vgbe energy journal 5 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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

Register Now!

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

t +49 201 8128-310

e angela.langen@vgbe.energy

ISSN 1435–3199 · K 43600 | International Edition | Publication of vgbe energy e. V.

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Betriebes vor Ort sowie von Ordnung und Sauberkeit unter Beachtung der

gesetzlichen Bestimmungen

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• Mitwirken bei der Einweisung und Kontrolle von Fremdfirmen

• Melden von Störungen und Mitwirken bei der Ursachenermittlung

• Mitwirken beim Erhalt eines sicheren und wirtschaftlichen Anlagenbetriebes

Anforderungen

• Abgeschlossene Facharbeiterausbildung im Metall-, Elektro- oder Chemiebereich

• Abgeschlossene Weiterbildung zum Kraftwerker, alternativ Kesselwärter mit

langjähriger Berufserfahrung

• Berufserfahrung im Bereich Kraftwerk vorzugsweise Kohle-/Industriekraftwerk

bzw. Erfahrung mit GuD-Anlagen

• Idealerweise Kenntnisse der Kraftwerksleittechnik Siemens SPPA-T3000

und/oder PCS7

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und -Überwachung mit Maihak MEAC2000 wünschenswert

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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

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KWS

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Campus-

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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


Ms Angela Langen

Content


Antwerp, Belgium

14 to 15 September 2022

Programme out now – check our website at www.vgbe.energy

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Programme published


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

www.vgbe.energy

t +49 201 8128-310


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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!

14 and 15 September 2022

Radisson Blu Hotel

Antwerp, Belgium

For more information please visit our new website

or contact us:


Contacts

Ines Moors

t +49 201 8128-274

e vgbe-congress@vgbe.energy

Angela Langen

t +49 201 8128-310


Preview vgbe energy journal 6 | 2022 96


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.


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.


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


MembersŃews

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.”


MembersŃews

[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)


MembersŃews

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


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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.


Anmeldung online

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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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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


MembersŃews

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-


MembersŃews

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


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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.


MembersŃews

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.


MembersŃews

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)


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)


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

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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


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-


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-


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.


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.


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



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)


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


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


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


vgbe energy service GmbH


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)


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



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(!)



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.



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



„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


nach § 11 (1a) EnWG

ENERGIE-

NETZE

BNetzA


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.


8 >

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


[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.

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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-

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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.


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

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im Kraftwerk“ als hilfreiche Vorbereitung.

Den Teilnehmenden wird darüber hinaus die Möglichkeit

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diskutieren und Fragen zu stellen.

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Dienste des vgbe energy.

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KONTAKT

Konstantin Blank

e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy

t +49 201 8128-214

Foto: © depositphotos


vgbe energy service GmbH


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;


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)



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



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.



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



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


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


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.



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


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.



60000

50000

LSTF CLO

SPACE 3.0

RELAP5/MOD3.2

450

420

40000


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)


RELAP5/MOD3.2 (Hot 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.



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)


RELAP5/MOD3.2 (Hot 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


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




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 scientifictechnical 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]



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



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.



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



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


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



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


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


fail- safe

single 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.

References

[1] Verordnung über Sicherheitsanforderungen

an die Endlagerung hochradioaktiver Abfälle

(Endlagersicherheits anforderungsver-

Cy

S

C

Cy Cy Cy

b b b

? ? ?

P P P B B B K K K K

i i i i i i i i i i

b

?

ordnung EndlSiAnfV) Referentenentwurf

vom 17.07.2019.

[2] J. Knorr, A. Kerber, Final disposal of highly

radioactive waste, Contribution to public debate,

submitted to German Repository Commission,

final report K- Drs268, June 2016.

[3] J. Knorr, A. Kerber, TRIPLE C Package – fullceramic,

multi- barrier waste container for

final deposition of high radioactive and toxic

materials in all types of host rocks (crystalline,

clay, salt), Revised Version of Handouts

for Meeting BMUB Berlin 2017-05-17,

Meeting BGE Salzgitter 2017-10-11.

[4] Decision of the Swedish Environmental

Court, 23.01.2018, Summary of the

Court‘s Statement 180123.

[5] Deutsches Kupferinstitut, Werkstoffdatenblätter

Cu-ETP, Cu-HCP und Cu OFE, Korrosionsbeständigkeit.

[6] Deutsche Edelstahlwerke, Acidur 4301,

Werkstoffdatenblatt X5CrNi18-10, 1.4301.

[7] Bundesverband der Deutschen Gießerei-

Industrie (BDG), Gusseisen mit Kugelgraphit,

Herstellung-Eigenschaften- Anwendung,

konstruieren + gießen 32 (2007)

Nr. 2, p. 69/70.

[8] Lay, L.A. Corrosion Resistance of Technical

Ceramics, National Physical Laboratory,

Teddington, Middlesex. Pub H.M.S.O.,

ISBN 0114800510, 1983.

[9] NRC Glossary (current).

[10] Proposed Strategy for Development of Regulations

Governing Disposal of High-Level

Radioactive Wastes in a Proposed

Repository at Yucca Mountain, Nevada

SECY-97-300.

[11] Mary Drouin, Brian Wagner, John Lehner,

Vinod Mubayi, Historical Review and Observations

of Defense-in-Depth NUREG/KM-

0009, April, 2016.

[12] Standortauswahlgesetz vom 5. Mai 2017

(BG Bl I S. 1074) (StandAG).

[13] H.W. Jones, Common Cause Failures and

Ultra Reliability NASA Ames Research

Center, Moffet Field, CA, 94035-0001,

20160005837.pdf.

[14] A. Kerber, J. Knorr SiC encapsulation of

high level waste for long-term immobilization,

atw International Journal for Nuclear

Power 1/2013 p. 8-13.

[15] H. Nabielek, K. Verfonderen: Integrity of

TRISO Particle Coating during Long-Term

Storage under Corrosion. EU co-funded

RAPHAEL program D-BF2.1, Jülich, March

2010.

[16] R. Moormann, K. Vervonderen, Methodik

umfassender Sicherheitsanalyse für zukünftige

HTR-Anlagenkonzepte Band 3 Spaltproduktfreisetzuing

Jül-Spez-388 Mai

1987 ISBN 343-7639.

[17] Deutsche Patentanmeldung 10 2018 114

463.6 „Verfahren zum Verbinden von

Bauteilen aus SSiC“, SiCeram GmbH, Jena-

Maua.

[18] A. Kerber, J. Knorr, Silicon carbide – the

most promising container material for deposition

of high radioactive nuclear waste, paper

submitted April 2020 to 4th Sino-German

Workshop for Radioactive Waste

Management, Hannover, Germany, October

21th – 23th, 2020.

[19] J. Knorr, A. Kerber, Ableitung elementarer

Auslegungs kriterien für SSiC-Behälter, Si-

Ceram GmbH, interner Bericht, Jena-

Maua, März 2020.

[20] Y.-N. Zhao, H. Konietzky, J. Knorr, A. Kerber,

Preliminary study on geomechanical



aspects of SiC canisters, Adv. Geosci., 45,

63-72, 2018.

[21] A. Kerber, J. Knorr, „Triple C – the host rock

adaptable container concept for disposal of

high radioactive waste“, GMK 47, Nov. 16,

2018, p. 157-168.

[22] CARBOCON GmbH World Trade Center

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


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).



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




Pickering 1 Candu 542 515 1971






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 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

vgbe energy journal 5 (2022) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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