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 

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Programme published 

vgbe Congress 2022 

ANTWERP | BELGIUM | 14–15 SEPTEMBER 2022 

RADISSON BLU HOTEL 

TRIPLE C waste 

container 

Operating experience from 

ageing events 

in NPP 

Assessment of loss 

of shutdown cooling system 

accident 

www.vgbe.energy 

Ms Angela Langen 

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e angela.langen@vgbe.energy 

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

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• Durchführen von Kontrollgängen und Überwachen des bestimmungsgemäßen 

Betriebes vor Ort sowie von Ordnung und Sauberkeit unter Beachtung der 

gesetzlichen Bestimmungen 

• Durchführen bzw. Mitwirken beim Freischalten und Normalisieren 

• Mitwirken bei der Einweisung und Kontrolle von Fremdfirmen 

• Melden von Störungen und Mitwirken bei der Ursachenermittlung 

• Mitwirken beim Erhalt eines sicheren und wirtschaftlichen Anlagenbetriebes 

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langjähriger Berufserfahrung 

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bzw. Erfahrung mit GuD-Anlagen 

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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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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 


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 


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 

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14 and 15 September 2022 

Radisson Blu Hotel 


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 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 


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 


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 


MembersŃews 

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 

MembersŃews 

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 

KONTAKTE 

FACHLICHE KOORDINATION 

Anna-Maria Mika 

t +49 201 8128 268 

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy 

TEILNEHMER 

Diana Ringhoff 

t +49 201 8128 232 

e vgbe-dampfturb@vgbe.energy 

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vgbe energy e. V. 

Deilbachtal 173 | 45257 Essen | 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 


MembersŃews 

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 


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 


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 


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 


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. 



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: 

–– 


–– 

USA: 17 

–– 

Frankreich: 11 

–– 


–– 

Ukraine: 8 

April 2022: 

–– 


–– 


–– 

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 

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[12] https://www.spiegel.de/netzwelt/netzpol 

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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 


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 

Seminare „Wasseraufbereitung“ und „Chemie im 

Wasser-Dampf- Kreislauf“ dient „Basics Wasserchemie 

im Kraftwerk“ als hilfreiche Vorbereitung. 

Den Teilnehmenden wird darüber hinaus die Möglichkeit 

geboten, spezifische Probleme ihrer Anlagen zu 

diskutieren und Fragen zu stellen. 

Profitieren Sie durch Ihre Teilnahme am Seminar „Basics 

Wasserchemie im Kraftwerk“* von den langjährigen 

Erfahrungen der Mitarbeitenden der Technischen 

Dienste des vgbe energy. 


https://t1p.de/7ooby (Shortlink) 

KONTAKT 


e vgbe-wasserdampf@vgbe.energy 

t +49 201 8128-214 

Foto: © depositphotos 





45257 Essen | 


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 


31 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 


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 


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 


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 




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. 


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) 



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 


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 



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. 


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 


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 

51 | vgbe energy journal 



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 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 



fail- safe 



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 


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.” 


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). 

61 | vgbe energy journal 



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 








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 

Tianwan 6 [1] PWR 1 118 1 000 2021 

Yangjiang 1 PWR 1 080 1 000 2013 

Yangjiang 2 PWR 1 080 1 000 2015 

Yangjiang 3 PWR 1 080 1 000 2015 

Yangjiang 4 PWR 1 086 1 000 2016 

Yangjiang 5 PWR 1 080 1 000 2018 

Yangjiang 6 PWR 1 080 1 000 2019 

Changjiang 3 [2] PWR 1 170 1 090 (2028) 

Changjiang 4 [2] PWR 1 170 1 090 (2029) 

Fangchenggang 3 PWR 1 080 1 000 (2022) 

Fangchenggang 4 PWR 1 080 1 000 (2023) 

Fuqing 6 PWR 1 087 1 000 (2022) 

Hongyanhe 6 PWR 1 080 1 000 (2022) 

Linglong 1 [2] PWR 100 125 (2028) 

Sanaocun 1 PWR 1 210 1 117 (2027) 

Sanaocun 2 [2] PWR 1 210 1 117 (2028) 

Taipingling 1 PWR 1 200 1 116 (2024) 

Taipingling 2 PWR 1 200 1 116 (2025) 

Tianwan 7 [2] PWR 1 265 1 171 (2028) 

Xiapu FBR 682 642 (2023) 

Xudabu 3 [2] PWR 1 274 1 200 (2028) 

Zhangzhou 1 PWR 1 212 1 126 (2024) 

Zhangzhou 2 PWR 1 212 1 126 (2025) 

Czech Republic 

Dukovany 1 VVER-PWR 500 473 1985 




Temelín 1 VVER-PWR 1 077 1 027 1999 

Temelín 2 VVER-PWR 1 056 1 006 2002 

Finland 

Loviisa 1 VVER-PWR 520 496 1977 

Loviisa 2 VVER-PWR 520 496 1981 



Country 

Location/ 

Station name 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Olkiluoto 1 BWR 890 860 1979 

Olkiluoto 2 BWR 890 860 1982 

Olkiluoto 3 PWR 1 600 1 510 (2022) 

France 

Belleville 1 PWR 1 363 1 310 1987 

Belleville 2 PWR 1 363 1 310 1988 

Blayais 1 PWR 951 910 1981 

Blayais 2 PWR 951 910 1982 

Blayais 3 PWR 951 910 1983 

Blayais 4 PWR 951 910 1983 

Bugey 2 PWR 945 910 1978 

Bugey 3 PWR 945 910 1978 

Bugey 4 PWR 917 880 1979 

Bugey 5 PWR 917 880 1979 

Cattenom 1 PWR 1 362 1 300 1986 

Cattenom 2 PWR 1 362 1 300 1987 

Cattenom 3 PWR 1 362 1 300 1990 

Cattenom 4 PWR 1 362 1 300 1991 

Chinon B-1 PWR 954 905 1982 

Chinon B-2 PWR 954 905 1983 

Chinon B-3 PWR 954 905 1986 

Chinon B-4 PWR 954 905 1987 

Chooz B-1 PWR 1 560 1 500 1996 

Chooz B-2 PWR 1 560 1 500 1997 

Civaux 1 PWR 1 561 1 495 1997 

Civaux 2 PWR 1 561 1 495 1999 

Cruas Meysse 1 PWR 956 915 1983 




Dampierre 1 PWR 937 890 1980 




Flamanville 1 PWR 1 382 1 330 1985 

Flamanville 2 PWR 1 382 1 330 1986 

Golfech 1 PWR 1 363 1 310 1990 

Golfech 2 PWR 1 363 1 310 1993 

Gravelines B-1 PWR 951 910 1980 




Gravelines C-5 PWR 951 910 1984 

Gravelines C-6 PWR 951 910 1985 

Nogent 1 PWR 1 363 1 310 1987 

Nogent 2 PWR 1 363 1 310 1988 

Paluel 1 PWR 1 382 1 330 1984 

Paluel 2 PWR 1 382 1 330 1984 

Paluel 3 PWR 1 382 1 330 1985 

Paluel 4 PWR 1 382 1 330 1986 

Penly 1 PWR 1 382 1 330 1990 

Penly 2 PWR 1 382 1 330 1992 

St. Alban 1 PWR 1 381 1 335 1986 

St. Alban 2 PWR 1 381 1 335 1987 

St. Laurent B-1 PWR 956 915 1981 

St. Laurent B-2 PWR 956 915 1981 

Tricastin 1 PWR 955 915 1980 




Flamanville 3 PWR 1 600 1 510 (2023) 

Germany 

Emsland PWR 1 406 1 335 1988 

Isar 2 PWR 1 485 1 410 1988 

Country 

Location/ 

Station name 

Status 

Status 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Neckarwestheim II PWR 1 400 1 310 1989 

Brokdorf [6] PWR 1 480 1 410 1986 

Grohnde [6] PWR 1 430 1 360 1985 

Gundremmingen C [6] BWR 1 344 1 288 1985 

Hungary 

Paks 1 VVER-PWR 500 470 1983 

Paks 2 VVER-PWR 500 473 1984 

Paks 3 VVER-PWR 500 473 1986 

Paks 4 VVER-PWR 500 473 1987 

India 

Kaiga 1 Candu (IND) 220 202 2001 




Kakrapar 1 Candu (IND) 220 202 1993 

Kakrapar 2 Candu (IND) 220 202 1995 

Kakrapar 3 [1] Candu (IND) 700 640 2021 

Kudankulam 1 VVER-PWR 1 000 917 2013 

Kudankulam 2 VVER-PWR 1 000 917 2016 

Madras Kalpakkam 1 Candu (IND) 220 205 1984 

Madras Kalpakkam 2 Candu (IND) 220 205 1986 

Narora 1 Candu (IND) 220 202 1992 

Narora 2 Candu (IND) 220 202 1991 

Rajasthan 1 Candu 100 90 1973 

Rajasthan 2 Candu 200 187 1981 

Rajasthan 3 Candu (IND) 220 202 1999 




Tarapur 1 BWR 160 150 1969 

Tarapur 2 BWR 160 150 1969 

Tarapur 3 Candu (IND) 540 490 2006 

Tarapur 4 Candu (IND) 540 490 2005 

Kakrapar 4 Candu (IND) 700 640 (2022) 

PFBR (Kalpakkam) SNR 500 470 (2024) 

Kudankulam 3 VVER-PWR 1 000 917 (2023) 

Kudankulam 4 VVER-PWR 1 000 917 (2023) 

Kudankulam 5 [2] VVER-PWR 1 000 917 (2028) 

Kudankulam 6 [2] VVER-PWR 1 000 917 (2029) 

Rajasthan 7 Candu (IND) 700 630 (2023) 

Rajasthan 8 Candu (IND) 700 630 (2024) 

Iran 

Bushehr 1 VVER-PWR 1 000 953 2011 

Bushehr 2 VVER-PWR 1 127 1 057 (2025) 

Japan 

Genkai 3 PWR 1 180 1 127 1994 

Genkai 4 PWR 1 180 1 127 1997 

Hamaoka 3 BWR 1 100 1 056 1987 

Hamaoka 4 BWR 1 137 1 092 1993 

Hamaoka 5 BWR 1 267 1 216 2004 

Higashidori 1 BWR 1 100 1 067 2005 

Ikata 3 PWR 890 846 1994 

Kashiwazaki Kariwa 1 BWR 1 100 1 067 1985 







Mihama 3 PWR 826 781 1976 

Ohi 3 PWR 1 180 1 127 1991 

Ohi 4 PWR 1 180 1 127 1993 

Onagawa 1 BWR 524 496 1984 

Onagawa 2 BWR 825 796 1995 



Country 

Location/ 

Station name 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Sendai 1 PWR 890 846 1984 

Sendai 2 PWR 890 846 1985 

Shika 1 BWR 540 505 1993 

Shika 2 BWR 1 358 1 304 2005 

Shimane 2 BWR 820 791 1989 

Takahama 1 PWR 826 780 1974 

Takahama 2 PWR 826 780 1975 

Takahama 3 PWR 870 830 1985 

Takahama 4 PWR 870 830 1985 

Tokai 2 BWR 1 100 1 067 1978 

Tomari 1 PWR 579 550 1989 

Tomari 2 PWR 579 550 1991 

Tomari 3 PWR 912 866 2009 

Tsuruga 2 PWR 1 160 1 115 1986 

Shimane 3 BWR 1 375 1 325 (2024) 

Ohma BWR 1 385 1 325 (2025) 

Korea (Republic) 

Kori 2 PWR 676 639 1983 

Kori 3 PWR 1 042 1 003 1985 

Kori 4 PWR 1 041 1 001 1986 

Shin Kori 1 PWR 1 048 996 2010 

Shin Kori 2 PWR 1 045 993 2011 

Shin Kori 3 PWR 1 400 1 340 2016 

Shin Kori 4 PWR 1 400 1 340 2019 

Hanul 1 PWR 1 003 960 1988 

Hanul 2 PWR 1 008 962 1989 

Hanul 3 PWR 1 050 994 1998 

Hanul 4 PWR 1 053 998 1998 

Hanul 5 PWR 1 051 996 2003 

Hanul 6 PWR 1 051 996 2004 

Wolsong 2 Candu 678 653 1997 



Shin Wolsong 1 PWR 1 043 991 2012 

Shin Wolsong 2 PWR 1 000 960 2015 

Hanbit 1 PWR 996 953 1986 

Hanbit 2 PWR 993 945 1987 

Hanbit 3 PWR 1 050 997 1995 

Hanbit 4 PWR 1 049 997 1996 

Hanbit 5 PWR 1 053 997 2001 

Hanbit 6 PWR 1 052 995 2002 

Shin Kori 5 PWR 1 400 1 340 (2022) 

Shin Kori 6 PWR 1 400 1 340 (2024) 

Shin Hanul 1 PWR 1 400 1 340 (2022) 

Shin Hanul 2 PWR 1 400 1 340 (2023) 

Mexico 

Laguna Verde 1 BWR 820 765 1990 

Laguna Verde 2 BWR 820 765 1995 

Netherlands 

Borssele PWR 515 482 1973 

Pakistan 

Chasnupp 1 PWR 325 300 2000 

Chasnupp 2 PWR 325 300 2011 

Chasnupp 3 PWR 340 315 2016 

Chasnupp 4 PWR 340 315 2017 

Kanupp 2 [1] PWR 1 100 1 014 2021 

Kanupp 1 [6] Candu 137 90 1972 

Kanupp 3 PWR 1 100 1 014 (2022) 

Romania 

Cernavoda 1 Candu 706 650 1996 

Cernavoda 2 Candu 706 655 2007 

Russia 

Akademik Lomonosov 1 PWR 40 35 2019 

Akademik Lomonosov 2 PWR 40 35 2019 

Country 

Location/ 

Station name 

Status 

Status 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Balakovo 1 VVER-PWR 1 000 953 1986 




Beloyarsky 3 FBR 600 560 1981 

Beloyarsky 4 FBR 800 750 2014 

Bilibino 2 LWGR 12 11 1975 



Kalinin 1 VVER-PWR 1 000 953 1985 




Kola 1 VVER-PWR 440 411 1973 

Kola 2 VVER-PWR 440 411 1975 

Kola 3 VVER-PWR 440 411 1982 

Kola 4 VVER-PWR 440 411 1984 

Kursk 2 LWGR 1 000 925 1979 

Kursk 3 LWGR 1 000 925 1984 

Kursk 4 LWGR 1 000 925 1986 

Leningrad 3 LWGR 1 000 925 1980 

Leningrad 4 LWGR 1 000 925 1981 

Leningrad II-1 VVER-PWR 1 187 1 085 2018 

Leningrad II-2 VVER-PWR 1 170 1 085 2020 

Novovoronezh 4 VVER-PWR 417 385 1973 

Novovoronezh 5 VVER-PWR 1 000 953 1981 

Novovoronezh II-1 VVER-PWR 1 000 955 2016 

Novovoronezh II-2 VVER-PWR 1 000 955 2019 

Rostov 1 VVER-PWR 1 000 953 2001 




Smolensk 1 LWGR 1 000 925 1983 

Smolensk 2 LWGR 1 000 925 1985 

Smolensk 3 LWGR 1 000 925 1990 

Kursk 1 [6] LWGR 1 000 925 1977 

Baltic 1 (Kaliningrad) VVER-PWR 1 170 1 080 (2024) 

Kursk II-1 VVER-PWR 1 255 1 175 (2024) 

Kursk II-2 VVER-PWR 1 255 1 175 (2025) 

BREST-OD-300 [2] FBR 320 300 (2028) 

Slovakia 

Bohunice 3 VVER-PWR 505 472 1985 

Bohunice 4 VVER-PWR 505 472 1985 

Mochovce 1 VVER-PWR 470 436 1998 

Mochovce 2 VVER-PWR 470 436 1999 

Mochovce 3 VVER-PWR 440 408 (2022) 

Mochovce 4 VVER-PWR 440 408 (2023) 

Slovenia 

Krsko PWR 727 696 1983 

South Africa 

Koeberg 1 PWR 970 930 1984 

Koeberg 2 PWR 970 930 1985 

Spain 

Almaraz 1 PWR 1 049 1 011 1981 

Almaraz 2 PWR 1 044 1 006 1983 

Ascó 1 PWR 1 033 995 1984 

Ascó 2 PWR 1 027 997 1985 

Cofrentes BWR 1 092 1 064 1985 

Trillo 1 PWR 1 066 1 002 1988 

Vandellos 2 PWR 1 087 1 045 1987 

Sweden 

Forsmark 1 BWR 1 022 984 1980 

Forsmark 2 BWR 1 158 1 120 1981 

Forsmark 3 BWR 1 212 1 170 1985 



Country 

Location/ 

Station name 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Oskarshamn 3 BWR 1 450 1 400 1985 

Ringhals 3 PWR 1 117 1 064 1981 

Ringhals 4 PWR 990 940 1983 

Switzerland 

Beznau 1 PWR 380 365 1969 

Beznau 2 PWR 380 365 1972 

Gösgen PWR 1 060 1 010 1979 

Leibstadt BWR 1 275 1 220 1984 

Taiwan, China 

Kuosheng 2 BWR 985 948 1983 

Maanshan 1 PWR 951 890 1984 

Maanshan 2 PWR 951 890 1985 

Kuosheng 1 [6] BWR 985 948 1981 

Turkiye 

Akkuyu 1 VVER-PWR 1 200 1 114 (2023) 

Akkuyu 2 VVER-PWR 1 200 1 114 (2025) 

Akkuyu 3 [2] VVER-PWR 1 200 1 114 (2027) 

United Arab Emirates 

Barakah 1 PWR 1 400 1 340 2020 

Barakah 2 [1] PWR 1 400 1 340 2021 

Barakah 3 PWR 1 400 1 340 (2022) 

Barakah 4 PWR 1 400 1 340 (2023) 

United Kingdom 

Hartlepool-1 AGR 655 595 1984 

Hartlepool-2 AGR 655 585 1985 

Heysham I-1 AGR 625 585 1984 

Heysham I-2 AGR 625 575 1985 

Heysham II-1 AGR 682 595 1988 

Heysham II-2 AGR 682 595 1989 

Hinkley Point B-1 AGR 655 610 1976 

Hinkley Point B-2 AGR 655 610 1977 

Hunterston B-2 AGR 644 430 1977 

Sizewell B PWR 1 250 1 191 1995 

Torness Point 1 AGR 682 595 1988 

Torness Point 2 AGR 682 595 1989 

Dungeness B-1 [6] AGR 615 520 1985 

Dungeness B-2 [6] AGR 615 520 1986 

Hunterston B-1 [6] AGR 644 460 1976 

Hinkley Point C-1 PWR 1 720 1 630 (2025) 

Hinkley Point C-2 PWR 1 720 1 630 (2026) 

Ukraine 

Khmelnitski 1 VVER-PWR 1 000 950 1985 

Khmelnitski 2 VVER-PWR 1 000 950 2004 

Rovno 1 VVER-PWR 402 363 1981 

Rovno 2 VVER-PWR 416 377 1982 

Rovno 3 VVER-PWR 1 000 950 1987 

Rovno 4 VVER-PWR 1 000 950 2004 

Zaporozhe 1 VVER-PWR 1 000 950 1985 






South Ukraine 1 VVER-PWR 1 000 950 1983 



USA 

Arkansas Nuclear One 1 PWR 969 903 1974 

Arkansas Nuclear One 2 PWR 1 006 943 1980 

Beaver Valley 1 PWR 955 923 1976 

Beaver Valley 2 PWR 957 923 1987 

Braidwood 1 PWR 1 289 1 225 1988 

Braidwood 2 PWR 1 289 1 225 1988 

Browns Ferry 1 BWR 1 200 1 152 1974 

Country 

Location/ 

Station name 

Status 

Status 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 



Brunswick 1 BWR 1 074 1 002 1977 

 

Brunswick 2 BWR 1 075 1 002 1975 

 

Byron 1 PWR 1 307 1 225 1985 

 

Byron 2 PWR 1 304 1 225 1987 

Callaway PWR 1 316 1 236 1985 

Calvert Cliffs 1 PWR 935 918 1975 

Calvert Cliffs 2 PWR 939 911 1977 

Catawba 1 PWR 1 286 1 205 1985 

Catawba 2 PWR 1 286 1 205 1986 

Clinton 1 BWR 1 175 1 138 1987 

Comanche Peak 1 PWR 1 283 1 215 1990 

Comanche Peak 2 PWR 1 283 1 215 1993 

Donald Cook 1 PWR 1 266 1 152 1975 

Donald Cook 2 PWR 1 210 1 133 1978 

Columbia (WNP 2) BWR 1 244 1 200 1984 

Cooper BWR 844 801 1974 

Davis Besse 1 PWR 971 925 1978 

Diablo Canyon 1 PWR 1 236 1 159 1985 

Diablo Canyon 2 PWR 1 246 1 164 1985 

Dresden 2 BWR 1 057 1 009 1970 

Dresden 3 BWR 1 057 1 009 1971 

Farley 1 PWR 933 888 1977 

Farley 2 PWR 934 888 1981 

Fermi 2 BWR 1 317 1 217 1988 

FitzPatrick BWR 918 882 1975 

Ginna PWR 713 614 1970 

Grand Gulf 1 BWR 1 516 1 440 1985 

Hatch 1 BWR 891 857 1974 

Hatch 2 BWR 905 865 1979 

Hope Creek 1 BWR 1 360 1 291 1986 

La Salle 1 BWR 1 242 1 170 1984 

La Salle 2 BWR 1 238 1 170 1984 

Limerick 1 BWR 1 203 1 139 1986 

Limerick 2 BWR 1 199 1 139 1990 

McGuire 1 PWR 1 358 1 220 1981 

McGuire 2 PWR 1 358 1 220 1984 

Millstone 2 PWR 946 91 0 1975 

Millstone 3 PWR 1 308 1 253 1986 

Monticello BWR 734 685 1971 

Nine Mile Point 1 BWR 671 642 1969 

Nine Mile Point 2 BWR 1 302 1 259 1988 

North Anna 1 PWR 1 035 980 1978 

North Anna 2 PWR 1 033 980 1980 

Oconee 1 PWR 955 887 1973 

Oconee 2 PWR 955 887 1974 

Oconee 3 PWR 961 893 1974 

Palisades PWR 870 812 1971 

Palo Verde 1 PWR 1 528 1 403 1986 

Palo Verde 2 PWR 1 524 1 403 1988 

Palo Verde 3 PWR 1 524 1 403 1986 

Peach Bottom 2 BWR 1 233 1 160 1974 

Peach Bottom 3 BWR 1 233 1 160 1974 

Perry 1 BWR 1 397 1 312 1987 

Point Beach 1 PWR 696 643 1970 

Point Beach 2 PWR 696 643 1972 

Prairie Island 1 PWR 642 593 1973 

Prairie Island 2 PWR 641 593 1974 

Quad Cities 1 BWR 1 061 1 009 1973 

Quad Cities 2 BWR 1 061 1 009 1973 

RiverBend 1 BWR 1 073 1 036 1986 

Robinson 2 PWR 855 769 1971 

Salem 1 PWR 1 276 1 170 1977 



Country 

Location/ 

Station name 

Status 

Reactor 

type 

Capacity 

gross 

[MW] 

Capacity 

net 

[MW] 

1 st 

Criticality 

[Year] 

Salem 2 PWR 1 303 1 170 1981 

Seabrook 1 PWR 1 330 1 242 1990 

Sequoyah 1 PWR 1 259 1 221 1981 

Sequoyah 2 PWR 1 279 1 221 1982 

Shearon Harris 1 PWR 983 951 1987 

South Texas 1 PWR 1 410 1 354 1988 

South Texas 2 PWR 1 410 1 354 1989 

St. Lucie 1 PWR 1 122 1 080 1976 

St. Lucie 2 PWR 1 135 1 080 1983 

Virgil C. Summer PWR 1 071 1 030 1984 

Surry 1 PWR 900 848 1972 

Surry 2 PWR 900 848 1973 

Susquehanna 1 BWR 1 374 1 298 1983 

Susquehanna 2 BWR 1 374 1 298 1985 

Turkey Point 3 PWR 885 835 1972 

Turkey Point 4 PWR 885 835 1973 

Vogtle 1 PWR 1 223 1 160 1987 

Vogtle 2 PWR 1 226 1 160 1989 

Waterford 3 PWR 1 250 1 200 1985 

Watts Bar 1 PWR 1 370 1 270 1996 

Watts Bar 2 PWR 1 240 1 180 2016 

Wolf Creek PWR 1 351 1 268 1984 

Indian Point 3 [6] PWR 1 051 1 012 1976 

Vogtle 3 PWR 1 080 1 000 (2024) 

Vogtle 4 PWR 1 080 1 000 (2025) 

1) Start of nuclear operation (first criticality: C, first grid connection: G, commercial 

operation: O): 6 units in 4 countries in 2021: 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). 

2) Start of construction (first concrete or official announcement and first preparations 

for construction), 10 units 4 countries in 2021: Changjiang 3, Changjiang 

4, Linglong 1, Sanaocun 2, Tianwan 7 and Xudabu 3. India: Kudankulam 5 and 

Kudankulam 6. Russia: BREST-OD-300. Turkey: Akkuyu 3. 

3) Project under construction (finally) cancelled: none. 

4) Resumed operation: none. 

5) Nuclear power plant taken in long-term shut-down: none. 

6) Nuclear power plants permanently shut-down: 10 units in 6 countries in 2021: 

Germany: Brokdorf (PWR, 1480/1410 MW gross/net, start op. 1986), Grohnde 

(PWR, 1430/1360 MW gross/net, start op. 1985) and Gundremmingen C 

(BWR, 1344/1288, start op. 1985) . United Kingdom: 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). 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). 

(All capacity data in MWe gross/net, nameplate) 

AGR: Advanced Gas-cooled Reactor, BWR: Boiling water reactor, Candu: CANada 

Deuterium Uranium reactor (IND: Indian type), D2O-PWR: heavy water 

moderated, pressurised water reactor, PWR: pressurised water reactor, GGR: 

gas-graphite reactor, LWGR/GLWR: light water cooled graphite moderated reactor 

(Russian type RBMK), FBWR: advanced boiling water reactor, FBR: fast 

breeder reactor 


Monitoring, limiting and protection devices 

on steam turbine plants 

(Formerly VGB-R 103e) 

VGB-S-103-00-2020-02-EN (VGB-S-103-00-2020-02-DE, German edition) 

DIN A4, Print/eBook, 84 Pages, Price for VGB-Members € 180.–, Non-Members € 270.–, + Shipping & VAT 

This standard is addressed to manufacturers, service providers and operators of steam turbine plants 

and is intended in particular to assist operators in equipping their steam turbine plants. 

The safe operation of steam turbines makes great demands on monitoring, limiting and protection 

devices. 

In order to keep pace with the rapid development in this field, the Technical Guideline “Monitoring, 

Safety and Protective Equipment on Steam Turbine Plants” issued by the VDEW in 1967 was last revised 

in 1998 by the VGB Working Group “Turbine Operation” in the Technical Committee “Steam Turbines 

and Steam Turbine Operation”. 


Monitoring, limiting 

and protection devices 

on steam turbine systems 

(formerly VGB-R 103e) 

VGB-S-103-00-2020-02-EN 

After many years of good experience with the application of this VGB Guideline, a revision of the 

Guideline became necessary with the transfer of the Guideline into VGB-Standard VGB-S-103, especially 

due to the changes in the design of monitoring, safety and protection equipment caused by digitalisation. It should be considered 

on a case-by-case basis whether this guideline is to be applied in a meaningful way for older steam turbine plants. It therefore also 

contains information on retrofitting 

options. 

Each turbine plant shall be equipped with monitoring, limiting and protection devices that allow a safe assessment of the condition 

of the steam turbine plant at any time or detect and eliminate unacceptable operating conditions or shut down the corresponding 

plant components in case of danger. 

In an effort to operate turbine plants optimally and to protect them from disturbances, operational failures and damage, the operator 

of steam turbine plants shall decide for himself to what extent the standard monitoring, safety and control equipment provided 

meets his operational requirements. When equipping the turbine plant with I&C equipment, however, one should consider to what 

extent the operating personnel can be relieved or even completely replaced in order to eliminate human inadequacies in the operation, 

monitoring or securing of the steam turbine plant. 

In this VGB-Standard, the definitions and general aspects of monitoring, limiting and protection devices are dealt with in an introductory 

section. Criteria groups and error possibilities, measures to limit the error possibilities and designs of redundant systems are 

specified. The further enumerations then explain the tasks to be performed by the various bodies. 

The requirements of VDMA 4315 (application of the principles of functional safety) and a life cycle record (functional safety) and 

scope of testing of the protective circuits were also considered and taken into account. 

Finally, overview tables show the purpose, measuring location, type of task and the inspection intervals of the individual facilities. 

* 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: Operating results 2021 

Operating results 2021 

In 2021 the six (6) German nuclear power plants generated 69.13 

billion kilowatt hours (kWh) of electricity gross. The three plants 

Brokdorf KBR (1,480 MWe gross), Grohnde KWG (1,430 MWe 

gross) and Gundremmingen KRB C (1,344 MWe gross) with an total 

capacity of 4,254 MWe gross ceased operation at the end of 

2021, on 31 December 2021 24:00 h at latest, due to the revision of 

the German Atomic Energy Act in the political aftermath of the accidents 

in Fukushima, Japan, in 2011. The six nuclear power plants 

in operation during the year 2021 contributed to electricity production 

with an electric gross output of 8,545 MWe. 

All six nuclear power plants in operation in 2021 achieved results 

with a gross production greater than 11 billion kilowatt hours, two 

power plants produced more than 12 billion kilowatt hours. 

Additionally the Isar 2 and the Brokdorf unit achieved two of the 

world’s ten best production results of gross generation in 2021 (“Top 

Ten”, Isar 2: third place, Brokdorf: fourth place. First place: Grand 

Gulf 1, USA, 12.2 billion kWh, second place: Palo Verde 1, USA, 

12.1 billion kWh). 

Worldwide, again, as in 2020, 43 nuclear power plant units 

achieved production results of more than 10 billion kilowatt hours 

gross in the year 2021. 

At the end of 2021, 438 reactor units were in operation in 33 countries 

worldwide and 54 were under construction in 16 countries. The 

share of nuclear power in world electricity production was around 

10 %. German nuclear power plants have been occupying top spots in 

electricity production for decades thus providing an impressive 

demonstration of their efficiency, availability and reliability. 

Additionally German nuclear power plants are leading with their 

lifetime electricity production. The Brokdorf, Emsland, Grohnde, 

Gundremmingen C, Isar 2 and Neckarwestheim II nuclear power 

plant have produced more than 360 billion kilowatt hours since their 

first criticality, the Grohnde plant even is the first nuclear power plant 

that generated more than 400 billion kilowatt hours. 

Operating results of nuclear power plants in Germany 2020 and 2021 

Nuclear power plant 

Rated power 

in 2021 

Gross electricity 

generation 

in MWh 

Availability 

factor* 

in % 

Energy availability 

factor** 

in % 

gross 

in MWe 

net 

in MWe 

2020 2021 2020 2021 2020 2021 

Brokdorf KBR 1,480 1,410 10,552,306 12,032,352 90.72 100.00 80.86 92.59 

Emsland KKE 1,406 1,335 11,410,500 11,356,583 95.44 95.44 93.76 95.37 

Grohnde KWG 1,430 1,360 10,485,503 11,093,346 94.80 92.70 94.50 92.50 

Gundremmingen KRB C 1,344 1,288 9,154,214 11,428,585 79.40 99.90 77.70 99.70 

Isar KKI 2 1,485 1,410 11,666,574 12,068,285 93.16 94.79 92.99 94.62 

Neckarwestheim GKN II 1,400 1,310 11,113,300 11,151,300 92.68 92.36 92.62 92.32 

Total (in 2020 and 2021) 8,545 8,113 64,382,397 69,130,451 90.61 95.85 88.63 94.50 

* Availability factor (time availability factor) kt = tN/tV: The time availability factor kt is the quotient 

of available time of a plant (tV) and the reference period (tN). The time availability factor is a degree 

for the deployability of a power plant. 

** Energy availability factor kW = WV/WN: The energy availability factor kW is the quotient of available 

energy of a plant (WV ) and the nominal energy (WN). The nominal energy WN is the product of nominal 

capacity and reference period. This variable is used as a reference variable (100 % value) for availability 

considerations. The available energy WV is the energy which can be generated in the reference period 

due to the technical and operational condition of the plant. Energy availability factors in excess of 100 % 

are thus impossible, as opposed to energy utilisation. 

*** Inclusive of round up/down, rated power in 2021. 

**** The Philippsburg KKP 2 nuclear power plant was permanently shutdown on 31 December 2020 

due to the revision of the German Atomic Energy Act in 2011. 

All data in this report as of 31 March 2022 



Brokdorf 

Operating sequence in 2021 

Electrical output in % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

January February March April May June July August September October November December 

100The 

Brokdorf nuclear power plant (KBR) was online for a total of 

8,760 operating hours in 2021 with a capacity factor of 99.4 %. Gross 

generation 80 for the reporting year was 12,032 GWh. 

No plant overhauls or refuelling took place in the 2021 operating 

year. 60 

40 

Planned shutdowns 

20 

On 31 December 2021 24:00 hrs, KBR’s authorisation for power 

operation, as stipulated in the revised Atomic Energy Act (2011), 

0 

expired. At the same time, the 33 rd operating cycle ended after 

434 operating days with the shutdown of the plant. The turbo 

generator 100 set was taken off the grid at 23:59 on 31 December 

2021. 

80 

Unplanned 60 shutdowns and reactor/turbine trip 

None. 

40 

Power reductions above 10 % and longer than for 24 h 

20 

None. 

0 

Delivery of fuel elements 

None. 

Waste management status 

By the Positionierung: 

end of the year 2021 35 loaded CASTOR © cask were located 

at the on-site intermediate storage Brokdorf. 

Bezug, links, unten 

X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 

VGB: HKS6K 30 % 

atw: 100 60 0 0 



Operating data 

Review period 2021 

Plant operator: PreussenElektra GmbH 

Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (80 %), 

Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH (20 %) 

Plant name: Kernkraftwerk Brokdorf (KBR) 

Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Brokdorf, 

25576 Brokdorf, Germany 

Phone: 04829 752560, Telefax: 04829 511 

Web: www.preussenelektra.de 

First synchronisation: 10-14-1986 

Date of commercial operation: 12-22-1986 

Design electrical rating (gross): 

1,480 MW 

Design electrical rating (net): 

1,410 MW 

Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 

The following operating results were achieved: 

Operating period, reactor: 

8,760 h 

Gross electrical energy generated in 2021: 12,032,352 MWh 

Net electrical energy generated in 2021: 11,436,585 MWh 

Gross electrical energy generated since 

first synchronisation until 12-31-2021: 

383,305,680 MWh 

Net electrical energy generated since 


364,336,660 MWh 

Availability factor in 2021: 100.00 % 

Availability factor since 

date of commercial operation: 90.09 % 

Capacity factor 2021: 92.59 % 

Capacity factor since 


Downtime 

(schedule and forced) in 2021: 0.00 % 

Number of reactor scrams 2021: 0 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

Availability factor in % 

Capacity factor in % 

93 

93 

2014 

93 

93 

44 

90 

78 

93 93 52 91 88 

2015 2016 2017 2018 2019 

Collective radiation dose of own 

and outside personnel in Sv 

81 

91 

2020 

93 

100 

2021 

Licensed annual emission limits in 2021: 

Emission of noble gases with plant exhaust air: 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 

Emission of nuclear fission and activation products 

with plant waste water (excluding tritium): 

1.0 · 10 15 Bq 

6.0 · 10 9 Bq 

5.55 · 10 10 Bq 

9 

8 

7 

Proportion of licensed annual emission limits 

for radioactive materials in 2021 for: 

Emission of noble gases with plant exhaust air: 0.06 % 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 0.00 % 


with plant waste water (excluding tritium): 0.0000 % 

Collective dose: 

0.006 Sv 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.17 

2014 

0.14 

2015 

0.14 

2016 

0.13 

2017 

0.14 

2018 

0.16 

2019 

0.13 0.01 

2020 2021 



Emsland 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

100 

80 

60 

40 

20 

0 


100 

Apart from the 16.6 days refueling outage the Emsland nuclear 

power 80 plant had been operating uninterrupted and mainly at full 

load during the review period 2021. Producing a gross power 

generation 60 of 11,356,583 MWh with a capacity factor of 95.37 % 

the power plant achieved a very good operating result. 

40 


34 

20 rd Refueling and 33 rd overall maintenance outage: 

The annual outage was scheduled for the period 30 April to 17 

0 

May. The outage took 16.6 days from breaker to breaker. In addition 

to the replacement of 52 fuel elements the following major 

maintenance and inspection activities were carried out: 

100 

• Inspection of core and reactor pressure vessel internals. 

• 

80Inspection of pressurizer valves. 

• Inspection of a reactor coolant pumps. 

60 

• Pressure test on different coolers and tanks. 

• 40Inspection on main condensate pump. 

• Maintenance works on different transformers. 

20 

• Different automatic non-destructive examination. 

Unplanned shutdowns and reactor/turbine trip 

None. 


26 March to 30 April: Stretch-out operation. 


In 2021 no fuel elements were delivered. 


No CASTOR © cask loading was carried out during the review period 

2021. 

At the end of the year 47 loaded casks were stored in the local 

interim storage facility, operated by BGZ. 

General points 

In the year 2021, the surveillance audit of the quality management 

system (ISO 9001:2015) and the recertification of the environmental 

management system (ISO 14001:2015) were successfully 

carried out. 

0 

Positionierung: 


X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 


atw: 100 60 0 0 





Plant operator: Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH 

Shareholder/Owner: RWE Power AG (87,5 %), 

PreussenElektra GmbH (12,5 %) 

Plant name: Kernkraftwerk Emsland (KKE) 

Address: Kernkraftwerk Emsland, 

Am Hilgenberg , 49811 Lingen, Germany 

Phone: 0591 806-1612 

Web: www.rwe.com 




1,406 MW 


1,335 MW 

Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 



8,368 h 





380,367,284 MWh 



360,682,929 MWh 







Downtime 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 



95 

95 

2014 

91 

94 

93 

95 

89 

91 94 93 95 89 

2015 2016 2017 2018 2019 



94 

94 

2020 

95 

95 

2021 


Emission of noble gases with plant exhaust air: 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 

(incl. H-3 and C-14) 



1.0 · 10 15 Bq 

5.0 · 10 9 Bq 

3.7 · 10 10 Bq 





(incl. H-3 and C-14) 




0.046 Sv 

9 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.06 

2014 

0.10 

2015 

0.05 

2016 

0.09 

2017 

0.06 

2018 

0.07 

2019 

0.08 0.05 

2020 2021 



Grohnde 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


The Grohnde nuclear power plant was off the grid for a 26.7-day 

overhaul with refuelling in the 2021 reporting year and achieved 

a 80 time availability of 92.7 %. Gross generation amounted to 

11,093,345.5 MWh. 

60 The 2021 revision was also carried out with an elaborate protection 

concept against Corona-19 for the personnel working in the 

KWG. 40 The last revision ended 13 hours earlier than originally 

planned when the grid was switched off on 15 April 2021. 

20 According to the specifications of the load dispatcher, 6 load reductions 

took place in 2021 for a total of 134 hours, as well as 151 

grid 

0 

and 108 primary controls for a total of 4,940 hours. 

100 

Planned 100 shutdowns 

20 March to 15 April 2021: 38 th Refuelling and major annual revision: 

80 

Nuclear power plant Grohnde was shut down as scheduled. 

The 60 main planned works during this year’s revision were: 

• Unloading and loading with the replacement of 28 

40fresh fuel elements. 

• Full inspection of 19 fuel elements. 

20 

• Eddy current test of 28 control elements. 

• 0Visual inspection of 15 flow restrictor assemblies. 

• Start-up inspection of the fuel element centring pins 

of the UKG and OKG. 

• TF40 B001 Cleaning the nuclear intercooler. 

• TF40 Positionierung: 

D001 Inspection of the intercooler pump. 

• TF20/30 Bezug, S013/014 links, Screw unten replacement 

on the quick-acting dampers. 

• Pressure test of the recuperative heat exchanger TA00B001, 


• Internal and pressure inspection of HP cooler TA11/12 B001 

and 

atw: 

volume 

100 

compensation 

60 0 0 

tank TA20 B001. 

• TH40/48 D001 Inspection of aftercooling and pool pump, 

• Internal and pressure test of the feed water 

HP preheating section. 

• XA Leak rate test. 

• GY40/80 Maintenance level W5 

incl. visual inspection of cylinder liners. 

X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 

• Main redundancy 4/8 with rail inspection, branch inspections, 

capacity inspections, valve and actuator inspections, tank inspections. 

• VC10/30 D001 Engine revision/engine replacement. 

• Special inspection programme of 55 storage assemblies in the 

reactor protection system. 

• During the inspection of the fuel assemblies, 2 fuel assemblies 

with slight corner damage were located. These fuel assemblies 

were replaced by fuel assemblies with similar burn-up behaviour. 


None. 


In the months of January, February, March, May, November and 

December, load-following operation due to requirements of the 

load of the load dispatcher. 


In January 2021 28 U-/U-Gd-fuel elements were delivered. 


Between September and November 2021, a total of three CAS- 

TOR © -V/19 containers were dispatched to the ZL-KWG. 

General points/management systems 

In September 2021, the monitoring audit of the quality management 

system (ISO 9001) and the recertification of the environmental 

management system (ISO 14001) and the occupational 

health and safety management system (OHSAS 18001) were successfully 

carried out. 





Plant operator: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. 

OHG 

Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (83,3 %), 

Stadtwerke Bielefeld (16,7 %) 

Plant name: Kernkraftwerk Grohnde (KWG) 

Address: Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. OHG, 

P.O. bx 12 30, 31857 Emmerthal, Germany 

Phone: 05155 67-1 

E-mail: kwg-kraftwerksleitung@preussenelektra.de 





1,430 MW 


1,360 MW 

Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 



8,121 h 





409,853,683 MWh 



387,484,616 MWh 







Downtime 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

84 

84 

2014 



89 

73 

82 

92 

90 

89 75 86 93 90 

2015 2016 2017 2018 2019 



95 

95 

2020 

93 

93 

2021 


Emission of noble gases with plant exhaust air: 9.0 · 10 14 Bq 

Emission of iodine-131 with plant exhaust air: 7.5 · 10 9 Bq 



5.55 · 10 10 Bq 

8 

7 

6 








0.096 Sv 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.25 

2014 

0.31 

2015 

0.52 

2016 

0.23 

2017 

0.12 

2018 

0.26 

2019 

0.11 0.10 

2020 2021 



Gundremmingen C 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 


100In 

the review period 2021, unit C of Gundremmingen nuclear 

power plant was operated at full load. A gross total of 11,428,585 MWh 

of 80electricity was produced in 2021. This was the best-ever operating 

result achieved since date of commercial operation. 

60On 9 March 2021 the plant location achieved 700 billion kWh of 

gross generation. 

40 

From 16 October 2021 unit C was in stretch-out operation because 

of its permanent shutdown. 

20 

On 31 December 2021, unit C was permanently shut down due to 

the revision of the German Atomic Energy Act in 2011. Since the beginning 

of commercial operation in 1985, unit C produced, with a 

0 

time availability of up to 89 %, a gross total of up to 360,000,000 MWh 

of 100electricity. 

Planned 80 shutdowns 

31 December: Permanent shutdown. 

60 

40 

20 


None. 


24 – 25 January: period tests (35.3 h). 

6 – 9 June: period tests and maintenance work (67.3 h). 

5 – 6 September: period tests (36.0 h). 

16 October – 31 December: Stretch-out operation. 


In 2021, no fresh fuel elements were delivered. 


In 2021, a total of 23 CASTOR © casks were loaded. Thus, at the 

end of 2021, 103 CASTOR © casks with each 52 spent fuel elements 

out of units B and C are stored in the local interim storage. 


On 5 May 2021, a recertification audit according to OHRIS was 

successfully carried out. 

0 

Positionierung: 


X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 


atw: 100 60 0 0 





Plant operator: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH 

Shareholder/Owner: RWE Power AG (75 %), 

PreussenElektra GmbH (25 %) 

Plant name: Kernkraftwerk Gundremmingen C (KRB C) 

Address: Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, 

Dr.-August-Weckesser-Straße 1, 89355 Gundremmingen, Germany 

Phone: 08224 78-1, Telefax: 08224 78-2900 

E-mail: kontakt@kkw-gundremmingen.de 

Web: www.kkw-gundremmingen.de 




1,344 MW 


1,288 MW 

Reactor type: 

Supplier: 

BWR 

Siemens/KWU, 

Hochtief 



8,756 h 





361,906,351 MWh 



344,647,805 MWh 







Downtime 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

90 

90 

2014 



90 

86 

86 

90 

89 

90 86 88 90 89 

2015 2016 2017 2018 2019 



78 

79 

2020 

100 

100 

2021 

Licensed annual emission limits in 2021 

(values added up for Units B and C, site emission): 





1.10 · 10 11 Bq 

Proportion of licensed annual emission limits for radioactive materials 

in 2021 for (values added up for Units B and C): 






0.29 Sv 

8 

7 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

1.14 

2014 

1.49 

2015 

0.84 

2016 

0.89 

2017 

0.55 

2018 

0.79 

2019 

0.56 

0.29 

2020 2021 



Isar 2 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


With a gross electricity generation of 12.068 TWh and a work 

capacity factor of 94.62 %, unit Isar 2 achieved an excellent operating 

result in the second last operation year 2021. Due to the 

80 

increased load-following and control operation, the unit also 

60 

made an important contribution to grid stability, which, however, 

reduced the net work that could be generated by 287.354 GWh. 

40 

The highest generator capacity was reached on 9 February 2021 

and amounted to 1,512 MW. 

100 

20 


0 

The refuelling with plant revision took place from 25 September 

2021 to 14 October 2021 with a duration of 19.02 days. During 

the 100 revision, 48 new fuel assemblies were used. 

This is the last scheduled plant overhaul of KKI 2, i.e. no more 

scheduled 80 shutdowns are planned for the subsequent cycle until 

31 December 2022. 

60 


40 

None. 

WANO Review/Technical Support Mission 

Due to the pandemic-related restrictions, the WANO review 

planned from 8 to 12 November 2021 had to be cancelled. 


In the reporting year 40 uranium fuel elements were delivered. 

No fuel elements are in stock at the dry storage. 


In 2021, no fuel elements were stored in the on-site interim storage 

facility, operated by BGZ. 


In the year under review, the plant was mainly used in secondary 

control operation and occasionally in primary control operation. 

There was only one technical malfunction that led to a reduction 

in output: On 8 July 2021, the plant output was briefly reduced to 

fix a fault in the condensate discharge control system. 

20 


None. 

0 

Safety Reviews 

16 – 17 February: Special audit “Work planning for works and 

services by service companies”. 

25 February: Positionierung: 

Management evaluation KKI. 

18 March: 

Bezug, 

Operations 

links, 

review. 

unten 

20 – 27 April: Internal audit “Project management and implementation”. 

24 June: VGB: Status HKS6K discussion 30 on % the management system. 

28 June atw: – 7 July: 100 Surveillance 60 0 0 audit by DNV GL, Business Assurance 

Zertifizierung und Umweltgutachter GmbH according to 

ISO 9001/14001/45001 and EMAS. 

Due to the Corona pandemic, this audit was carried out in several 

stages, partly as a remote audit. 

8 July: Inspection in accordance with §16 of the Major Accidents 

Ordinance – fire protection and immission control. 

15 – 29 October: Management system audit – Part 3 

27 – 28 October: Process review “Monitoring of laws and regulations”. 

28 October and 2 November: Inspection of “Integrated Management 

System” by TÜV-Süd experts. 

X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 

The deviation in capacity factor, related to the net electrical rated 

output (1,410 MW), amounted to 7.71 % in the reporting year. 

The revision accounted for approx. 5.21 %, power reductions at 

the request of the grid dispatcher contributed approx. 2.33 %. 

Repairs, malfunctions and operational power reductions, such as 

the start-up and shut-down process for the revision, only accounted 

for approx. 0.17 % of this. 

The Corona pandemic had no impact in terms of power generation 

in 2021. However, the establishment and application of an 

effective infrastructure for the best possible protection against 

Covid 19 infections posed considerable challenges for the operating 

team. 

Impacts on the safety of the plant were avoided at all times. 





Plant operator: PreussenElektra GmbH 

Shareholder/Owner: PreussenElektra GmbH (75 %), 

Stadtwerke München GmbH (25 %) 

Plant name: Kernkraftwerk Isar 2 (KKI 2) 

Address: PreussenElektra GmbH, Kernkraftwerk Isar, 

Postfach 11 26, 84049 Essenbach, Germany 

Phone: 08702 38-2465, Telefax: 08702 38-2466 





1,485 MW 


1,410 MW 

Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 



8,304 h 





389,497,328 MWh 



367,781,944 MWh 







Downtime 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

90 

95 

2014 



89 

96 

91 

95 

96 

89 96 92 95 96 93 

2015 2016 2017 2018 2019 2020 



93 

95 

95 

2021 






5.5 · 10 10 Bq 

9 

8 

7 




Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection 



< limit of detection 


0.054 Sv 

6 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.09 

2014 

0.25 

2015 

0.06 

2016 

0.14 

2017 

0.06 

2018 

0.05 

2019 

0.18 0.05 

2020 2021 



Neckarwestheim II 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 


100 

During the reporting year 2021 the Neckarwestheim II nuclear 

power plant (GKN II) generated gross energy of 11,151,300 MWh. 

80 

The net electrical generation was 10,459,253 MWh, of which 

10,131,305 60 MWh went into the public three-phase grid and 

1,019,995 MWh to the static converter plant of Deutsche Bahn 

AG. 40 The plant was on the grid for 8,090.5 hours. This results in a 

time utilisation of 92.36 %. 

Since 20 the commissioning of the three-phase-machine machine, 

362,506,184 MWh gross and 339,049,716 MWh net have been 

generated. 

0 

100 Planned shutdowns 

11 June to 9 July: 38 rd fuel reloading and annual major inspection: 

80 

• Refuelling with exchange of 40 new fuel elements. 

• 60Tube sheet inspection on the steam generators JEA20/30. 

• Major overhaul of the primary-side safety and blow-off valves 

40 

on the pressuriser JEF10. 

• 

20Major overhaul of the shaft and standstill seals of all 4 main 

coolant pumps. 

• 0Internal inspection of the volume compensation container 

KBA20-BB001. 

• Inspection of the nuclear intercoolers KAA30/40-BC001. 

• Major overhaul of the main coolant pump LAC30 and 

partial Positionierung: 

overhaul of the main coolant pump LAC 20. 

• Major Bezug, overhaul links, of pilot unten valves of main steam valves LBA30/40. 

• Maintenance and testing in the main redundancy 4/8. 

• Maintenance on transformers and both main grid connections. 

X = 20,475 Y = 95,25 B = 173,5 H = 38,2 


atw: 100 60 0 0 


None. 


10 May to 11 June: Stretch-out operation. 

January to May 

and 

July to December: Load sequence operation. 

Integrated management system (IMS) 

EnKK (NPP P, GKN, KWO) 

The integrated management system (IMS) of the EnBW Kernkraft 

GmbH (EnKK) according to KTA 1402 with its partial system 

for 

• nuclear safety (SMS), 

• quality management (QMS/QSÜ), 

• Occupational Safety Management (AMS) as well as 

• environmental and energy management 

(UMS, EnMS, Umwelt- und Energiemanagementsystem) 

were also in 2021 continuously further developed. Scope and 

content of each process descriptions were gradually adapted to 

the different internal requirements and related approval criteria. 

The completeness and effectiveness (conformity) of the process-oriented 

IMS, including the quality management measures 

(QM), were confirmed by corresponding internal and external 

audits as well as by an inspection by the assessor (ESN) and the 

supervisory authority over several days at the GKN (Neckarwestheim) 

and KKP (Philippsburg) sites. 

EnKK’s energy management system was converted to the 50001: 

2018 standard and successfully certified from 4 – 6 May 2021. 

The IMS was adapted to the site-specific requirements in operation/residual 

operation in accordance with KTA1402. Dismantling-specific 

adaptations (process dismantling and process logistics) 

have been made and will take into force in the next year. 


In 2021, 4 TN24E casks with 84 GKN II fuel elements and 1 CAS- 

TOR © V/19 cask with 13 GKN I fuel assemblies were loaded and 

transported to the Neckarwestheim interim fuel storage facility 

(BZN). At the end of 2021, there were 665 GKN II fuel assemblies 

(dry storage, wet storage and reactor) in the GKN II plant. 





Plant operator: EnBW Kernkraft GmbH (EnKK) 

Shareholder/Owner: EnBW Erneuerbare und Konventionelle 

Erzeugung AG (98,45 %), ZEAG Energie AG, Deutsche Bahn AG, 

Kernkraftwerk Obrigheim GmbH 

Plant name: Kernkraftwerk Neckarwestheim II (GKN II) 

Address: EnBW Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Neckarwestheim, 

Im Steinbruch, 74382 Neckarwestheim, Germany 

Phone: 07133 13-0, Telefax: 07133 17645 

E-mail: poststelle-gkn@kk.enbw.com 

Web: www.enbw.com 




1,400 MW 


1,310 MW 

Reactor type: 

PWR 

Supplier: 

Siemens/KWU 



8,097 h 





362,506,184 MWh 



339,049,716 MWh 







Downtime 



100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

10 

9 

93 

93 

2014 



93 

94 

89 

81 

88 

93 95 89 81 94 94 

2015 2016 2017 2018 2019 2020 



93 

92 

92 

2021 






6.0 · 10 10 Bq 

8 

7 

6 




Emission of iodine-131 with plant exhaust air: < limit of detection 



< limit of detection 


0.093 Sv 

5 

4 

3 

2 

1 

0 

0.10 

2014 

0.12 

2015 

0.08 

2016 

0.15 

2017 

0.12 0.10 

2018 2019 

0.08 0.09 

2020 2021 


Power and coal prospects in 

developing Africa 

Paul Baruya 

Abstract 

Trends der Stromerzeugung und des 

Kohleeinsatzes in den 

Entwicklungsländern Afrikas 

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 Armut an Energieträgern in 

Afrika ist groß. Der Pro-Kopf-Energieverbrauch 

beträgt nur ein Drittel des Weltdurchschnitts 

und Millionen von Menschen leben 

mit rund 2 $/Tag. Afrika steht zudem 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 Industrienati- 

onen 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. l 

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 

$/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 

resource-rich with coal and hydrocarbons, international 

aid is likely to focus on wind and 

solar. 

The UN Sustainable Development Goals 

(SDGs) are particularly relevant to Africa. 

While access to clean energy is one of the 

Goals, they are aimed at alleviating poverty 

in all its forms, and other ways to empower 

economies. Therefore, it is argued that 

countries with abundant coal supplies 

should exploit these natural resources responsibly 

to facilitate their development. 

While South Africa aims to diversify away 

from coal power towards renewables, other 

countries such as Botswana seek to build 

North Africa West Africa East Africa Central Africa Southern Africa 

Algeria 

Egypt 

Libya 

Mauritania 

Morocco 

Tunisia 

Western Sahara 

Benin 

Burkina Faso 

Côte d'lvoire 

Gambia 

Ghana 

Guinea 

Guinea Bissau 

Liberia 

Mali 

Nigeria 

Niger 

Senegal 

Sierra Leone 

Togo 

Burundi 

Djibouti 

Eritrea 

Ethiopia 

Kenya 

Rwanda 

Somalia 

South Sudan 

Sudan 

Tanzania 

Uganda 

Cameroon 

Central African 

Republic 

Chad 

Democratic Republic 

of the Congo 

Equatorial Guinea 

Gabon 

Republic of the 

Congo 

Sao Tome and 

Principe 

Angola 

Botswana 

Eswatini 

Lesotho 

Madagascar 

Malawi 

Mauritius 

Mozambique 

Namibia 

Reunion 

South Africa 

Zambia 

Zimbabwe 

Population 

(million) 

207 

398 

375 

142 

205 

Autor 

Paul Baruya 

International Centre for 

Sustainable Carbon (ICSC) 

London, United Kingdom 

___________ 

GDP US$ billion 

per year 

Access to electricity 

(% population) 

748 

93 % 

796 

39 % 

375 

43 % 

157 

48 % 

526 

48 % 

Full report available at https:// 

www.sustainable-carbon.org/ 

Electricity 

(kWh per capita) 

1791 

237 

187 

191 

1923 

Fig. 1. Africa’s energy landscape and key indicators* (IRENA, 2015 updated by author). 



$25,000 or more $10,000-$25,000 $2,500-10,000 $500-$2,500 under $500 No data 

Fig. 2. Map of global GDP per capita by country, 2021 (IMF, 2021b). 

new mine mouth coal capacity to help alleviate 

power shortages and dependence on imported 

electricity. Nigeria suffers severe 

power outages and is also considering using 

its domestic coal to power the economy. The 

common theme for many countries planning 

to develop new coal plants is the need 

for energy self-sufficiency to improve national 

energy security. Coal-fired power is a 

proven reliable technology that can provide 

both baseload power and flexible backup to 

the grid, allowing for the development of 

variable renewable power. The report explores 

the various energy resource constraints 

and funding challenges that limit 

the options available to the poorest economies. 

Case studies where coal may still be an 

important part of the energy economy due 

to a lack of affordable alternatives are: Botswana, 

Morocco, Mozambique, Nigeria, 

South Africa, Tanzania, and Zimbabwe. Current 

and future trends are discussed for 

population, key energy and economic indicators, 

and CO2 emissions. The energy challenges 

specific to Africa are examined. 

Introduction 

Africa faces more developmental challenges 

than almost any other region. It has about 

one-fifth of the world’s population at roughly 

1.37 billion (2020), yet generates just 3% 

of global gross domestic product (GDP) 

which has grown at a slower rate than the 

global average in recent decades (F i g u r e 1 

and F i g u r e 2 ). Energy poverty is a major 

problem with per capita energy demand being 

a third of the global average at just 0.7 

tonnes of oil equivalent (toe) per person. 

Traditional biomass in the form of wood fuel 

accounts for half of all the energy consumed 

by end-users in Africa and will remain significant 

in the coming decades. 

Access to electricity is uneven (F i g u r e 3 ). 

Almost 100 % of the population in North Africa 

is connected to power supplies. However, 

in sub-Saharan Africa, home to 80 % of 

Share of population 

>75 % 

50 % to 75 % 

25 % to 49 % 


Mauritius 

Egypt 

Algeria 

Gabon 

Tunisia 

Morocco 

Angola 

South Africa 

Namibia 

Eswatini 

Botswana 

Kenya 

Cote d'lvoire 

Ghana 

Cameroon 

Zambia 

Mauritania 

Ethiopia 

Tanzania 

Mozambique 

Zimbabwe 

Nigeria 

Senegal 

Madagascar 

Malawi 

Chad 

DR of Congo 

Ben in 

Nige 

Rank 

50 

54 

56 

57 

58 

61 

62 

64 

71 

77 

79 

80 

81 

81 

84 

85 

86 

88 

89 

91 

92 

93 

94 

95 

97 

98 

99 

100 

101 

0 10 20 30 40 50 60 

Trilemma score 

Energy security Energy equity Environmental sustainability Country context 

Fig. 4. Energy trilemma indices for Africa, by country (WEC, 2020). 

Grade 

DBBa 

BBDd 

CBCd 

BCBd 

CCCc 

CCCc 

ADAd 

CCDb 

DDAc 

DDBd 

DCBd 

BDBc 

BDCd 

CDCc 

CDCd 

DDCd 

CDDd 

DDCd 

DDCd 

DDCd 

DDDd 

CDDd 

DDDc 

DDCd 

DDCd 

DDDd 

DDCd 

DDDd 

DDDd 

nificantly to roughly two billion by 2050 

(F i g u r e 4 ). Urbanisation is also increasing, 

so the demand for energy will be focused 

in centres that require grid-supplied 

power due to a higher population density, 

more modern housing, commerce, industry, 

and infrastructure. 

Conventional power generation from gas 

(39 %), coal (30 %), and hydroelectricity 

(17 %) are the main sources of power in Africa 

and could continue to dominate for 

some years even as renewables increase. 

Coal may remain important as it can provide 

both baseload power and flexible output to 

balance variations in renewable power generation. 

However, non-hydro renewable energy, 

such as wind and solar, is making only 

modest inroads into Africa accounting for 

just 3 % of the power generated in 2019. 

Coal-fired power accounted for 260 terawatt-hours 

(TWh) of the total 850 TWh (all 

fuels) generated in 2019. Three-quarters of 

the coal power was generated in South Africa. 

However, South Africa seeks to reduce 

its dependence on coal, while other African 

countries are exploring ways to expand their 

coal mining and power generation sectors. 

But pressure from international climate 

China India 

USA EU-28 

Russia 

Turkey 

Japan 

Saudi Arabia 

Thailand 

UAE 

Pakistan 

Canada 

Mexiko 

Ukraine 

Belarus 

Vietnam 

Iraq 

Iran 

South Korea 

Indonesia 

Kazakhstan 

Taiwan 

Malaysia 

Qatar 

Philippines 

Kuwait 

Uzbekistan 

Bangladesh Israel 

Oman 

Turkmenistan 

South Africa 

Egypt 

Algeria 

Nigeria 

Morocco 

Libya 

Angola 

Brazil 

Argentina 

Venezuela 

Chile 

Australia 

International aviation 

& shipping 

Asia North America 

19 billion tonnes CO 2 

53 % global emissions 

North America 

6.5 billion tonnes CO 2 


Europe 



Africa 


3.7 % global emissions 

South America 



Oceania 



Bild 5. Share of world CO 2 emissions in 2018 by region*, total = 36.2 GtCO2 (Ritchie, 2019). Data is before the UK exited the EU, therefore EU=28 

countries. 



change agreements and meetings such as 

the UN Climate Change Conference in 2021 

(COP26) means there is a risk that investment 

in modern coal technologies will lose 

momentum in Africa (F i g u r e 5 and F i g - 

ure 6). 

For countries where coal power dominates, 

it is difficult to determine the potential for 

Eritrea 

South Sudan 

Niger 

Namibia 

Eq Guinea 

Gabon 

Botswana 

Yemen 

Senegal 

Cameroon 

Zimbabwe 

DR of Congo 

Angola 

Kenya 

Ghana 

Ethiopia 

Zambia 

Mozambique 

Other Africa 

Tunisia 

Libya 

Morocco 

Nigeria 

Algeria 

Egypt 

South Africa 

0 20 40 60 80 100 

TWh 

% 

Coal and coal products Crude, NGL and feedstocks Oil products Natural gas 

Nuclear Hydro Geothermal Solar/wind/other Biofuels and waste 

Fig. 6. Power generation by sources and total generation, 2018, % (Author’s estimates Based on 

IEA, 2021a). 

Utilisation in % 

100 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

Horizontal line = Africa average for coal at 65 % 

0 

Fossil fuels Solar Hydro Geothermal Biofuels & waste Nuclear Wind 

Fig. 7. Utilisation of power generators by source in Africa in 2018, % versus the average for coal 

(Author’s estimates based on IEA, 2021a; IRENA, 2021; S&P Global, 2021). 

2018 

2040 Stated 

policies scenario 

2040 Africa 

case 

alternative sources to replace it such as solar, 

wind and gas power. In South Africa, 

coal supports a large mining industry 

that employs many people, creates wealth 

in local communities, and is a valuable 

export commodity. These are important 

considerations in an economy where unemployment 

is high. The situation is similar in 

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 

TWh 

Coal Gas Oil Hydro Wind Solar PV Geothermal Other renewables 

Fig. 8. Power generation scenarios according to STEPS and Africa Case to 2040 (IEA, 2019a). 

Botswana and Zimbabwe. Elsewhere, Mozambique, 

Nigeria and Tanzania have yet to 

develop coal-fired power despite possessing 

large coal reserves. These countries 

share common themes which underpin 

the development of their economies, which 

involve using domestic coal reserves to 

produce affordable electricity while encouraging 

better energy security and self-sufficiency. 

Chronic shortages of electricity suppress 

economic activity which impairs business 

and industry in Africa. Even for households 

that are connected to power, their needs are 

often not fully met due to supply disruptions. 

Electricity is therefore an important 

precursor to meeting many Sustainable Development 

Goals (SDGs), and coal-fired 

power can support an economy’s development 

(F i g u r e 7 ). However, finance is a 

key issue and debt-laden utilities, which 

are typically state-controlled, find it difficult 

to raise funds to build power projects, 

especially the more capital-intensive 

state-of-the-art coal plants with the cleanest 

pollution control measures. A growing number 

of financial institutions are unwilling 

to fund coal power projects and even 

some African banks have announced policies 

to reduce their asset exposure to coal – 

related investments. As such, funding 

for coal plants in Africa has an uncertain future. 

Currently, Africa has just over 50 GW of 

coal-fired capacity operating, most of which 

is in South Africa (44 GW). Modern high efficiency 

and low emissions (HELE) coal 

power has made some progress in transforming 

the African coal fleet as there are 7 

gigawatts (GW) of supercritical (SC) technology 

in development in South Africa and 

1 GW ultrasupercritical (USC) technology in 

Morocco. As of 2021, 12 GW of new coal 

plants were in the planning stages across 15 

countries, but the likelihood of these plants 

reaching the construction stage remains uncertain 

as countries adapt their energy strategies 

around new COP26 pledges and in the 

wake of the energy crisis of 2021-22 (F i g - 

ure 8 and Figure 9). 

Upgrading existing plants could avoid the 

cost of large capital projects, and provide a 

more cost-effective way to improve plant efficiency 

and reduce emissions. However, as 

financial institutions withdraw support for 

coal projects, there is a risk that the benefits 

provided by modern coal power plants 

are overlooked, such as generating reliable 

baseload power all year, while simultaneously 

providing fast ramping speeds to cope 

with changes in demand or when renewable 

power drops (F i g u r e 10 and F i g - 

ure 11). Coal-fired power can act as a potential 

buffer to ease grid balancing in times 

of need, but more importantly, it can provide 

affordable bulk power supplies to empower 

African countries to become more 

self-sufficient and achieve SDGs as rapidly 

as possible. 



Total = 138 GW 

9 % - Solar 

9 % - Coal 

35 % - Gas 

3 % - Oil 

3% - Wind 

32 % - Hydro 

8 % - Nuclear 

vgbe Seminar 

Chemie im 

Wasser-Dampf-Kreislauf 

15. und 16. November 2022 

Atlantic Congress Hotel 


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. 

Hierzu sollen die Teilnehmenden in die Lage 

versetzt werden, die chemischen Vorgänge in ihren 

Anlagen besser zu verstehen, sie zielgerichtet prüfen 

und gegebenenfalls optimieren zu können 

Den Teilnehmenden wird darüber hinaus die Möglichkeit 

geboten, spezifische Probleme ihrer Anlagen zu 

diskutieren und Erfahrungen auszutauschen. 

Profitieren Sie durch Ihre Teilnahme an diesem praxisorientierten 

Seminar „Chemie im Wasser-Dampf- 

Kreislauf“ von den langjährigen Erfahrungen der Mitarbeitenden 

des Bereiches „Wasserchemie“ der Technischen 

Dienste des vgbe energy. 


https://t1p.de/6w9qj (Shortlink) 

KONTAKT 



t +49 201 8128-214 

Foto: © Shotshop.com 





45257 Essen | 


Nuclear power plants: Operating results 

Plants in direct exchange of experience with vgbe energy I March 2022 

Nuclear 

power plant 

Country 

Type 

Nominal 

capacity 

Gross Net 

MW 

MW 

Operating 

time 

generator 

in h 

Energy generated 

(gross generation) MWh 

Month Year 4 commis- 

Since 

sioning 

Time 

availability % 

Unit capability 

factor % 1 

Energy unavailability 

% 1 

Energy 

utilisation % 1 

Planned 2 Unplanned 3 

Month Year 4 Month Year 4 Postponable Not postponable Month Year 4 

Month Year 4 

Month Year 4 Month Year 4 

GKN-II Neckarwestheim DE PWR 1400 1310 743 1 040 300 3 026 300 365 529 144 100.00 100.00 99.93 99.97 0.07 0.03 0 0 0 0 100.28 100.41 - 

KKE Emsland DE PWR 1406 1335 743 1 042 780 2 975 527 383 342 811 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 99.93 98.05 - 

KKI-2 Isar DE PWR 1485 1410 743 1 058 885 3 058 824 392 556 152 100.00 98.16 99.97 98.01 0.02 0.01 0 0 0.01 1.98 95.57 95.07 - 

OL1 Olkiluoto FI BWR 920 890 743 691 018 2 007 406 286 708 318 100.00 100.00 100.00 99.93 0 0.06 0 0 0 0 101.09 101.06 - 

OL2 Olkiluoto FI BWR 920 890 743 686 801 1 996 950 276 184 881 100.00 100.00 99.90 99.94 0.11 0.06 0 0 0 0 100.47 100.54 - 

KCB Borssele NL PWR 512 484 743 371 335 1 095 889 176 992 642 97.40 99.10 97.38 99.10 2.62 0.90 0 0 0 0 97.71 99.34 4 

KKB 1 Beznau CH PWR 380 365 743 284 194 826 574 137 237 121 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.68 100.78 7 

KKB 2 Beznau CH PWR 380 365 743 282 140 820 437 144 165 698 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 100.01 100.08 7 

KKG Gösgen CH PWR 1060 1010 743 791 343 2 304 348 341 509 174 100.00 100.00 99.96 99.97 0.05 0.03 0 0 0 0 100.48 100.69 7 

CNT-I Trillo ES PWR 1066 1003 743 783 855 2 276 434 274 229 375 100.00 100.00 100.00 99.98 0 0.02 0 0 0 0 98.50 98.42 - 

Dukovany B1 CZ PWR 500 473 0 0 556 506 124 009 288 0 53.87 0 53.50 100.00 46.50 0 0 0 0 0 51.55 2 

Dukovany B2 CZ PWR 500 473 743 370 119 607 580 118 999 422 100.00 57.85 99.95 56.47 0.05 43.53 0 0 0 0 99.63 56.28 - 

Dukovany B3 CZ PWR 500 473 743 364 641 1 062 394 118 026 317 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 98.15 98.42 - 

Dukovany B4 CZ PWR 500 473 743 370 384 1 077 099 119 319 423 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 99.70 99.78 - 

Temelin B1 CZ PWR 1082 1032 743 816 359 2 371 135 139 947 973 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.17 101.13 - 

Temelin B2 CZ PWR 1082 1032 743 818 606 2 380 039 135 825 607 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.45 101.51 - 

Doel 1 BE PWR 454 433 706 328 282 978 455 144 749 455 94.96 96.63 93.41 95.69 0 0.08 0 0 6.59 4.23 94.72 97.21 - 

Doel 2 BE PWR 454 433 743 346 541 1 018 006 143 298 630 100.00 100.00 98.77 99.57 0 0.01 0 0 1.23 0.42 99.76 100.87 - 

Doel 3 BE PWR 1056 1006 743 799 646 2 323 121 281 936 804 100.00 100.00 100.00 100.00 0 0 0 0 0 0 101.33 101.27 - 

Doel 4 BE PWR 1086 1038 743 816 169 2 374 801 288 173 250 100.00 100.00 99.99 99.99 0 0 0 0 0.01 0.01 99.83 99.95 - 

Tihange 1 BE PWR 1009 962 743 753 209 2 194 638 318 837 869 100.00 100.00 99.93 99.97 0 0 0 0 0.07 0.03 100.90 101.16 - 

Tihange 2 BE PWR 1055 1008 743 773 763 2 249 967 275 841 798 100.00 100.00 99.59 99.60 0.07 0.03 0 0 0.34 0.38 99.56 99.64 - 

Tihange 3 BE PWR 1089 1038 0 0 1 181 432 297 229 475 0 52.39 0 52.25 100.00 47.74 0 0 0 0.02 0 50.48 2 

Remarks 

PWR: Pressurised water reactor 

BWR: Boiling water reactor 

1 

Net-based values (Czech and Swiss nuclear 

power plants gross-based) 

2 

Planned: the beginning and duration of 

unavailability have to be determined more 

than 4 weeks before commencement 

3 

Unplanned: the beginning of unavailability 

cannot be postponed or only within 4 weeks. 

All values were entered in the column not 

postponable. 

– Postponable: the beginning of unavailability 

can be postponed more than 12 hours to 4 

weeks. 

– Not postponable: the beginning of unavailability 

cannot be postponed or only within 12 

hours. 

4 

Beginning of the year 

5 

Final data were not yet available in print 

Remarks: 

1 Refuelling 

2 Inspection 

3 Repair 

4 Stretch-out-operation 

5 Stretch-in-operation 

6 Hereof traction supply: 

7 Hereof steam supply: 

KKB 1 Beznau 

Month: 

2,550 MWh 

Since the beginning of the year: 9,407 MWh 

Since commissioning: 

598,925 MWh 

KKB 2 Beznau 

Month: 

6 MWh 

Since the beginning of the year: 52 MWh 


136,564 MWh 

KKG Gösgen 

Month: 

8,248 MWh 

Since the beginning of the year: 24,543 MWh 


2,571,817 MWh 

8 New nominal capacity since January 2022 


Fachzeitschrift: 2019 

· CD 2019 · · CD 2019 · 

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Essen | Deutschland | 2019 

Technical Journal: 1976 to 2000 

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· 1976 to 2000 · · 1976 to 2000 · 

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Essen | Germany | 2019 

Fachzeitschrift: 1990 bis 2019 

· 1990 bis 2019 · · 1990 bis 2019 · 

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Essen | Deutschland | 2019 


VGB-B 036 

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I · 2022 (Excerpt/Auszug*) 

New publications/Neuerscheinungen 2020-2022 

vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift 

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vgbe energy journal – Technical Journal/Fachzeitschrift 

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POWERTECH-CD: Technical journal/Fachzeitschrift VGB PowerTech 2021 

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der Printausgabe) 

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247,50 275,00 

98,00/198,00 

PT-DVD (1976-2000EN) 

PT-DVD (2021) 

POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1976 to 2000 English Edition/ 

Fachzeitschrift VGB PowerTech/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge 

1976 bis 2000 Englischsprachige Ausgabe 

(Single user edition/ Einzelplatzversion) 

950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied) 

1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal) 

Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): vgbe-Mitgliederversion sowie 

Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy). 

POWERTECH-DVD: Technical journal | Volume 1990 to 2021/ 

Fachzeitschrift VGB PowerTech/VGB Kraftwerkstechnik Jahrgänge 

1990 bis 2021 (Single user edition/ Einzelplatzversion) 

950,00 Euro (Subscriber/Abonnent vgbe energy journal; vgbe member/vgbe-Mitglied) 

1.950,00 Euro (Non-subscriber/Nicht-Abonnent vgbe energy journal) 

Multi-User-/Netzwerklizenz (Corporate License): vgbe-Mitgliederversion sowie 

Lizenz Forschung und Lehre auf Anfrage (E-Mail: sales-media@vgbe.energy). 

950,00 1.950,00 

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vgbe Standards, Books and Software 



Titel/Title 




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Prices/Preise 

(net/netto) 1 




VGB-B 036 

Cybersecurity 

in der Energieerzeugung 

Cybersecurity in der Energieerzeugung 

Stefan Loubichi, Softcover, 176 S., 2020 

978-3-96284-201-7 

978-3-96284-202-4 

47,00 

47,00 

47,00 

47,00 

* The full vgbe Media directory is available online, www.vgbe.energy ... [Services] ... [Publications] ... [Media catalogue] 

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vgbe-Standard 

Thermal 

Nuclear 

Renewables 

Storage 

P2X 

VGBE-S-811-91-2021-12-EN 

VGB-Be-105-007.4 (2021) 


vgbe-Standard 

Energieanlagen, Allgemein 

Thermische Kraftwerke 

Gaskraftwerke 

Kombikraftwerke (GuD) 

Kernkraftwerke 

Kohlekraftwerke 

Wasserkraftwerke 

Windenergieanlagen 

Biomassekraftwerke 

Photovoltaikanlagen 

Solarthermische Kraftwerke 

Geothermiekraftwerke 

Power-to-X-Anlagen 

Anlagen für Luftzerlegung und Gasabscheidung 

VGBE-S-821-91-2021-12-DE 





Titel/Title 




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Prices/Preise 

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KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem | KKS Identification System for Power Stations 

VGB-Be 105-007.4 

VGB-S-811-91-2021-012-EN 

Pocketbook 

KKS Pocketbook (English Edition), 

84 p., 2021 (Fourth edition) 

Einzelexemplare kostenlos/Single copies free of charge 

Kostenloser Download/Free download: www.vgbe.energy 

Sammelbestellung/Bulk orders: 10 Exemplare/copies: 19,90 Euro | 

25 Exemplare/copies: 39,90 Euro | 50 Exemplare/copies: 59,90 Euro 

978-3-96284-270-3 

(4 th edition) 

978-3-96284-271-0 

(4 th edition) 

― 

VGB-B 105-007.4 

VGB-S-811-91-2021-012-DE 

iOS and 

Android App 

for KKS 

KKS Pocketbook (Deutsche Ausgabe), 

84 p./ 84 S., 2021 (Vierte Auflage) 





Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) 

zur Dekodierung von KKS-Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen 

auf Anfrage. 

Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of 

KKS-designations. Further services on request. 

https://www.tipware.de/kks/index.html 

978-3-96284-268-0 

(4. Auflage) 

978-3-96284-269-7 

(4. Auflage) 

― 

Kostenlos/ 

Free of charge 

RDS-PP ® | Reference Designation System for Power Plants 

VGB-S-821-91-2021-12-EN 

Pocketbook 

VGB-S-821-91-2021-12-DE 

iOS and 

Android App 

for RDS-PP ® 

RDS-PP ® Pocketbook (English edition), 

76 p., 2021 (Second edition) 





RDS-PP ® Pocketbook (Deutsche Ausgabe), 

76 S., 2021 (Zweite Auflage) 


Kostenloser Download/Free download: www.vgb.org 



Kostenlose App für Smartphones und Tablets (iOS und Android) zur 

Dekodierung von RDS-PP ® -Anlagenkennzeichen. Weitere Softwareoptionen 

auf Anfrage. 

Free smartphone and tablet app (iOS and Android) for decoding of 

RDS-PP ® -designations. Further services on request. 

https://tipware.de/rdspp/index.html 

978-3-96284-272-7 

978-3-96284-273-4 

(2 nd Edition) 

978-3-96284-274-1 

978-3-96284-275-8 

(2. Auflage) 

― 

― 

Kostenlos/ 


VGB-S-823-32-2021-12-EN-DE 

VGB-S-823-34-2020-12-EN-DE 

VGB-S-002-01-2019-05-DE 

VGB-S-002-01-2019-05-EN 

VGB-S-002-01-2019-05-DE 

RDS-PP ® – Application Guideline; Part 32: Wind Power Plants; 

Anwendungsrichtlinie, Teil 32: Windkraftwerke, 

2 nd edition/2. Ausgabe (2021), 414 p./414 S. 

RDS-PP ® – Application Guideline; Part 34: Plants for Energy Supply 

with Combustion Engines; Anwendungsrichtlinie, Teil 34: Anlagen 

der Energieversorgung mit Verbrennungsmotoren, 260 p./S., 2021 

Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 

11. Auflage, 183 S., 2020 

Basic Terms of the Electric Utility Industry, 

11 th edition, 184 p., 2020 

Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, 

11. Auflage, 183 S., 2020 

978-3-96284-258-1 

978-3-96284-259-8 

978-3-96284-237-6 

978-3-96284-238-3 

430,00 

430,00 

320,00 

320,00 

978-3-96284-167-6 Kostenlos/ 


978-3-96284-168-3 Kostenlos/ 


978-3-96284-167-6 Kostenlos/ 


645,00 

645,00 

480,00 

480,00 





Titel/Title 




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(net/netto) 1 




VGB-S-002-01-2019-05-EN 

VGB-S-002-03-2019-10-DE 

VGB-S-002-03-2019-10-EN 


11 th edition, 184 p., 2020 

Technische und kommerzielle Kennzahlen für Kraftwerksanlagen, 

9. Auflage, 155 S., 2020 


9 th edition, 152 p., 2020 

VGB-S-004-00-2020-10-DE Analysenverfahren im Kraftwerk (vormals VGB-B 401), 

232 S., 2021 

VGB-S-008-00-2020-11-DE 

VGB-S-008-00-2020-11-EN 

VGB-S-014-2011-EN 

VGB-S-017-00-2018-09-EN 

VGB-S-020-00-2017-12-EN 

VGB-S-033-00-2017-07-LV 

VGB-S-052-00-2020-06-DE 

VGB-S-103-00-2020-02-DE 

VGB-S-103-00-2020-02-EN 

VGB-S-107-00-2018-03-DE 

VGB-S-150-20-2020-08-DE 

VGB-S-150-22-2020-10-DE 

VGB-S-150-24-2020-08-DE 

VGB-S-162-00-2020-02-DE 

VGB-S-164-13-2021-03-DE 

VGB-S-167-00-2021-03-DE 

VGB-S-169-12-2021-01-DE 

VGB-S-302-00-2013-04-EN 

VGB-S-401-00-2020-02-DE 

Empfehlungen zum Management der funktionalen Sicherheit 

in Dampfkesselanlagen und Anlagen des Wasser-Dampf-Kreislaufs, 

2. Auflage, 164 S., 2021 

Recommendations for managing functional safety in 

steam boiler plants and systems of the water/steam cycle, 

2nd revised edition, 164 p., 2021 

Construction, Operation and Maintenance 

of Flue Gas Denitrification Systems (DeNOx), 

186 p., 2021 

Fire Protection in Onshore Wind Turbines, 

1 st edition, 44 p., 2019 

Determination of Measurement Uncertainty upon Acceptance and 

Control Measurements, 1 st edition, 99 p., 2020 

Atbilstības novērtējuma un darba aizsardzības prasību savstarpējā 

iedarbība hidroelektrostacijās (Latvian edition) 

(Interaction of Conformity Assessment and Industrial Safety 

in Hydropower Plants, 2 nd edition) 104 p., 2021 

Leitfaden für die Qualitätssicherung bei der Montage 

von Flansch verbindungen, 18 S., 2020 

Überwachungs-, Begrenzungs- und Schutzeinrichtungen 

an Dampfturbinenanlagen, 86 S., 2020 (vormals VGB-R 103) 

Monitoring, limiting and protection devices on steam turbine plants, 

82 S., 2020 (formerly VGB-R 103e) 

Bestellung und Ausführung von Armaturen in Wärmekraftwerken, 

324 S., 2019 (vormals VGB-R 107) 

Einführung und Überblick der VGB-Standards für Abnahmetests 

und Kontrolluntersuchungen, 12 S., 2021 

(Weiterentwicklung der VGB-R 123 Band I.2) 

Messstellenliste für Abnahmeuntersuchungen mit Datenerfassungsanlagen, 

12 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.2, 

Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE) 

Auslegung, Prüfung und Montage von Durchflussmessstrecken 

mit Drosselgeräten, 30 S., 2021 (vormals VGB-R-123 C.2.4, 

Übersicht s. VGB-S-150-20-2020-08-DE) 

Elektrischer Blockschutz 

80 S., 2020 (vormals VGB-S-025-00-2012-11-DE) 

Einphasig gekapselte Generatorableitung 

120 S., 2021 

Revisionsempfehlungen für Turbogeneratoren 

70 S., 2021 

Instandhaltungsempfehlungen für Transformatoren und 

Drosselspulen 

52 S., 2021 

Guideline for the Testing of DeNOx-catalysts, 

66 p., 2021 (formerly VGB-R 302e) 

VGB-Standard für das Wasser in Kernkraftwerken mit Leichtwasserreaktoren. 

Teil 1: DWR-Anlagen. Teil 2: SWR-Anlagen 

94 S., 2020 (vormals VGB-R 401) 

978-3-96284-168-3 Kostenlos/ 


978-3-96284-173-7 Kostenlos/ 


978-3-96284-174-4 Kostenlos/ 


978-3-96284-211-6 

978-3-96284-212-3 

240,00 

240,00 

420,00 

420,00 

978-3-96284-230-7 260,00 390,00 

978-3-96284-232-1 260,00 390,00 

978-3-96284-253-6 

978-3-96284-254-3 

978-3-96284-075-4 

978-3-96284-076-1 

978-3-96284-025-9 

978-3-96284-094-5 

978-3-96284-225-3 

978-3-96284-226-0 

978-3-96284-159-1 

978-3-96284-160-7 

978-3-96284-195-9 

978-3-96284-196-6 

978-3-96284-197-3 

978-3-96284-198-0 

978-3-96284-048-8 

978-3-96284-049-5 

978-3-96284-205-5 

978-3-96284-206-2 

978-3-96284-227-7 

978-3-96284-228-8 

978-3-96284-203-1 

978-3-96284-204-6 

978-3-96284-100-3 

978-3-96284-101-0 

978-3-96284-249-9 

978-3-96284-250-5 

978-3-96284-241-3 

978-3-96284-242-0 

978-3-96284-245-1 

978-3-96284-246-8 

978-3-96284-221-5 

978-3-96284-222-2 

978-3-96284-209-3 

978-3-96284-210-9 

160,00 

160,00 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 

180,00 

180,00 

80,00 

80,00 

180,00 

180,00 

180,00 

180,00 

320,00 

320,00 

Kostenlos/ 


60,00 

60,00 

90,00 

90,00 

180,00 

180,00 

200,00 

200,00 

130,00 

130,00 

130,00 

130,00 

120,00 

120,00 

180,00 

180,00 

240,00 

240,00 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

120,00 

120,00 

270,00 

270,00 

270,00 

270,00 

480,00 

480,00 

90,00 

90,00 

135,00 

135,00 

270,00 

270,00 

300,00 

300,00 

195,00 

195,00 

195,00 

195,00 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 





Titel/Title 




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Prices/Preise 

(net/netto) 1 




VGB-S-401-00-2020-02-EN 

VGB Standard for the Water in Nuclear Power Plants with Light-Water 

Reactors. Part 1: Pressurised-Water Reactors. Part 2: Boiling-Water 

Reactors. 92 p., 2020 (formerly VGB-R 401 (German edition only)) 

978-3-96284-233-8 

978-3-96284-234-5 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-415-00-2020-12-DE 

Aufbereitung von REA-Abwasser, 

60 S., 2021 (vormals VGB-M 415) 

978-3-96284-119-5 

978-3-96284-120-1 

260,00 

260,00 

390,00 

390,00 

VGB-S-506-00-2019-02-DE 

Zustandsüberwachung und Prüfung der Komponenten von Dampfkesselanlagen, 

Druckbehälteranlagen und Wasser oder Dampf führende 

Rohrleitungen für Wärmekraftwerke, 126 S., 3. Ausgabe, 2019 

978-3-96284-239-0 

978-3-96284-240-6 

130,00 

130,00 

195,00 

195,00 

VGB-S-509-00-2019-11-DE 

Inhalte wiederkehrender Prüfungen an Rohrleitungen und deren 

Komponenten in Wärmekraftwerken, 48 S., 2020 

(vormals VGB-R 509) 

978-3-96284-189-8 

978-3-96284-190-4 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-540-00-2020-07-DE 

Dampfkühlung in Wärmekraftanlagen (Korrigendum der Ausgabe 

2019-07, vormals VGB-R 540) 225 S., 2021 

978-3-86875-235-2 

978-3-86875-236-9 

260,00 

260,00 

390,00 

390,00 

VGB-S-610-00-2019-10-DE 

BTR. Bautechnik bei Kühltürmen. VGB-Standard für den bautechnischen 

Entwurf, die Berechnung, die Konstruktion und die Ausführung 

von Kühltürmen, 84 S., 2019, (vormals VGB-R 610) 

978-3-86875-143-0 

978-3-86875-144-7 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-610-00-2019-10-EN 

Structural Design of Cooling Towers. VGB-Standard on the Structural 

Design, Calculation, Engineering and Construction of Cooling 

Towers, 82 p., 2019, (formerly VGB-R 610e) 

978-3-96284-145-4 

978-3-96284-146-1 

180,00 

180,00 

270,00 

270,00 

VGB-S-104-O 

Online-Leitfaden zur Umsetzung der Betriebssicherheitsverordnung 

in Kraftwerken – 2007, laufend aktualisiert 

Einzelplatzlizenz und Update. Netzwerklizenz für Mitglieder 

(Fördernde, Außerordentliche) (Ordentliche Mitglieder, siehe 

Hinweise unter www.vgb.org/vgbvs4om) 

Preise für die Netzwerklizenz für Nichtmitglieder auf Anfrage. 

290,00 

950,00 

390,00 

VGB-TW | VGB Technical Scientific Reports/VGB Technisch-wissenschaftliche Berichte 

VGB-TW 103Ve (2021) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2021, 254 p. 

VGB-TW 103V (2021) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2021, 254 S. 

VGB-TW 103Ae (2021) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2021, 138 p. 

VGB-TW 103A (2021) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2021, 138 S. 

VGB-TW 103Ve (2020) VGB – Availability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2020, 246 p. 

VGB-TW 103V (2020) VGB – Verfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2020, 246 S. 

VGB-TW 103Ae (2020) VGB – Analysis of Unavailability of Power Plants 2010–2019, 

Edition 2020, 138 p. 

VGB-TW 103A (2020) VGB – Analyse der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken 2010–2019, 

Ausgabe 2020, 138 S. 

978-3-96284-263-5 145,00 290,00 

978-3-96284-261-1 145,00 290,00 

978-3-96284-267-3 145,00 290,00 

978-3-96284-265-9 145,00 290,00 

978-3-96284-216-1 145,00 290,00 

978-3-96284-213-0 145,00 290,00 

978-3-96284-219-2 145,00 290,00 

978-3-96284-217-8 145,00 290,00 

be energised 

be inspired 

be connected 

be informed 


vgbe News | Personalien 


VGB PowerTech e.V. wird vgbe energy e.V. 

Nomen est omen: energy is us! vgbe energy e.V. 

Wir sind Energie – nun auch deutlich sichtbar im neuen Verbandsnamen. 

Seit der Gründung der „Vereinigung der Großkesselbesitzer e.V.“ im Jahr 1920, hat der 

Verband stets mit dem Wandel in der Energiebranche Schritt gehalten. Entwicklungen, 

die in unserer 102-jährigen Geschichte auch in den geänderten Verbandsnamen ihren 

Ausdruck gefunden haben. 

Im September 2021 haben wir unseren Verband um ein zusätzliches „e“ im Kürzel erweitert 

und haben uns seitdem unter der Marke vgbe sowie dem Motto „Energy is us“ präsentiert. 

Hierdurch verdeutlicht und unterstreicht vgbe seinen Anspruch und Auftrag, 

die Transformation des zukünftigen Energiesystems und die damit verbundenen Zukunftstechnologien 

für eine umweltfreundliche, sichere, wirtschaftliche und bezahlbare 

Energieversorgung gemeinsam mit seinen Mitgliedern und der Energiebranche aktiv 

voranzutreiben. 

Am 19. April 2022 wurde der neue Name vgbe energy e.V. in das Vereinsregister eingetragen 

und rundet somit den neuen Markenauftritt ab. Ebenso wurde die Umbenennung 

der Servicegesellschaft in vgbe energy service GmbH in das Handelsregister eingetragen. 

vgbe steht dabei für „vision generation benefit“. Hinter der neuen Marke verbirgt sich 

zudem eine deutliche Aufforderung – „be“ – sei! vgbe versteht sich damit als aktiver, 

agierender Partner der Energieversorgung: be energised, be inspired, be connected, be 

informed. Wir verstehen uns als Kommunikator, Brücke und Plattform für unsere Mitglieder 

und die Energiebranche und liefern als technologieneutraler Verband den nötigen 

Input und Impetus für die zukünftige Energieversorgung. 

L L www.vgbe.energy (212511927) 

VGB PowerTech e.V. becomes vgbe energy e.V. 

Nomen est omen: energy is us! vgbe energy e.V. 

We are energy – now also clearly visible in the new association name. 

Since the founding of the “Vereinigung der Großkesselbesitzer e.V.” in 1920, the association 

has always kept pace with changes in the energy industry. Developments that have 

also been expressed in the changed association names in our 102-year history. 

In September 2021, we added an additional “e” to our association’s abbreviation and 

since then we have presented ourselves under the “vgbe” brand and the motto “Energy is 

us”. With this new claim and extended abbreviation, vgbe highlights and underlines its 

claim and mission to actively promote together with its members and the energy industry 

the transformation of the future energy system and related future technologies for an 

environmentally friendly, secure, economic and affordable energy supply. 

On April 19, 2022, the new name vgbe energy e.V. was entered in the register of associations, 

thus rounding off the new brand identity. The renaming of the service company to 

vgbe energy service GmbH was also entered in the commercial register. 

vgbe stands for “vision generation benefit”. Behind the new brand there is also a clear call 

– “be”! vgbe thus sees itself as an active, acting partner in energy supply: be energised, be 

inspired, be connected, be informed. We see ourselves as communicator, bridge and platform 

for our members and the energy sector and as technology-neutral association, vgbe 

provides the necessary input and impetus for future energy supply. 

L L www.vgbe.energy (212511927) 

be energised 

be inspired 

be connected 

be informed 




news 

Vereinbarung Dampfkessel 014: 

„Beaufsichtigung von 

Dampfkesselanlagen“ 

• Vereinbarung bietet ergänzend zur 

TRBS 2141 zusätzliche 

Schutzmaßnahmen zum Betrieb von 

Dampfkesselanlagen 

(vgbe) Die Vereinbarung Dampfkessel 014 

„Beaufsichtigung von Dampfkesselanlagen“ 

stellt ergänzend zur TRBS 2141 zusätzliche 

Schutzmaßnahmen zum Betrieb 

von Dampfkesselanlagen dar, die nach bestem 

Wissen den Stand der Technik zum 

Zeitpunkt der Veröffentlichung wiedergeben 

soll. 

Die Verbändevereinbarung behandelt Anforderungen 

bei der ständigen Beaufsichtigung 

mittels Fernwarte, Anforderungen an 

Dampfkesselanlagen für den Betrieb ohne 

ständige Beaufsichtigung von bis 72 Stunden 

und für einen Zeitraum von länger als 

72 bis hin zu 168 Stunden. Zudem wird auf 

die Durchführung von Kontrollen und Prüfungen 

beim Betrieb ohne ständige Beaufsichtigung 

eingegangen. 

Contact 

Jens Ganswind-Eyberg 

E-mail: jens.ganswind@vgbe.energy 

LL 


vgbe 

Safety & Health Award 2022 

Ausschreibung für 

Nominierungen 

• Der Preis, der Safety & Health 

sichtbar macht 

(vgbe) Der vgbe Safety & Health Award unterstreicht 

die Bedeutung der Sicherheit 

und Gesundheit in der Erzeugung und 

Speicherung von Strom- und Wärme und 

hat den Menschen im Fokus. 

Die Ausschreibung zum vgbe Safety & Health 

Award 2022 ist jetzt eröffnet. 

Nominierung 

Das Vorschlagsrecht haben alle ordentlichen 

und fördernden vgbe Mitgliedsunternehmen. 

Online Einreichung 

Vorschläge enthalten 

• eine Beschreibung des vorgeschlagenen 

Projekts, 

• eine Begründung für dessen Auswahl. 

Das Vergabegremium ist international zusammengesetzt. 

Daher benötigen wir – soweit 

möglich – englischsprachige Unterlagen. 

• Abgabeschluss für Vorschläge ist 

der 15. Juli 2022. 

Vergabekriterien 

Die folgenden Kriterien werden bei der 

Vergabeentscheidung berücksichtigt: 

• Herausragendes Engagement für Safety 

& Health Compliance und Prävention, 

• Demonstration von Exzellenz, 

• Innovativer Charakter, 

• Anschlussfähigkeit für andere Projekte, 

Skalierbarkeit, Übertragbarkeit, 

• Wirksamkeit der Maßnahmen vor Ort. 

Die Vorschläge werden von einer Jury bestehend 

aus Mitgliedern des vgbe Technical 

Committees Safety & Health at Work 

und der vgbe Technical Group Safety at 

Work and Occupational Health evaluiert. 

Die Entscheidung ist endgültig. 

Kontakt 

Dr. Gregor Lipinski 

Telefon: +49 201 8128 272 

E-Mail: shaward@vgbe.energy 

vgbe 

Safety & Health Award 2022 

Call for nominations opened 

• The prize Safety & Health made visible 

(vgbe) The VGB Safety & Health Award 

emphasises the importance of safety and 

health in the generation and storage of 

electricity and heat and focuses on people. 

The call for the vgbe Safety & Health Award 

2022 is open. 

Nomination 

All ordinary and supporting vgbe member 

companies have the right of nomination. 

Online submission 

Proposals comprise 

• a description of the proposed project, 

• a justification for its selection. 

The awarding body is international. Therefore, 

we require – as far as possible – English-language 

documents. 

• Deadline for proposals is 15 July 2022. 

Award criteria 

The following criteria will be considered in 

the award decision: 

• Outstanding commitment to Safety & 

Health Compliance and Prevention, 

• Demonstration of excellence, 

• Innovative character, 

• Connectivity for other projects, 

scalability, transferability, 

• Effectiveness of the measures at site. 

The proposals will be evaluated by a jury 

consisting of members of the vgbe Technical 

Committee Safety & Health at Work and 

the vgbe Technical Group Safety at Work 

and Occupational Health. The decision is 

final. 

Contact 

Dr Gregor Lipinski 

Phone: +49 201 8128 272 

E-mail: shaward@vgbe.energy 

LL 


The vgbe 

Safety & Health Award 2021 

was presented to 

ENGIE Thermal Europe 



Personalien 

Rolls-Royce: 

Executive team change 

(r-r) Rolls-Royce announced that Andreas 

Schell, President – Power Systems, has decided 

to step down to take up the post of 

CEO at Energie Baden-Württemberg AG 

(EnBW), one of the largest energy companies 

in Germany and Europe. The search 

for his successor is currently underway and 

a further announcement will be made in 

due course. Andreas, who joined at the 

start of 2017, will continue in his current 

role to ensure a seamless transition but no 

later than the end of the year. 

Warren East, CEO, said: “Andreas has successfully 

repositioned our Power Systems 

business from an engine manufacturer to a 

provider of sustainable power solutions 

and set it upon a firm path to capture the 

commercial opportunity presented by the 

energy transition. He has strengthened the 

leadership team in the business and together 

they have secured the highest order 

book in the organisation’s history. I would 

like to thank him for his hard work and perseverance 

over the past five years and also 

his commitment to leading the business 

while we work towards a smooth leadership 

transition.” 

LL 

www.rolls-royce.com 

Ken Galt, ESKOM 

• passed away on Sunday morning 

1 May 2022 

(vgbe) Ken Galt was an outstanding scientist 

in the field of power plant chemistry, 

contributing a wealth of valuable research 

findings, notably studies on many topics. 

He was respected world-wide and will be 

sadly missed, not just for his knowledge 

and experience, but particularly as a very 

good friend and colleagueto many of the 

power plant chemists around the globe. 

Ken was open to anyone and shared all his 

knowledge and experiences to anyone in 

need or interested. 

By that he enriched so many people, both 

younger and elder and supported many in 

their professional career and success. 

Ken was very active also outside his daily 

work at ESKOM and so he contributed to 

guidelines, like VGB, IAPWS and many other 

organizations. He also gave several presentations 

at the annual VGB Conference 

Chemistry. 

Dr. Francisco Blangetti – Nachruf 

Dr. Francisco Blangetti verstarb kürzlich 

im Alter von 85 Jahren in Baden, Schweiz. 

Er war allseits anerkannter Fachmann für 

Turbinenkondensatoren im Dienst von ABB 

Baden und später GE und hat sich auch intensiv. 

Bis ins hohe Alter hat sich Francisco 

Blangetti in die VGB-Arbeit eingebracht 

mit Fachartikeln, Gremienarbeit und intensive 

Mitarbeit an VGB-Richtlinien, zuletzt 

noch bis 2017 am Standards VGB-S-130. 

Nachruf zum Tod von 

Dipl.-Ing. grad. Karl-Heinz Mayer 

Karl-Heinz Mayer verstarb unerwartet am 

17. Februar 2022 in Oberostendorf in Bayern 

im Alter von 87 Jahren. 

Nach seinem Abschluss des Ingenieur-Studiums 

Maschinenbau an der Staatlichen 

Ingenieurschule in Esslingen 1961 arbeitete 

er bei der MAN Nürnberg, später Alstom 

Energie GmbH, im Turbinenbau. 1974 wurde 

er zum Oberingenieur und 1975 zur 

Führungskraft ernannt. In diesen Jahren 

entwickelte er sich zum Experten für Werkstoffe 

und ihre Beanspruchung in Turbinenbauteilen, 

für Qualitätsprüfung (insbesondere 

mit Ultraschallprüfverfahren), 

und für Berechnungsverfahren zur Auslegung 

und Konstruktion von Turbinenbauteilen. 

Aus diesem Aufgabenumfeld heraus 

vertrat er sein Unternehmen in den verschiedenen 

externen Arbeitskreisen. 

Ich lernte Heinz Mayer als erfahrenen Experten 

und sehr aktiv die Gemeinschaftsarbeit 

mitgestaltenden und fordernden Vertreter 

der damaligen Wettbewerbsfirma 

MAN Nürnberg in meinen ersten Arbeitskreissitzungen 

in den 1970er Jahren als 

Vertreterin der damaligen Kraftwerk Union, 

heute Siemens Energy, kennen. Die gemeinsamen 

Projekte beim VGB PowerTech, 

dem VdEh und seinen Arbeitsgemeinschaften 

(u.a. Schwere Schmiedestücke und 

Warmfeste Stähle), dem Verein Deutscher 

Gießereien VDG, der Forschungsvereinigung 

Verbrennungskraftmaschinen FVV 

des VDMA, in dem Europäischen Forschungsverbund 

COST, und mit dem amerikanischen 

Electric Power Research Institute 

(EPRI) gestalteten die Zusammenarbeit 

in der vorwettbewerblichen Forschung 

und Entwicklung. 

Diese Entwicklungen waren geprägt von 

einer intensiven und anspruchsvollen, aufwendigen 

und fairen Zusammenarbeit der 

nationalen und internationalen herstellenden 

Industrie von Bauteilen und Komponenten, 

den erst deutschen und dann europäischen, 

und später projektbezogen japanischen 

und amerikanischen Kraftwerksherstellern, 

den Prüforganisationen, den 

Kraftwerksbetreibern, den Verbänden und 

den nationalen und internationalen Forschungsinstituten. 

Es handelte sich hier um Projekte, die zum 

Teil aus öffentlichen nationalen und internationalen 

Mitteln, und natürlich von der 

Industrie direkt, gefördert wurden. 

Mit seinem umfangreichen Wissen war er 

in seinem Unternehmen ein gefragter Partner 

und Ratgeber bei der Konstruktion, 

Auslegung und Beurteilung der Beanspruchbarkeit 

und Lebensdauer der Komponenten, 

bei der Beurteilung von Befunden 

bei den Revisionen von Kraftwerken, 

und nicht zuletzt bei Schadensereignissen. 

In den nationalen und internationalen Arbeitskreisen 

regte er umfangreiche und 

weltweit bahnbrechende Entwicklungsprojekte 

an, bei denen seine Ideen, angestrebte 

Versuche bei realistischen Spannungen 

und Temperaturen mit sehr langen 

Versuchszeiten, die systematischen Auswertungen, 

und auch kritische Bewertungen 

zu neuen Erkenntnissen führten. Viele 

dieser Ergebnisse waren weltweit einmalig 

und ermöglichten einen bedeutenden 

know-how Vorsprung der Europäischen 

Kraftwerksindustrie. 

Seine Forschungsergebnisse wurden in 

zahlreichen Veröffentlichungen und Vorträgen 

dokumentiert und häufig zitiert. 

Sein sympathisches, auf Menschen zugehendes 

und verbindliches Wesen, seine Loyalität, 

seine Geduld und Hilfsbereitschaft, 

sein umfangreiches Wissen und die Liebe 

zur Technik, sein unermüdlicher Fleiß, 

aber auch seine nachdrücklichen Forderungen, 

verstärkten die Erfolge seiner und 

unser aller Arbeit. 

Er war ein echter Ingenieur und Partner! 

Mit seinen persönlichen Eigenschaften war 

er Vorbild für uns, stets vorantreibend, lobend 

fördernd und immer positiv. Danke, 

er hat uns viel gelehrt. 

Karl-Heinz Mayer wird uns fehlen. 

LL 

Prof. Dr-Ing. Christina Berger, 

Technische Universität Darmstadt 


Inserentenverzeichnis 

Media 

News 

VGB Service: Wir für Sie in 2022 

Die Mediadaten des ab 2022 erscheinenden 

vgbe energy journal – bislang VGB 

POWERTECH – sind jetzt erschienen und 

stehen als Download unter anderem mit 

der Themenplanung auf unseren Webseiten 

www.vgbe.energy und www.vgbe. 

services zur Verfügung. 

Martin Huhn unterstützt Sie gerne als Ansprechpartner 

für Ihre Insertionen in unserer 

internationalen Fachzeitschrift sowie 

unseren weiteren Publikationen zu Veranstaltungen. 

Kontakt: Martin Huhn ist über die bekannte 

Durchwahl 0201 8128-212 und unter 

der E-Mail ads@vgbe.energy zu erreichen. 

LL 

vgbe.services 

vgbe energy journal 

MEDIADATEN 2022 

Internationale Fachzeitschrift für die Erzeugung 

und Speicherung von Strom und Wärme 

Sonderpublikationen zu vgbe-Veranstaltungen 

Mediapartner Ihrer Veranstaltung 

Online-Werbung und Jobörse 

KURZCHARAKTERISTIK | THEMEN | ANZEIGENPREISLISTE | KONTAKTE 

Media-Informationen 2022 

l Kurzcharakteristik 

l Leseranalyse 

l Redaktionsplan 

l Anzeigeninformation 

l Kontakte 

Beratung: Martin Huhn 

e ads@vgbe.energy 

t +49 201 8128-212 

f +49 201 8128-302 

w www.vgbe.energy | Publikationen 

Inserentenverzeichnis 5 l 2022 

vgbe Congress 2022 


Titelseite/U I 

E-world 

COMMUNITY21 

vgbe-Seminar 

Wasseraufbereitung 31 

Swan Systems Engineering U IV 

Hinwil, Switzerland 

Evonik Industries AG 

U II 

Stellenanzeige 

BRAUER Maschinentechnik AG 9 

Energy-Campus Deilbachtal 3 


Dampfturbinen und 

Dampfturbinenbetrieb 2022 13 

vgbe-Workshop 

Materials & Quality 26 

Assurance 2023 


Basics Wasserchemie im Kraftwerk 39 


Chemie im 85 



vgbe Events | Events 

vgbe Events 2022 | Please visit our website for updates! 

– Sub ject to chan ge – 

Congress/Kongress ´22 

vgbe Kongress 2022 



IT-Sicherheit in Energieanlagen 


Moers, Deutschland 

Kontakt 

Barbara Bochynski 

t +49 201 8128-205 

e vgbe-it-sicherheit@vgbe.energy 


Basics Wasserchemie 

im Kraftwerk 



Kontakt 


t +49 201 8128-214 


14 & 15 September 2022 


Contact 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e vgbe-congress@vgbe.energy 

Angela Langen 

t +49 201 8128-310 


Konferenzen | Fachtagungen 

vgbe-Chemiekonferenz 2022 

vgbe Conference Chemistry 2022 

mit Fachausstellung/ 

with Technical Exhibition 

25 to 27 October 2022 

Dresden, Germany 

Contact 

Ines Moors 

t +49 201 8128-274 

e vgbe-chemie@vgbe.energy 


Brennstofftechnik, Feuerungen 

und Abgasreinigungstechnik 2022 

mit Fachausstellung 

28. und 29. September 2022 

Hamburg, Deutschland 

Kontakt 


t +49 201 8128-205 

e vgbe-brennstoffe@vgbe.energy 

Seminare | Workshops 


Wasseraufbereitung 

28. & 29. Juni 2022 


Kontakt 


t +49 201 8128-214 

e vgbe-wasseraufb@vgbe.energy 

vgbe-Workshop 

12. Emder Workshop „Offshore 

Windenergie – Arbeitsmedizin“ 

16. & 17. September 2022 

Emden, Deutschland 

Kontakt 

e vgbe-arbeitsmed@vgbe.energy 


Stilllegung und Rückbau von 

Energie- und Industrieanlagen2022 



Velbert, Deutschland 

Kontakt 


t +49 201 8128-205 

e vgbe-rueckbau@vgbe.energy 

Information on all events 

with exhibition/Aus kunft 

zu allen Veranstaltungen 



Öl im Kraftwerk 


Bedburg, Deutschland 

Kontakt 


t +49 201 8128-232 

e vgbe-oil-pp@vgbe.energy 


Chemie im 


15. und 16. Novmeber 2022 


Kontakt 


t +49 201 8128-214 


VGB Expert Event 

Digitalization in 

Hydropower 2022 

17 & 18 November 2022 

Live & OnLine 

Contact 

e vgbe-digi-hpp@vgbe.energy 

t +49 201 8128-310/-299, 

e events@vgbe.energy 

Updates www.vgbe.energy 

Exhibitions and Conferences 

E-world 2022 energy & water 

21 to 23 June 2022 

MESSE ESSEN, Essen, Germany 

www.e-world-essen.com 

54. Kraftwerkstechnisches 

Kolloquium 

18. & 19. Oktober 2022 

Dresden, Deutschland 

Short Link: https://t1p.de/3ro8e 

Enlit 2022 

29 November to 1 December 2022 

Frankfurt a.M., Germany 

www.enlit-europe.com 


Preview | Imprint 

Preview 6 l 2022 

Focus: Gas turbines 

and gas turbine operation 

Combined cycle power plants 

(CCPP) | 

Fokus: Gasturbinen 

und Gasturbinenbetrieb 

Kombikraftwerke (GuD) 

IP/LP turbine retrofit at the CES power 

plant, Colombia (172 MW) 

Nachrüstung der IP/LP-Turbine im 

Kraftwerk CES, Kolumbien (172 MW) 

Peter Weiß 

The role of carbon capture and storage in 

net zero emission electricity systems 

Die Rolle der Kohlenstoffabscheidung 

und -speicherung in Netto-Null-Emissions-Stromversorgungsystemen 

Yoga Wiendad Pratma and Niall May Dowell 

Experience with grid connection guidelines 

and certification of Howden/KK&K 

turbines 

Erfahrungen mit Netzanschlussricht linien 

und der Zertifizierung von Howden/ 

KK&K-Turbinen 

Simon Stummann, Matthias Schleer 

and Cornelia Liebmann 

Thermischer Wirkungsgrad in % 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

ORC 

seit 2000 

Nuklear 

Solarthermal 

Geothermal 

WHR 

Carnot Wirkung. 

theor. Limit 

S-CO 2 ind. Zyklus 

seit 2009 

Dampfturbine 

> 100 Jahre 

Kohle 

200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 

Turbineneintrittstemperatur in o C 

S-CO 2 ind. Zyklus 

seit 2012 

Gasturbine 

> 75 Jahre 

LNG 

(CCGT) 

Thermal efficiency of energy 

conversion processes and applications. 

To be published in the article 

“Construction of an experimental 

plant with supercritical carbon 

dioxide (sCO2) as a working 

medium in power cycles” 

by S. Unger, S. Fogel, S. Rath, 

U. Gampe and U. Hampel 

Imprint 

Publisher 


Chair: 

Dr. Georg Stamatelopoulos 

Executive Managing Director: 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Address 



45257 Essen 

Germany 

Tel.: +49 201 8128-0 (switchboard) 

The journal and all papers and photos 

contained in it are protected by copyright. 

Any use made thereof outside the Copyright 

Act without the consent of the publishers is 

prohibited. This applies to reproductions, 

translations, microfilming and the input 

and incorporation into electronic systems. 

The individual author is held responsible for 

the contents of the respective paper. Please 

address letters and manuscripts only to the 

Editorial Staff and not to individual persons of 

the association´s staff. We do not assume any 

responsibility for unrequested contributions. 

Diese Fachzeitschrift und alle in ihr enthaltenen 

Beiträge und Fotos sind urheberrechtlich 

geschützt. Jede Verwertung außerhalb 

der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist 

ohne Zustimmung der Herausgeber unzulässig. 

Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, 

Übersetzungen, Mikroverfilmungen 

und die Einspeisung und Verarbeitung in 

elektronischen Systemen. Für den Inhalt 

des jeweiligen Beitrages ist der einzelne 

Autor verantwortlich. Bitte richten Sie 

Briefe und Manuskripte nur an die Redaktion 

und nicht an einzelne Personen. 

Für unaufgefordert eingesandte Beiträge 

übernehmen wir keine Verantwortung. 

Editorial Office 

Editor in Chief: 

Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Tel.: +49 201 8128-300 

Fax: +49 201 8128-302 

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Web: www.vgbe.energy 

Editorial Staff 

Dr. Mario Bachhiesl 

Dr.-Ing. Thomas Eck 

Dr.-Ing. Christian Mönning 

Dr.-Ing. Oliver Then 

Dipl.-Ing. Ernst Michael Züfle 

Scientific Editorial Advisory Board 

Prof. Dr. Frantisek Hrdlicka, 

Praha, Czech Republic 

Prof. Dr. Antonio Hurtado, Dresden, Germany 

Prof. Dr. Emmanouil Kakaras, Athens, Greece 

Prof. Dr. Alfons Kather, Hamburg, Germany 

Prof. Dr. Harald Weber, Rostock, Germany 

Editing and Translation 

VGB PowerTech 

Distribution 


Gregor Scharpey 


45257 Essen 

Germany 

Subscriptions: 

Tel.: +49 201 8128-271 

Fax: +49 201 8128-302 

Advertisements 

Martin Huhn 

Tel.: +49 201 8128-212 

Fax: +49 201 8128-302 

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Advertisement Rate Card 

No. 53 of 1 January 2022 

Advertising Representation 

for USA and North America 

Trade Media International Corp. 

421 Seventh Avenue, Suite 607, 

New York, N.Y. 10001–2002 

USA 

Tel.: +1 212 564-3380, 

Fax: +1 212 594-3841 

E-mail: rdtmicor@cs.com 

Publishing Intervals 

Monthly (11 copies/year) 

2022 – Volume 102 

Subscription Conditions 

Annual subscription price for 

11 copies (2022): 330.63 € 

Price per copy: 39.50 € 

Germany: VAT (USt.) and postage 

are included. 

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not included. 

Postage: Europe 46.- €, other countries 92.- €. 

Bookseller’s discount 10 %. 

The subscription extends to another 

year if no written cancellation is made 

1 month before expiry. 

vgbe energy members receive one copy 

free of charge regularly; 

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Printing and Processing 

inpuncto:asmuthdruck + medien gmbh 

Richard-Byrd-Straße 39 

Medienzentrum Ossendorf 

50829 Köln, Germany 

Information for authors and abstracts 

are available for download at 

www.vgbe.energy | Publications 



EDITORIAL SCHEDULE 2022 

Please check our website for updates 

and vgbe events: 

be informed www.vgbe.energy * 

Issue Focal points Additionally in each issue: Energy News, Calendar, People Advertisement and printing deadline 

January/ Trends and Innovation in Power Generation – VGB Congress 2021 | Energy system of the future | 3 Febuary 2022 

Februar Hydrogen and further options for energy carriers 

March Chemistry in power generation and storage | Cogeneration | Industrial and cogeneration plants 2 March 2022 

Thermal Waste Utilisation and Fluidised Bed Combustion, 23 and 24 March 2022, Hamburg/Germany 

April Hydropower | Digitisation | Control room technology | Big data in power generation | Fuel technology and furnaces 4 April 2022 

Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf 

May Environmental technologies | Decommissioning and dismantling in conventional power generation and for renewables | 2 May 2022 

Nuclear power, nuclear power plants: operation and operating experience, decommissioning, waste disposal 

KELI – Conference for Electrical Engineering, I&C and IT 2022, 10 to 12 June 2022, Bremen/Germany 

June Gas turbines and gas turbine operation | Combined cycle power plants (CCPP) | 30 May 2022 

Sector coupling and power generation | Redispatch 

Steam Turbines 2022, 14 and 15 June 2022, Cologne/Germany 

July Thermal waste and sewage sludge treatment, fluidised-bed combustion | Gas and diesel engines | 24 June 2022 

Cyber-security in the energy sector | Knowledge management, documentation, databases 

August Power-2-X | Flexibility in power and heat generation | Emission control and reduction technologies | 28 July 2022 

Occupational safety and health protection | Environmental technology, emissions reduction | Conservation of know-how 

September Special issue vgbe Congress 2022, 14 and 15 September 2022, Antwerp/Belgium 19 August 2022 

Renewables and distributed generation: Hydro power, on- and offshore wind power, solar-thermal power plants, 

photovoltaics, biomass, geothermal generation 

October Electrical engineering, instrumentation and control | Quality assurance | 30 September 2022 

Materials: Latest developments and experience in power plant engineering 

vgbe Conference Chemistry 2022, 25 to 27 October 2022, Dresden 

November Steam turbines and steam turbine operation | Steam generators | Civil engineering for conventional power plants, 27 October 2022 

wind and hydro power plants 

Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna 

December vgbe Congress 2022, Antwerp/Belgium: Reports, impressions | Research in power generation & storage | Power plant by-products 28 November 2022 

Editorial deadline technical papers: 2 months prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for Authors”, www.vgbe.energy ... Publications) 

Deadline for submission of technical papers: 1 month prior to publication 

Editorial deadline news: 4 weeks prior to publication of respective issue (please also refer to the “Guidelines for News”, www.vgbe.energy ... Publications) 

* vgbe energy has been the new brand identity of VGB PowerTech since September 2021. 

Contact: 

VGB PowerTech Service GmbH, 

Deilbachtal 173, 45257 Essen, Germany | 

Editor in Chief: Dipl.-Ing. Christopher Weßelmann 

Editorial p +49 201 8128-300 

department: f +49 201 8128-302 

e pt-presse@vgbe.energy 

Advertisements Martin Huhn, 

and sales: Sabine Kuhlmann, 


p +49 201 8128-212 

f +49 201 8128-302 

e ads@vgbe.energy 


REDAKTIONSPLAN 2022 

Aktualisierungen und Veranstaltungstermine 

finden Sie hier: 

be informed www.vgbe.energy * 

Ausgabe Themenschwerpunkte In jeder Ausgabe: Nachrichten aus Energiewirtschaft und -technik Anzeigen- und Druckunterlagenschluss 

Januar/ Trends und Innovationen in der Stromerzeugung – VGB-Kongress 2021 | Energiesystem der Zukunft | 3. Februar 2022 

Februar Wasserstoff und alternative Energieträger 

März Chemie in der Energieerzeugung und -speicherung | Kraft-Wärme-Kopplung | Industriekraftwerke | Blockheizkraftwerke 2. März 2022 

Thermische Abfallverwertung und Wirbelschichtfeuerungen, 23. und 24. März 2022, Hamburg 

April Wasserkraft | Digitalisierung | Warten- und Leitstandtechnik | Big Data in der Stromerzeugung | 4. April 2022 

Brennstofftechnik und Feuerungen 

Materials and Quality Assurance 2022, 4 and 5 May 2022, Schloss Paffendorf 

Mai Umwelttechnik | Stilllegung und Rückbau konventioneller Anlagen und im Bereich Erneuerbarer Energien | 2. Mai 2022 

Kernenergie, Kernkraftwerke: Betrieb und Betriebserfahrungen, Rückbau und Entsorgung 

KELI – Konferenz für Elektro-, Leit- und Informationstechnik 2022, 10. bis 12. Juni 2022, Bremen 

Juni Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb | Kombikraftwerke (GuD) | Sektorkopplung und Stromerzeugung | Redispatch 30. Mai 2022 

Dampfturbinen 2022, 14. und 15. Juni 2022, Köln 

Juli Thermische Abfall-, Klärschlammbehandlung und Wirbelschichtfeuerungen | Gas- und Dieselmotoren | 24. Juni 2022 

Cyber-Security in der Energiewirtschaft | Wissensmanagement, Dokumentation, Datenbanken 

August Power-2-X | Flexibilität in der Strom- und Wärmeerzeugung | Emissionsminderungstechnologien | Arbeitssicherheit und 28. Juli 2022 

Gesundheitsschutz | Aus-, Fort- und Weiterbildung für die Energieerzeugung | Know-how- und Kompetenzsicherung 

September Spezialausgabe vgbe-Kongress 2022, 14. und 15. September 2022, Antwerpen/Belgien 19. August 2022 

Erneuerbare Energien und Dezentrale Erzeugung: Wasserkraft, On- und Offshore-Windkraft, Solarthermische Kraftwerke, 

Photovoltaik, Biomasse und Biogas, Geothermie 

Oktober Elektro-, Leit- und Informationstechnik | Qualitätssicherung | Werkstoffe: Neue Entwicklungen und Erfahrungen in der Stromerzeugung 30. September 2022 

vgbe-Chemiekonferenz 2022, 25. bis 27. Oktober 2022, Dresden 

November Dampfturbinen und Dampfturbinenbetrieb | Dampferzeuger | Bautechnik für Kraftwerke, Windenergieanlagen und Wasserkraftwerke 27. Oktober 2022 

Digitisation in Hydropower 2022, 8 and 9 November 2022, Vienna 

Dezember vgbe-Kongress 2022, Antwerpen/Belgien: Berichte, Impressionen | Forschung für Stromerzeugung & Energiespeicherung | 28. November 2022 

Nebenprodukte in der Strom- und Wärmeerzeugung 

Redaktionsschluss für Fachbeiträge: 2 Monate vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Autorenhinweise“, www.vgbe.energy ... Publikationen ... vgbe energy journal) 

Unterlagenabgabe: bis 1 Monat vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe 

Redaktionsschluss für Pressemitteilungen/Nachrichten: 4 Wochen vor Erscheinen der jeweiligen Ausgabe (s. a. „Hinweise zu Pressemitteilungen“, www.vgbe.energy ... Publikationen) 

* vgbe energy ist seit September 2021 der neue Markenauftritt des VGB PowerTech. 

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

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