
6 List of abbreviations
7 Annex 1: Overview main cooling circuit
8 Annex 2: Overview water/steam cycle
Part 2, BWR. Contents (abbreviated)
1 Field of application
2 Definitions
3 Fundamentals of chemistry in the reactor system and
in the water-steam cycle
4 Specification values for reactor water and water/steam cycle
5 Specification values for auxiliary and secondary systems
6 Literature
VGB-Standard
for the Water in Nuclear
Power Plants with
Light-Water Reactors
Part 1: PWR
50 | vgbe energy journal 5 · 2022
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
TRIPLE C waste container for
increased long-term safety of
HHGW disposal in salt, clay and
crystalline
Jürgen Knorr and Albert Kerber
Abstract
TRIPLE C Abfallbehälter zur Erhöhung
der Langzeitsicherheit der Einlagerung
radioaktiver Abfälle in Salz, Ton und
Kristallin
Kerntechnische Anlagen müssen allgemeine
Sicherheitsziele im Umgang mit radioaktiven
Stoffen erfüllen. Mit unterschiedlicher Bedeutung
und Priorität gelten für die Sicherheitsbetrachtungen
die gleichen fünf Hauptsicherheitsziele.
––
Isolierung (Verhinderung der Freisetzung
von Kernmaterial in die Biosphäre)
––
Abschirmung (Verhinderung der Bestrahlung
mit einer Überdosis)
––
Kontrolle (Verhinderung von Kritikalität)
––
Schutz (Verhinderung von Zerstörung,
Missbrauch, Diebstahl, unbeabsichtigtem
Eindringen ...)
––
Wärmeabfuhr (Verhinderung von Überhitzung)
Je nach Anlagentyp und Verwendungszweck
muss eine Reihe geeigneter Sicherheitsmaßnahmen
vorgesehen werden, um die Erfüllung
der Sicherheitsziele in allen Betriebsphasen
und während des gesamten Lebenszyklus der
Anlage zu gewährleisten.
Neue Entwicklungen auf dem Gebiet der High-
Tech-Keramik bieten eine solide wissenschaftlich-technische
Grundlage für die industrielle
Produktion von keramischen leckagefreien
Abfallbehältern im Bereich der langfristigen
Endlagerung radioaktiver Abfälle. Das Kernstück
des hier vorgestellten TRIPLE C-Abfallbehälters
ist ein Siliziumkarbid (SiC)-Behälter.
Aus mehreren Gründen wurde der spezielle
Typ SSiC (drucklos gesintertes Siliziumkarbid)
gewählt.
l
1 Introduction
Nuclear facilities for the utilization and handling
of nuclear materials have to fulfill general
safety goals. With varying importance
and priorities the same five main safety
goals apply for safety considerations of all
nuclear facilities.
––
Isolation – (prevention of release of nuclear
material in biosphere)
––
Shielding – (prevention of irra diation
with an overdose)
––
Control – (prevention of criti cality)
––
Protection – (prevention of destruc tion,
misuse, theft, uninten tional intrusion…)
––
Heat removal – (prevention of overheating)
Depending on the facility type and intended
use a tailored set of appropriate safety measures
has to be foreseen to guarantee the fulfillment
of safety goals in all phases of operation
and over the whole lifecycle of the
facility.
The widespread utilization of fissile materials
in nuclear reactors (fuel elements) generates
unavoid ably large amounts of materials
with a high hazard potential (high radioactive,
partly with very long half-lifes;
chemotoxic: heavy metals like plutonium;
fissile: potential for uncontrolled chain
reaction or misuse in nuclear explosives,
heat generation; extremely high concentrations).
Typical steps in the history of fuel elements
from utilization in the reactor till the final
disposal are shown in F i g u r e 1 [2, 3].
HHGW
generation
in reactor core
wet storage
intermediate
storage
final waste
conditioning
final disposal
in repository
Autors
Prof. Dr. Jürgen Knorr
GWT-TUD GmbH, Nuclear Power
Engineering,
Dresden, Germany
Dr. Albert Kerber
Co-owner and Managing Director
SiCeram GmbH
Jena, Germany
SP
TP
SP1 TP1 SP2 TP2 SP3 TP3 SP4 TP4 SP5
open
pressure
vessel
transport
of SF
loading in transport
transport cask
transport
reloading in long-term
storage container?
3-5 y 5-20 y 10-100 y ~ 0,5 y
transport
backfilling
~10 d ~1 m ~10 d ~1 m
Fig. 1. Stationary phases (SP) and transition phases (TP) in HHGW history.
TP5
retrieval (~50 y)
recovery (500 y)
1 Mio. y
dwell time in phase
d: day m: month y: year
51 | vgbe energy journal
vgbe energy journal 5 · 2022 | 51
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
biosphere
z
human activities
HHGW
(HLW SF)
INITIAL CONDITION
x
OUTPUT: leakrate L(t)
M(t)
release of radiotoxic and
chemotoxic materials
time t
release of hazardous material in the biosphere.
The effective lifespan of the repository is adjusted
to the half-lifes of the long-living radionuclides.
Therefore, the time constants
of the engineered barrier system (EBS: retention
capability of waste container and
geo technical barriers) should be comparable
and fit in this time scale too.
INPUT: FEP`s: U(t)
During each stationary phase (SP) or temporary
phase (TP) the fulfillment of the five
safety goals must be guaranteed by a set of
appropriate measures, tailored to the special
conditions and requirements of the
phase. The priority ranking of the safety
goals may change from phase to phase.
2 Final repository
material transport
It is acknowledged worldwide that HHGW
must be safely isolated from the biosphere
for a time period of 1 Mio years.
Deep geological repositories like mines or
deep boreholes are con sidered as best solutions
to isolate the waste permanently and
prevent inadvertent human intrusion. But a
deep geological repository for HHGW is a
challenging new type of a nuclear facility.
inner STATUS:
dX/dt = f(t, X(t),U(t))
Fig. 2. HHGW repository – a dynamic nonlinear system.
X(t)
permeability P(x,y,z,t)
source term Q(x,y,z,t)
L(t) = g(t, X(t), U(t))
natural barriers
1. geological barrier
2. geological barrier
3. .....?
engineered barrier EBS
FEP‘s conditions and of the system variables
are small over time. Due to the system dependence
of the initial conditions, it is a fundamental
requirement for the repository
design, that the initial conditions ( inner and
outer FEP‘s, e.g. func tionality of barrier system,
waste distribution, subcriticality) will
not change for as long as possible.
The early loss of retention capa bility of the
waste package has the consequence that
hazardous materials are released from their
original location and are permitted to lead a
vagabond life. Principally, self-orga nization
and chaotic behavior of the system become
possible. In the worst case, conditions for a
self-sustaining chain reaction (criticality)
are formed with severe consequences for
the status of the whole repository and the
It is planned in many countries to use metallic
containers as engineered barriers together
with a surrounding layer of bentonite.
Sweden and Finland want to apply copper
canisters (KBS-3), Germany spheroidal
graphite iron (Pollux) and the United States
stainless steel for example. The Swedish
concept of SKB has very often been cited as
reference concept, but came under harsh
criticism by the decision of the Swedish Environmental
Court at the beginning of 2018
[4] and has finally been postponed by
10 years. It is generally known that all metals
exhibit a relatively poor corrosion resistance
under disposal conditions, especially
if very long time periods are considered
[5, 6, 7]. (F i g u r e 3 ) For good reasons metallic
waste container play therefore only a
secondary role in existing safety concepts
for repositories planned in different types of
host rock (salt, clay, crystalline)
But new developments in high-tech ceramics
provide a sound scientific- technical basis for
the industrial production of ceramic waste
containers. But most important, excellent
material properties justify the expectance of
long-term retention capability [8].
This paper describes why and how silicon
carbide (SSiC) waste container can play a
decisive role for long-term safety by providing
a corrosion- resistant initial barrier, diversity
and redundancy in all host rock disposal
systems.
German disposal concepts foresee deep geological
disposal (mine) with a combination
of geological barriers and engineered barriers
(EBS). F i g u r e 2 shows the general
scheme.
After closure, the repository has to fulfill extreme
safety requirements for a long time in
a predicted manner without further human
interventions.
The final repository is a dynamic nonlinear
system. For such a complex system it will difficult
– if not hopeless – to find the appropriate
equations system and then find precise
solutions to determine the leak rate L(t) as a
special OUTPUT function. Nevertheless,
some general properties can be formulated
which lead to some useful conclusions for
the design of the repository as a system and
its components, especially the waste
container.
The system behavior is somewhat predictable,
if the inner status remains near a steady
state and the deviations from the starting
retrieval
recovery
BSK POLLUX in salt 1 % lifecycle
10 3
10 4 KBS-3 in crystalline
all metallic container have lost barrier function
0 2 4 6 8
10 5
function
failure
Fig. 3. Time scales and long-term retention capability of waste containers:
Note: Even 100.000 years are only 10 % of the nominal repository lifecycle.
10 4 [a]
10 % lifecycle
10 5 [a]
100 % lifecycle
10 6
metal
SSiC ?
time [a]
52 | vgbe energy journal 5 · 2022
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
The physical barriers (essential barriers B
[1], relevant material zones Z) placed between
waste and biosphere form a hierarchy
of different Levels of Defense in a successive
or consecutive manner. If one level fails, the
next level is meant to alleviate the failure of
the previous level and so on, so that all the
levels must fail before significant consequences
will occur (Ta b l e 1 ). In reviewing
the inter national literature there are only
general statements with no specific criteria
for determining the adequacy of defense-indepth
in waste disposal. But control of single
failures alone requires the existence of a redundant
system (combination of two geological
barriers or a geological barrier together
with EBS). Furthermore, the Fail-safeprinciple
can be fulfilled only by emplacement
host rocks with self-acting closure of
cracks and rifts by plastic flow (preferably
salt, eventually clay) or the combination of
bentonite and crystalline.
biosphere
B0
B1 B2 B3
Z1
Z2
B: barrier
Z: zone
Geotechnical barriers (backfill, closure and
sealing of tunnels and shafts) are not included
in the scheme. They are important components
of the whole repository concept,
but after all only repair measures of the host
rock resp. of the overlaying rock and are
therefore not considered as auto nomous
barriers. Nevertheless many authors sum up
these pseudo-barriers equally together with
the geological and engineered barriers to
pretend larger safety marges concerning
redun dancy and diversity
FEP`s
outside/inside
stress on barriers
0 1 2
Level of Defense
Fig. 4. General defense-in-depth framework for a repository. Matrioshka-principle: 4π geometry of
inner shells [3].
3 Defense-in-depth for
HHGW repository
The concept of defense-in-depth is a fundamental
element of safety philosophy for nuclear
and non- nuclear complex systems,
where ultra- high reliability has to be
achieved. Defense-in-depth is not a goal, but
a tool that is used for the approach to design
and operate a nuclear facility that prevents
and mitigates accidents with release of radiation
or hazardous materials. The key is
creating multiple independent and redundant
levels of defense to compensate potential
failures in designing and manu facturing
as well as accidents during lifecycle so that
no single level, no matter how robust, is exclusively
relied upon [9].
Basic defense-in-depth features concerning
waste can be found in the proposed strategy
for development of regulations governing
disposal of high radioactive waste in the proposed
repository at Yucca Mountain [10].
The development of NRC regulations for geologic
disposal represented a unique application
of the defense-in-depth philosophy to a
first-of-a-kind type of facility. The paper underlines
the difference between a geologic
repository and an operating facility with active
safety systems and the potential for active
control and intervention. The safety of a
closed system over long timeframes is best
evaluated through consideration of the relative
likelihood of threats to its integrity and
performance. Also it is relatively easy to identify
multiple diverse barriers that comprise
the engineered and geologic systems. The
performance of any of this systems and their
respective subsystems cannot be considered
truly independent or totally redundant.
The general defense-in-depth frame work
(DiD) for a repository is shown in F i g u r e 4 .
Principles are developed to help guide implementation
of defense- in-depth in waste
disposal. Generally, defense-in-depth philosophy
consists of four principles [11]:
––
prevent accident from starting (initiation,
prevention)
––
stop accident at early stages before they
progress to unacceptable consequences
(intervention)
––
provide for mitigating the release of the
hazard vector (mitigation)
––
provide sufficient instrumentation to diagnose.
A repository after closure is a totally passive
system (no operation, no maintenance, no
surveillance, no monitoring, no diagnosis).
In this case not all principles apply to appropriate
defense-in-depth measures. With the
increasing loss of information on the site
and the inner status (lack of diagnosis) of
the repository active human measures (intervention)
to stop accidents by retrieval or
recovery of waste containers are limited to a
very short period (~ 500 years [1]). This
underlines the necessity to design the re-
Tab. 1. Hierarchy of levels of defense, barriers B and zones Z to obtain safety goals; Not essential
long-term safety contributions from existing waste (Level 0).
Level
of
Defense
Level 3
Level 2
Level 1
Level 0
essential
retention
barrier
2. geological
barrier
1. geological
barrier
(ewG)
engieneered barrier
EBS
INITIAL BARRIER
innovative
fuel elements
B4
B3
Z2
B2
Z1
B1
B0
leakrate L(t)
cover rock
leakproof
overlay
host rock
emplacement
rock
buffer
overpack
container
potting
cladding
waste
(HHGW)
leakrate L(t)
SAFETY GOAL
PROTECTION
SHIELDING
ISOLATION
ISOLATION
P ROTECTION
SHIELDING
HEAT REMOVAL
HEAT REMOVAL
ISOLATION
CONTROL
contribution to
long-term retention
presently only from
coated particles
in HTR fuel elements
vgbe energy journal 5 · 2022 | 53
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
pository with sufficient passive measures for
long-term retention.
Practically all existing concepts to achieve
the safety goals rely only on the choice of an
appropriate host rock and site. But deeper
insight in FEP‘s of geological sites changed
the per ception of the relative importance
between different levels of defense. To some
extent this new position found its reflection
in the German “StandAG” [12].
4 Safety requirements
according to the new
German regulations
The regulations on safety requirements for
final deposition of high radioactive waste
(EndlSiAnV) [1] are part of the new legal
provisions which represent the legal base in
Germany for the layout and the evaluation
of long-term safety. A summary is given in
Table 2.
With this specification of criteria, the frame
has been established for questioning the
suitability of existing concepts or for developing
targeted concepts being in the phase
of planning and realization already.
Essential barriers are those which mainly
ensure the safe enclosure of radionuclides.
Essential barriers may be one or some effective
rock regions or, if no such effective rock
region can be identified, technical and geotechnical
barriers. In extreme case, one essential
barrier stands for the overall performance
of the whole repository.
The repository as a system fails (system failure,
accident), if the amount of released radionuclides
leads to values, which exceed
the maximal permissible radiation dose or
the maximal tolerable concentrations of
toxic materials in air, water and food.
In a simplified manner the relationships between
the inventory, leak rate and the released
hazardous material can be written as
follows.
The total inventory mass M(t) of radioactive
nuclei is given by M(t) = ∑ m i (t) with
i = 1…n (nuclide vector). At closure of repository
(t=0) the total inventory is M(0) =
M 0 . Provided, M(t) is distributed evenly on
N container, than the inventory of one container
is M C (t) = M(t)/N.
The leakrate L(t) in F i g u r e 2 is given by
L(t) = dM rel (t)/dt with dM rel (t) the released
mass of hazardous material from the repository
in biosphere in time interval dt.
Lets assume, that the source term Q(t) of
one container is Q(t) = dM C (t)/dt and all N
container should have the same source
term.
Furthermore, the permeability of all geological
barriers P(t, x,y,z) is set P = const. for
all nuclides over the lifecycle of repository
and over the total volume of the emplacement
rock, than
M rel (t) =
Tab. 2. Criteria for the overall performance of a final repository [1].
Requirement
proof period
inventory
t N = 10 6 a
M (t) = SM i
M 0 = M(t=0)
(1)
Equation (1) provides a direct relationship
between M rel (t) of the whole repo sitory and
and the source term Q(t) of a container. The
ultimate goal is M rel = 0 over 1 Mio years respectively
M rel < 10 -4 M 0 , taking the values
from Table 2.
People expect a nuclear facility to function
properly – especially a HHGW repository.
But they do fail as the example of Asse II has
shown. Different failure types influence the
safety and reliability of a repository. The following
basic ideas for failure assessment follow
very close to the definitions and results
of the paper of JONES [13].
Failures can be classified as random or systematic.
Random failures of technical systems
(e.g. EBS) are caused by time and use
and occur independently. Non-random
(syste matic) failures occur because of a poor
specification or design of a system or an
unexpected interaction with the system‘s environment
or external stress. Systematic
Definitions; Comments
M i : mass of nuclide i
incl. all decay products
M 0 : total mass of
embedded radionuclides
max. leak rate L = 10 -9 a - 1 source term Q(t) = L(t) M 0
max. released fraction F = 10 -4 max. released mass M < F M 0
subcriticality k eff (t) < 0.95
localization
integrity
robustness
largely at location of original emplacement
preservation of barrier properties relevant for safe enclosure of
radionuclides
integrity should not be impaired considerably by
– corrosion and erosion
– rock tension and movements
– temperature
insensitivity of barriers to inside and outside FEP`s
failures have identifiable causes and familiar
sources. They are understandable and
explainable. Systematic failures can effect
all identical components of a system (e.g.
waste container) so the systematic failures
are the potential common cause failures.
Achieving the deep geological repository as
a reliable and safe total system, the first step
is to select a highly reliable subsystem (e.g.
first geolo gical barrier = emplacement rock,
in German terminology: einschlußwirksamer
Gebirgsbereich ewG). But often the
best possible subsystem at Level 2 of Defense
(available rock type and site on territory)
has failure rates, that are too high. Than the
necessary step is to provide redundant subsystems
either on Level 3 (e.g. 2. geological
barrier) and/or on Level 1 (EBS, waste container).
If an approriate site with conditions
that form a set of redundant geological barriers
cannot be found on the territory of a
country, then the safety goals of the system
must be realized by appropriate measures
on Level 1 (waste container).
With metallic waste containers it seems to
be very difficult – almost impossible – to
demonstrate how long-term retention can
be achieved. For decades repository concepts
focused therefore their safety considerations
on Level 2 only, but with unsatisfactory
results.
So the time has come to re-con sider the contribution
of innovative waste container to
the long-term safety.
5 Safety measures on
Level 1
The existing HHGW (the waste material itself
and the metallic cladding of spent fuel
elements and canned vitrified waste from
repro cessing) do not provide a long-term retention
barrier on Level 0, not until innovative
ceramic-encapsulated fuel elements
(accident-tolerant fuel ATF, disposal-preconditioned
DPF) will fill this gap in the future.
So realistic measures for ISOLATION
start on Level 1. New developments in hightech
ceramics provide a sound scientifictechnical
basis for the industrial production
of ceramic leakproof waste container
[14].
5.1 Isolation
The central part of a TRIPLE C waste container
is a silicon carbide (SiC) container.
For several reasons the special type SSiC
(pressure less sintered silicon carbide) has
been chosen.
The choice of SiC as container material is
based on different criteria which are listed
in the Ta b l e 3 . An important impetus
came from the former activities in Germany
con cerning the HTR reactor and the
encapsulation of the fuel, so-called TRISO
particles, in a very thin shell of SiC [15, 16]
with a thickness of 30 µm.
54 | vgbe energy journal 5 · 2022
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
Tab. 3. Selection criteria for SiC as container material.
Category Property Property Assessment
physicochemical properties
of SSiC
container
manufacturing
closure
quality control
material
costs
corrosion resistance against
acids and bases
hardness
diffusion of radionuclides
thermal conductivity
electrical conductivity
mechanical strength
strength at rupture
radiation sensitivity
sintered hollow cylinder
with bottom and lid
gas tight closure
tightness, cracks, cavities
container identification
raw material availability
powder price
excellent
no corrosion
very high
no erosion
diffusion coeffizient D(T)
very low
very high,
no temperature congestion
semiconductor; facilitates
functional barrier
high, also at (very)
high temperatures
compression strength
4000 MPa
tensile strength
limited 150 MPa
radiation resistant
possible for all waste
geometries
diameter ~ 600 mm
height ~ 1500 mm
wall thickness up to 50 mm
(eventually segmentation)
native; by Rapid Sinter
Bonding (RSB)
established procedures,
e.g. CT
ID-code by permanent
laser engraving
unlimited
(SiO 2 + C + electricity)
industrial mass product ~ 12 €/kg
container a “batch” in Safeguard’s terminology).
Taking into account the excellent corrosion
resistance of SSiC in acidic and basic environments
and its extremely high hardness, it
is assumed, that the container wall will not
be damaged neither by corrosion nor by erosion
during the nominal life time t N of the
repository: d(t) = d 0 for 0 < t < t N .
Furthermore, it is assumed, that the integrity
of the waste package is maintained by
respective dimen sioning of material zone Z2
(e.g. bentonite) and by appropriate
emplacement conditions in a stable host
rock.
But despite an intact container wall material
transport happens by diffusion. (F i g u r e 6 )
[18].
The diffusion coefficient D is specific for
each container material and for each type of
the nuclide. D is a function of temperature T:
D = D(T). The temperature dependence of
the diffusion coefficient is usually given by
the ARRHENIUS equation:
D(T) = D 0 exp[ - E A /(RT)] (2)
with E A in kJ/Mole and R = 8.3143 J/Mole.
The data basis for diffusion coefficients of
radionuclides in SiC is quite limited momentarily.
Existing values have been measured
by radiation and heating experiments in the
SiC as a chemical compound was detected in
stellar matter, meaning, that it is extremely
stable, but it rarely exists on earth as natural
mineral. Fortunately SiC can be synthesized
in any required quantity from the abundantly
available raw materials sand (SiO 2 ) and
coke (C) by applying electrical energy.
The corrosion resistance of SSiC against acids
and bases justifies research and development
to make this material available for the
encapsulation of HHGW. Even though today
still a front-edge technology, SSiC container
can be manufactured for all existing waste
forms. (Figure 5, Table 4) [14].
A cylindrical container is the basic geometry.
Diameter D, height H and wall thickness
d are adjusted to the waste geometry. The
inside surface is coated by a glassy carbon
layer ( so-called SIAMANT compound).
Depending on the length of fuel elements,
the container bodies are monolithic or segmented.
For a long time, the hermetic closing of the
container as well as the bonding of segments
for forming large container bodies was considered
as the fundamental drawback for
the application of SSiC container. But with
the native bonding technology Rapid Sinter
Bonding (RSB) [17] a quick and reliable
process for a strong and gas tight seam has
been developed. By laser engraving each
container gets a permanent identifi cation
code and a Safeguards seal (making the
H i
D i
RAPID SINTER BONDING
SSiC lid
native SSiC
seam
SSiC body
d
lid
Safeguards seal
body
batch
identification code
SIAMANT @
(inside coating + SSiC wall)
Fig. 5. SSiC container (monolythic or segmented) for all waste forms with laser-engraved
identification code and Safeguards seal [14].
Tab. 4. SSiC container dimensions for different waste forms (Figure 5) (container monolithic or
segmented).
waste form
design
SSiC container dimensions [mm]
D i H i d
number
container
PWR/BWR segm. 400 4930 35 1
vitrified waste monol. 450 1350 25 1
CANDU monol. 102 510 20 1
HTR pebble monol. 62 305 - 610 15 5 - 10
vgbe energy journal 5 · 2022 | 55
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
tem perature range from 600° to 1200 °C. A
standard data set exists for the metallic fission
products Cs, Sr and Ag [15],[16].
For the temperature range in a final repository
(T < 200 °C) no relevant data could be
found. But it seems admissible to use extrapolated
values for the presented estimations
which make use of many assumptions
anyway. The assumptions are always on the
conservative side.
The diffusion processes are described elsewhere
[19]. The glassy carbon layer as intended
protection layer for the inner wall
surface (Ag, Pd) exercises due to its special
properties a delaying effect on the diffusion
process. In this way and together with additional
potting material in zone Z1 a “functional
barrier” is formed. Its influence on
diffusion can be lumped-up to an increased
wall thickness (d+r), r having the dimension
of a length.
The critical diffusion coefficients D crit , which
fulfil the leak-proof criteria of Ta b l e 2 for
the given wall thickness d 0 together with the
functional barrier (characterized by r) are
than
D crit < (d 0 +r)4 2 /6t N (3)
(break-through-time criterion)
Taking d 0 = r = 10 -2 m and t N = 10 6 years
the values for D crit are in the range from
10 -20 …..10 -18 m 2 s -1 ( F i g u r e 7, hatched
area)
The results shall be interpreted in the following
way.
If a radionuclide i has a diffusion coefficient
D i < D crit in the tem perature range of the repository
(T < 200 °C) than the SSiC container
is considered as leakproof for this
nuclide i over the nominal lifecycle of the
repository, provided its overall integrity is
maintained.
B1
B0
Z1
FP
rekease
wall thickness
neutron absorber fuel relocation container body
Fig. 6. Pathways for material transport through the container wall.
10 -10
D
[m 2 s -1 ]
10 -20
d
B2
Ag in Cu
D crit
D < D crit
criterion
for leak-proof
container wall
for 1 Mio. years
container lid
seal leakage
diffusion
B2 FP release
convection
water ingress
Ag in SiC
measurements
HTR fuel
T
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
The safety goal CONTROL is achieved, if
subcriticality k eff (t) < 0.95 is always garantued
for 0 < t < t N for the overall repository
as well as for each subregion (Ta b l e 2 )
[1]. Generally, the effective multiplication
factor k eff is a function of material composition,
geometry, temperature T and time t:
k eff = f[material(t), geometry(t), T(t)] (4)
Only one spent PWR fuel element of average
burn-up contains enough fissile material to
start a chain reaction under “improved” geometrical
con ditions and in the presence of
an appropriate moderator.
Several measures can prevent self-organized
criticality:
––
stabilization of the material geo metry inside
the container (a single tall fuel element
is not an optimal geometry for criticality)
––
prevention of water access
––
neutron absorber in the container.
The TRIPLE C concept foresees a special
measure which solves these problems simultaneously.
The numerous voids in the container
between the waste and the container
wall resp. between the single rods of a fuel
element are filled with a so-called potting
compound (F i g u r e 8 ).
After loading the waste in the container, the
potting compound – being in a floating state
– is poured in to fill all voids. In the simplest
way it can be dry sand in a mixture with a
boron containing component. But the preferred
potting compound solidifies after filling.
A SiC precursor with a small surplus of
carbon and boron as sinter additive is transformed
into solid SiC under the influence of
radiation from the waste (RISiC: radiation
induced SiC). The necessary activation energy
for the endothermic SiC reaction comes
from the B-10(n,a) neutron capture reaction
[14]. The product is a very hard porous
material, which stabilizes the inside geometry
and prevents relocation of waste,
absorbs neutrons, shields the con tainer wall
against radiation defects from neutrons,
prevents water ingress, improves the heat
transfer inside the container and enhances
the overall mechanical stability of the SSiC
container.
So potting with an appropriate compound
forms a combination of several efficient
measures to prevent criticality already on
Level 1. These measures are backed-up by a
leakproof container, a bentonite buffer and
a dry emplacement environment.
5.3 Protection
B0
B1 Z1 B2
ceramic
potting
with
neutron
absorber
fuel rod
glassy carbon
SSiC container
(metallic cladding)
Fig. 8. Principle arrangement of potting compound containing boron (left) and for demonstration
in a 7-rod bundle in an SSiC container (right).
The main generally expressed concern
against the application of all kinds of ceramics
is their brittleness and the risk of failure
under mechanical stress.
The geomechanical aspects of SSiC waste
containers have been investi gated by the Geomechanical
Institute of TU Bergakademie
Freiberg which laid the basis for further
investi gations [20],[21]. The known mechanical
properties of SiC under static and
dynamic load are completed by supplementary
laboratory tests. Although strength
values for SiC and especially for SSiC are
very high, the extreme brittle behavior has
to be considered in case of impact and pointlike
loading. Comprehensive numerical simulations
were performed for the most critical
potential loadings during transportation
to the final position and during the storage
in the emplacement position. As criterion
for potential damage a static tensile strength
of 150 MPa was used. Investigated load cases
include free fall of an unprotected/protected
container, rock fall on the container
and earth pressure up to a depth of 1200 m.
The most important conclusions can be summarized
as follows:
––
Earth pressure, even with high anisotropy
of stress, cannot lead to any damage of the
SSiC container, even if no protective cover
is used.
––
Extreme loading constellations during
transport and emplacement can lead to local
peak stresses in the container body,
which exceed the 150 MPa criterion. But
by using an appropriate protective cover
(overpack, transport container, buffer)
damage can be excluded with high probability.
B0
B1
Z1
B2
SA
OP
5.4 Heat removal, shielding
In comparison with the other safety goals,
HEAT REMOVAL and SHIELDING have a minor
priority.
The limited waste inventory (low heat
source) together with an improved heat
transfer by the potting material and the excellent
thermal conductivity of the SSiC
container material will avoid hot spots and
provide sufficient heat removal to keep the
container surface tem perature below the
maximal per mitted value (< 100 °C).
The SSiC container itself together with the
potting material cannot provide sufficient
radiation shielding. Therefore an appropriate
transfer container is required for the
transport of the waste package between final
conditioning facility and the emplacement
position. Once in the final position
(several hundert meters below earth surface),
the overlaying rock and earth layers
protect the biosphere completely from
the radiation, emitted by intact waste
container.
6 TRIPLE C container
The term TRIPLE C stands for a threefold
ceramic encapsulation (F i g u r e 9 ).
The crucial component is the SSiC container
(B2). The voids between waste (here spent
spent fuel matrix
fuel cladding
ceramic potting
SSIC container
shock absorber
waste form
waste material
„C“ potting
carbon concrete cask „C“ overpack
3 x „C“
Fig. 9. TRIPLE C concept for HHGW container: threefold ceramic encapsulation.
„C“ waste container
vgbe energy journal 5 · 2022 | 57
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
OP
B2
B1
Z1
Z1
B0 Z1 B2 SA OP Z2 B3
OP
B2
Fig. 11. Demo -TRIPLE C container: 7-rod-bundle with demo carbon concrete overpack [courtesy
22] (left) and first steps of encapsulating of PWR/BWR spent fuel elements.
glassy carbon
diffusion barrier
INITIAL CONDITIONING
tailored to waste form
fibre bag cargo lifter
with shock absorber
FINAL CONDITIONING
tailored to host-rock
Fig. 10. TRIPLE C – a waste container concept of
ceramic layers in Matrioshka geometry.
fuel with cladding B1) and the container are
filled with the potting material (Z1). A
shock absorber (SA, e.g. graphite felt) and
an overpack (OP) protect the brittle SSiC
container. The newly developed carbon concrete
is proposed as material for the overpack
[22]. The armor of this concrete container
consists of woven carbon fibre
structures instead of steel, making the whole
composite much stronger, lighter and less
susceptible to corrosion.
The function of each single layer has been
discussed in Chap. 5. The SSiC container is
tailored to the dimensions of the waste. This
allows the completion of the INITIAL
BARRIER (Ta b l e 1 ) at an early stage of the
back-end history (preferably already at transition
SP2/TP2, F i g u r e 2 ). It includes the
following steps: loading waste in the SSiC
container, potting, hermetical closing of
container body with lid, laser engraving
with ID and Safeguards seal). Either type of
host rock nor specific site conditions of the
intended repository must be known at this
time. Such early “disposal pre- conditioning”
can be very helpful for the subsequent waste
management (handling, extended storage,
transportation).
A schematic representation of a TRIPLE C
waste package in the final repository environment
[23] is illustrated in F i g u r e 10 .
The inner retention barriers, consisting of
the ceramic potting compound and the solid
SSiC wall, are invariant for all kinds of host
rocks, since their predominant function is to
keep the source term for spreading of
hazardous materials at Q(t) = 0 at Level 1.
This requires an undamaged SSiC con tainer
for the total lifecycle of 1 Mio years. The interspace
between the container and the carbon
concrete overpack is filled with a shock
absorbing material. The armour of the overpack
and the shock absorber can be used
together as a fibre bag cargo lifter. [24] The
specifications for overpack and buffer can be
chosen at a very late time in the waste history,
according to the conditions in the
emplacement position. The thickness of the
carbon concrete overpack must be designed
according to the needs for handling and
transport protection. The thickness of the
embedding bentonite is dependent of the
surrounding host rock and the respective
load para meters are contributed by
geomecha nics [25]. As their main function,
the bentonite and the overpack have to protect
the inner barriers from mechanical damage
by the host rock.
This principle of split and shared functions
makes the TRIPLE C container flexible and
adaptable to all types of host rock [4],[23].
F i g u r e 11 shows different steps of encapsulation
of a hexagonal PWR fuel element
(dummy, WWER – 1000).
7 TRIPLE C container change
paradigm
SSiC properties and high technolo gical
standards of container manu facturing and
quality control justify the claim that each
TRIPLE C con tainer fulfills the requirements
of an essential barrier for the container
inventory (Ta b l e 2 ).
The total inventory M 0 is distri buted on N
container (M 0 /N). If properly protected
from geo mechanical loads each container
has the potential for a zero- source term Q(t)
= 0 over the repo sitory life time. Together
the N leakproof container represent an essential
barrier for the total inventory. The
retention capa bility of N individually quality
controlled TRIPLE C container is estimated
to be higher than the retention capability of
one big-volume emplacement rock (volume
~ 10 9 m 3 ). It seems justified to consider
Level 1 as the main retention barrier
( ISOLATION). The top priority for Level 2
becomes than PROTECTION for Level 1.
A shift of the main retention barrier from
geological barrier to engineered barrier is a
paradigm change in the basic philosophy for
repository concepts. It may change the perception
of the repository safety in the public
debate too.
8 TRIPLE C waste container
enhance long-term safety
of repositories
TRIPLE C waste container provide
redundancy and diversity to each repository
concept especially for the measures focussed
on ISThe use of TRIPLE C containers is not
limited to a definite emplacement environment
[25]. They can become an essential
part of all repository concepts in salt, clay or
crystalline ( Ta b l e 7 ). A favorite combination
could be the following arrangement:
SSiC container (B2) with potting (Z1) and
carbon concrete overpack (OP) in bentonite
buffer (Z2) and salt emplace ment rock (B3;
steep or flat: plastic behavior of salt fulfils
the fail-safe principle by self- sealing) and
after all with a leakproof overlay (B4). Taking
into account the easy solubility of salt in
water, crystalline (B3) with a leakproof second
geological barrier (B4, salt or clay) can
be a promising alternative.
For many years the Swedish design with
KBS-3 copper container has very often been
cited as the internationally accepted Reference
Concept and has found derivatives in
Finland, Japan, Uk, Switzerland and others.
But with the decision of the Swedish
Environmental Court [4] in the beginning of
2018 it came under harsh criticism and
caused moratoria and scrutiny of national
programs. Applying the same, above outlined
criteria to the existing repository
Tab. 5. New paradigm in repository philosophy: shift of main retention barrier to EBS.
waste package engineered barrier geological barrier biosphere
status quo
metallic container
ceramic container
TRIPLE C
Q(t) > 0
MAIN
RETENTION BARRIER
Q(t) = 0
MAIN RETENTION BARRIER
0 < P
TRIPLE C waste container for increased long-term safety of HHGW disposal
Tab. 6. Contributions of TRIPLE C container to redundancy and diversity of safety measures.
TP 4
SP 5
SAFETY GOALS
(ranking list SP 5)
1. ISOLATION
2. CONTROL
3. PROTECTION
4. HEAT REMOVAL
5. SHIELDING
concepts, even to the newly published 10
German RESUS concepts [26] reveal the
same fundamental flaws: absence of longterm
safety measures on Level 1 (Ta b l e 7 )
resulting in lack of redundancy and diversity
for the whole repository concept.
9 Summary and
conclusions
Innovative technologies can help to overcome
fundamental flaws in repository concepts,
having domi nated for decades the
safety philo sophy for final disposal of
HHGW. TRIPLE C container can be implemented
in each repository concept. The features
of tailored ceramic encapsulation following
the TRIPLE C concept justify the
claim to build confidence in long-term safety
Repository Design Goal:
functionality of safety measures for 1 Mio years
Set of SAFETY MEASURES
Level hierarchy
0 1 2 3 4
0 1 2 3 4
0 1 2 3 4
0 1 2 3 4
0 1 2 3 4
TRIPLE C
container
SAFETY PRINCIPLES
single failure
common cause failure
fail- safe
single failure
common cause failure
fail- safe
single failure
common cause failure
fail- safe
essential contribution
Tab. 7. TRIPLE C container – an excellent match for all repository concepts enhancing long-term
safety.
essential
retention
barrier
2. geological
barrier
1. geological
barrier
(ewG)
engineered
barrier (EBS)
waste
package
INITIAL
BARRIER
cover rock
leakproof
overlay
host rock
emplacement
rock
buffer
overpack
container
potting
cladding
waste
(HHGW)
leakrate L(t)
B4
B3
TRIPLE C
for all types
of host rock
Z2 bentonite
carbon
concrete
B2 ceramic
SSiC
Z1
B1
B0
C
S
ceramic
10 GERMAN REPOSITORY CONCEPTS: RESUS [26]
SALT (S) CLAY (C) CRYSTALLINE (Cy)
S1 S2 S3 T1 T2 T3 K1 K2 K3 K4
flat steep flat
100 100 150 100 100 150 100 100 100 100 [°C]
S C Cy S S S T T T
b b b b b b
? ? ? ? ? ?
type of container: K KBS-3 (copper)
P POLLUX (cast iron/steel)
B BSK (steel)
b bentonite
i cast iron / steel
horizontal
vertical container
position
on the engineered barrier system (EBS). Not
surprisingly, this shift of the main retention
barrier from host rock to EBS is a hardly
acknowledged new paradigm. Enforced
RD&D will be necessary to demonstrate
the superiority of this concept. Extended variety
in repository site selection and greater
public acceptances will be worth the efforts.
The time has come to reconsider the contribution
of innovative waste packages to the
increased long-term safety of HHGW disposal
in salt, clay and crystalline.
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an die Endlagerung hochradioaktiver Abfälle
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Cy
S
C
Cy Cy Cy
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? ? ?
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vgbe energy journal 5 · 2022 | 59
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adaptable container concept for disposal of
high radioactive waste“, GMK 47, Nov. 16,
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Dresden, www.carbocon.de.
[23] Patent Nr. 10 2011 115 044 Keramischer
Behälter und Verfahren zur Endlagerung
von radioaktivem Abfall G21F 5/005, Si-
Ceram GmbH, Jena-Maua.
[24] A. Kerber, J. Knorr, TRIPLE C – Stellungnahme
zum Fragen katalog der BGE TEC
vom 8.11. 2019, Jena, November 2019.
[25] Y.-N. Zhao, Geomechanical aspects of Sintered
Silicon Carbide (SSiC) waste canisters
for disposal of high level radioactive waste,
PhD thesis, TU Bergakademie Freiberg,
Faculty of Geoscience, Geoengineering
and Mining September 16, 2020.
[26] BGE TECHNOLOGY GmbH Empfehlungen
zur sicherheits gerichteten Anwendung der
geowissenschaftlichen Abwägungskriterien
des StandAG, Synthese aus dem
Vorhaben RESUS (Entwurf) Braunschweig,
03.04.2020 Bericht GRS – 568
(ISBN 978-3-947685-54-7).
Since 1992 Juergen Knorr is Professor for
Nuclear Engineering at Dresden University
of Technology (Emeritus since 2006). He
graduated in physics and prepared his PhD
in nuclear technologies. From 1975 to 1992
he was responsible for the design, construction
and operation of the AKR training reactor
(from the German Ausbildungskernreaktor)
in Dresden. Between 1993 and 2000
Juergen was President of the German Nuclear
Society and Board Member of
the European Nuclear Society. The cooperation
with SiCeram GmbH for the application
of high-tech ceramics in nuclear sector
startet in 2003.
Since 1998 Albert Kerber is the co-owner
and managing director of the company Si-
Ceram GmbH in Jena, Germany, with the
emphasis on high performance ceramics.
After studying chemical engineering, he
gained his doctorate at the Technical University
Karlsruhe. The cooperation with
Prof. Knorr started in the year 2003 and focusses
on the application of high tech ceramic
materials in the nuclear sector, especially
for innovative solutions in the field of
nuclear waste disposal.
l
VGB-Standard
Construction, Operation and Maintenance
of Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx)
VGB-S-014-2011-EN (VGB-S-014-2011-DE, German edition)
DIN A4, Print/eBook, 186 Pages, Price for VGB-Members € 240.–, Non-Members € 360.–, + Shipping & VAT
After facilities for reduction of dust emissions were deemed to be state-of-the-art worldwide, beginning
in 1970, tests were performed in Germany for the reduction of emissions of SO 2 and NO x . The
first measures for the use of combustion technology to limit nitrogen oxide development during
combustion were performed, which resulted in lower NOx emissions at new sites. The 1983 German
regulation on large combustion plants (GFAVO) prescribed the emission limit value for both existing
and new power stations, in accordance with what was feasible at the time. After the transportation
sector, NOx emissions by the power station sector were number two on the list of main emission
sources, with around a 28% portion of total emissions. For this reason, the Federal Republic prescribed
a dynamic modification rule for the limitation of nitrogen oxide emissions: “The possibilities
for further reducing emissions by means of combustion technology or other measures representing
the state-of-the-art are to be exploited.”
VGB-Standard
Construction, Operation
and Maintenance of
Flue Gas Denitrification
Systems (DeNOx)
VGB-S-014-2011-EN
The result of this regulation was that, in 1984, significantly lower emission limit values were prescribed
by decree of the Minister of Environment responsible for new and existing facilities larger than 300 MW th . These turned out
to be lower than what was had been achieved based on the state of technology in Japan. The new limit values led to a costly retrofit
campaign of DeNOx facilities at hard coal-fired power stations in Germany as well as in Austria. Some EU countries followed suit with
delays and low requirements, which were widely adhered to using primary measures. Few EU countries (e. g. The Netherlands, Denmark)
followed with SCR-retrofits.
The requirement targets “limitation of NOx emissions” for oil, gas and brown-coal firing systems were achieved using solely combustion
technology measures, i.e. without resorting to downstream processes. Secondary measures are required for hard coal and
heavy oil-firing systems, due to their higher burning temperature, which will be addressed in this VGB-Standard.
In 1997, European air quality guidelines implemented the requirements of the World Health Organization (WHO) regarding the
reduction of nitrogen oxides and ozone. Nitrogen oxides are recognized as critical precursors to ozone development at the height
of summertime solar radiation. According to the WHO, betterment of air quality in terms of both substances should be pursued. In
regions with high ozone values in the US, for example, this initially led to the primary SCR technology utilized being operated only
during the summer period.
After 2001, the retrofitting of existing facilities with denitrification technology became obligatory, requiring that all large coal-fired
power stations in the EU be retrofitted by 2016. In the meantime, international power station projects in developing countries and
newly industrialized countries who wish to receive development money from the World Bank are tested to determine whether facility
planning fulfils the requirements for environmental protection facilities in accordance with the “best available technology”. In the
future there will be an international state of the art to be observed at every new plant worldwide.
More than 20 years of operational experience and procedural developments already exist for today’s SCR technology, and have been
compiled in this VGB-Standard.
This VGB-Standard was created by the VGB project group “DeNOx-Memorandum” (“DeNOx-Merkblatt”), part of the “Emission Control
Technology” (“Abgasreinigungstechnik”) VGB work group, in order to support the employees of VGB member companies in efficient
operation and maintenance measures at DeNOx facilities. The VGB-Standard also serves to record experiences collected over the
past years. Only in this way can we avoid reinventing “this wheel”, meaning DeNOx technology, over and over again.
* Access for eBooks (PDF files) is included in the membership fees for Ordinary Members (operators, plant owners) of VGB. www.vgb.org/vgbvs4om
60 | vgbe energy journal 5 · 2022
Nuclear power plants worldwide: 2021 compact statistics
Nuclear power plants worldwide:
2021 compact statistics
Editorial
Kernkraftwerke weltweit:
Schnellstatistik 2021
Ende 2021 waren 438 Kernkraftwerke in 33
Ländern weltweit in Betrieb. Die Zahl hat sich
im Vergleich zum Vorjahresstichtag um 4 Blöcke
verringert. Sechs Kernkraftwerksblöcke
haben den Betrieb aufgenommen, 10 Blöcke
wurden stillgelegt. Die installierte Kernkraftkapazität
ist weiterhin auf sehr hohem Niveau
mit 414 GWe brutto und 391 GWe netto. 10
neue Kernkraftwerksprojekte wurden mit
Baubeginn in Angriff genommen. 54 Anlagen
mit einer Gesamtleistung von 60 GWe brutto
und 55 GWe netto in 19 Ländern befanden
sich in Bau. Darüber hinaus befinden sich
weltweit rund 200 Kernkraftwerksblöcke in
25 Ländern in der Projektierung.
At the end of the last year 2021 (key date: 31
December 2021), nuclear power plants were
operating in 33 countries worldwide which
means that the number of country was unchanged.
(cf. Table 1). In total, 438 nuclear
power plants were operating on the key
date. This means that the number dropped
by 4 units compared to the previous year’s
number on 31 December 2020 (442). The
highest number the first start of an commercial
nuclear power plant in 1956 was in operation
in 2018 with 453 units. The gross
power output of these nuclear power plant
units amounted to around 414 GWe*, the
net power output was approximately
391 GWe. This means that the available
gross capacity and the available net capacity
dropped (minus approx. 8 GW or 2 %)
changed compared with the previous year's
numbers. The highest capacity since the first
grid connection of a commercial nuclear
power plant was available in 2018
(425,332 MWe gross, 401,177 MWe net).
Six (6) nuclear power plants started (nuclear)
operation 1 in four countries in 2021. Five
units reached initial criticality (C), were
synchronized with the grid (G) and started
commercial operation (O) for the first time
in 2021, one unit reached initial criticality in
2020 and started operation in 2021 (cf. Table
1): China: Hongyanhe 5 (PWR,
1080/1000 MW gross/net), Shidao Bay 1
(HTGR, 211/200 MW gross/net), Tianwan 6
(PWR, 1118/1000 MW gross/net); India:
Kakrapar 3 (Candu (IND), 700/640 MW
gross/net); Pakistan: Kanupp 2 (PWR,
1100/1014 MW gross/net); United Arab
Emirates: Barakah 2 (PWR, 1400/1340 MW
gross/net).
No unit resumed operation in 2021. In Japan
after the long-term shut-down of all reactors
and safety evaluations after the Fukushima
accidents in 2011 in total 9 reactors
are in active operation and additional 24
under maintenance. In total 51 reactors
were in operation and shut-down in 2011
after the Tohoku earthquake and tsunami.
Ten (10) nuclear power plant units were definitively
per manently shut-down worldwide
in six (6) countries in 2021. In Germany
the two PWR units Brokdorf (PWR,
1480/1410 MW gross/net, start op. 1986)
and Grohnde (PWR, 1430/1360 MW gross/
net, start op. 1985) and the BWR unit Gundremmingen
C (BWR, 1344/1288, start op.
1985) finished commercial operation. In
The United Kingdom three (3) unites were
shut-down: Dungeness B-1 (AGR, 615/520
MW gross/net, start op. 1985), Dungeness
B-2 (AGR, 615/520 MW gross/net, start op.
1985), Hunterston B-1 (AGR, 644/460 MW
gross/net, start op. 1976). In the following
four countries one unit each was permanently
shut down: Pakistan: Kanupp 1 (Candu,
137/90 MW gross/net, start op. 1972);
Russia: Kursk 1 (LWGR, 1000/925 MW
gross/net, start op. 1977); Taiwan, China:
Kuosheng 1 (BWR, 985/948 MW gross/net,
1981); USA: Indian Point 3 (PWR 1051/1012
MW gross/net, start op. 1976).
Ten (10) new projects (in 2020 three (3)) in
four countries started with an official announcement
and first preparations for construction
or the first concrete and further
build activities. In China six (6) additional
new build projects started with Changjiang
3, Changjiang 4, Linglong 1, Sanaocun 2,
Tianwan 7 and Xudabu 3. In India the proects
Kudankulam 5 and Kudankulam 6 are
now on the road. In Russia the BREST-
OD-300 project, a fast breeder reactor, started
and in Turkey the third nuclear power
plant project started with the Akkuyu 3 unit
(VVER-PWR, 1200 MW) at the Mediterranean
coast, about 200 kilometres south-east
of Alanya.
In total 54 reactors are under construction
worldwide in 19 countries. The total gross
capacity of this projects is about 60 GW*,
the net capacity 55 GW, in other words the
number was higher (2 units) compared to
the previous year number due to the six (6)
operation starts, ten (10) new build projects
and a final vote not to resume construction
of the two Lungmen projects in Taiwan, China.
Compared with the millennium change
1999/2000 this means that the number of
projects under construction has risen, when
30 nuclear power plants were under construction
worldwide.
In addition, there are about 200 nuclear
power plant units in 25 countries worldwide
that are in an advanced planning stage, others
are in the pre-planning phase ( status: 31
December 2021).
61 | vgbe energy journal
vgbe energy journal 4 · 2022 | 61
Nuclear power plants worldwide: 2021 compact statistics
Country
Location/
Station name
Argentina
Reactor
type
Capacity
gross
[MW]
Capacity
net
[MW]
1 st
Criticality
[Year]
Atucha 1 D2O-PWR 357 341 1974
Embalse Candu 648 600 1983
Atucha 2 D2O-PWR 745 692 2014
CAREM25 PWR 29 25 (2025)
Armenia
Metsamor 2 VVER-PWR 408 376 1980
Belarus
Belarusian 1 VVER-PWR 1 194 1 109 2020
Belarusian 2 VVER-PWR 1 194 1 109 (2022)
Bangladesh
Rooppur 1 VVER-PWR 1 200 1 080 (2023)
Rooppur 1 VVER-PWR 1 200 1 080 (2024)
Belgium
Doel 1 PWR 454 433 1975
Doel 2 PWR 454 433 1975
Doel 3 PWR 1 056 1 006 1982
Doel 4 PWR 1 090 1 039 1985
Tihange 1 PWR 1 009 962 1975
Tihange 2 PWR 1 055 1 008 1983
Tihange 3 PWR 1 094 1 046 1985
Brazil
Angra 1 PWR 640 609 1984
Angra 2 PWR 1 350 1 275 1999
Angra 3 PWR 1 300 1 245 (2023)
Bulgaria
Kozloduj 5 VVER-PWR 1 000 953 1987
Kozloduj 6 VVER-PWR 1 000 953 1989
Canada
Bruce 1 Candu 824 772 1977
Bruce 2 Candu 786 734 1977
Bruce 3 Candu 805 730 1977
Bruce 4 Candu 805 750 1979
Bruce 5 Candu 872 817 1985
Bruce 6 Candu 891 822 1984
Bruce 7 Candu 872 817 1986
Bruce 8 Candu 845 817 1987
Darlington 1 Candu 934 878 1993
Darlington 2 Candu 934 878 1990
Darlington 3 Candu 934 878 1993
Darlington 4 Candu 934 878 1993
Pickering 1 Candu 542 515 1971
Pickering 4 Candu 542 515 1973
Pickering 5 Candu 540 516 1983
Pickering 6 Candu 540 516 1984
Pickering 7 Candu 540 516 1985
Pickering 8 Candu 540 516 1986
Point Lepreau Candu 705 660 1983
China
CEFR SNR 25 20 2011
Changjiang 1 PWR 650 610 2015
Changjiang 2 PWR 650 601 2016
Daya Bay 1 PWR 984 944 1993
Daya Bay 2 PWR 984 944 1994
Fangchenggang 1 PWR 1 080 1 000 2015
Fangchenggang 2 PWR 1 088 1 000 2016
Fangjiashan 1 PWR 1 080 1 000 2014
Fangjiashan 2 PWR 1 080 1 000 2014
Fuqing 1 PWR 1 087 1 000 2014
Fuqing 2 PWR 1 087 1 000 2015
Fuqing 3 PWR 1 089 1 000 2016
Fuqing 4 PWR 1 089 1 000 2017
Fuqing 5 PWR 1 087 1 000 2020
Haiyang 1 PWR 1 180 1 100 2018
Country
Location/
Station name
Status
Status
Reactor
type
Capacity
gross
[MW]
Capacity
net
[MW]
1 st
Criticality
[Year]
Haiyang 2 PWR 1 180 1 100 2018
Hongyanhe 1 PWR 1 080 1 000 2013
Hongyanhe 2 PWR 1 080 1 000 2013
Hongyanhe 3 PWR 1 080 1 000 2014
Hongyanhe 4 PWR 1 119 1 000 2016
Hongyanhe 5 [1] PWR 1 080 1 000 2021
Ling Ao 1 PWR 990 938 2002
Ling Ao 2 PWR 990 938 2002
Ling Ao 3 PWR 1 087 1 000 2010
Ling Ao 4 PWR 1 087 1 000 2011
Ningde 1 PWR 1 087 1 000 2012
Ningde 2 PWR 1 080 1 000 2014
Ningde 3 PWR 1 080 1 000 2015
Ningde 4 PWR 1 089 1 018 2016
Qinshan 1 PWR 310 288 1992
Qinshan II-1 PWR 650 610 2002
Qinshan II-2 PWR 650 610 2004
Qinshan II-3 PWR 642 610 2010
Qinshan II-4 PWR 642 610 2011
Qinshan III-1 Candu 728 665 2002
Qinshan III-2 Candu 728 665 2003
Sanmen 1 PWR 1 180 1 100 2018
Sanmen 2 PWR 1 180 1 100 2018
Shidao Bay 1 [1] HTGR 211 200 2021
Taishan 1 PWR 1 750 1 660 2018
Taishan 2 PWR 1 750 1 660 2019
Tianwan 1 VVER-PWR 1 060 990 2005
Tianwan 2 VVER-PWR 1 060 990 2007
Tianwan 3 VVER-PWR 1 126 1 060 2017
Tianwan 4 VVER-PWR 1 126 1 060 2018
Tianwan 5 PWR 1 118 1 000 2020