Advanced Nuclear Power - AREVA

Advanced Nuclear Power
E I N K U N D E N M A G A Z I N V O N A R E V A
Nr. 10 Mai 2004
Titelgeschichte
Finnland entscheidet
sich für den EPR

I N H A L T S V E R Z E I
Ausblick
3 Finnland ebnet den Weg
Branchen-Einblick
6 Steckt die Deregulierung in der Sackgasse?
Titelgeschichte
12 Finnland entscheidet sich für den EPR
Advanced Nuclear Power
Nr. 10 Mai 2004
IMPRESSUM
Herausgeber
Michel Jamard
Redaktionsleitung
Susan Hess
Redaktion
Christine Fischer
Catherine Rouet
Philippe Rouiller
Martha Wiese
Gestaltung
Anstey Advertising Group
Autoren
Alice Clamp, Emmanuel de Magny,
Christine Fischer, Fritz Grimm,
Dieter Kreuter, Sören Künne,
Gérard Pérotto, Rick Piester,
Wilfried Schröter, Martha Wiese
Feature
4 AREVA T&D – Das jüngste Mitglied in unserer Gruppe
5 Alles zur AREVA-Werbekampagne „Energy Experts“
8 Callaway steigt auf digitale Leittechnik um
10 Digitales Erregersystem für Comanche Peak
11 Wissensintegration in der Instandhaltung:
Ein zukünftiger Erfolgsfaktor
18 Lösung für „Sumpfverstopfung“ in Druckwasserreaktoren
19 NOAH beseitigt das Natrium aus Schnellen Brütern
20 Innovative Lösung für kleinen Reaktordruckbehälter-Deckel
21 FEATS: Ein neues Tool zur Vorhersage und Verfolgung
der Versprödung von Reaktorwerkstoffen
22 Optimierte Brennelemente mit bestem Betriebsverhalten
dank KATHY
23 Mehr Megawatt durch Eliminierung von Radiolysegas-
Ansammlungen im Speisewasser-Dampf-Kreislauf
Rubriken
24 Kurz berichtet
26 Aufträge
27 Komponenten & Service
ATRIUM und M5 sind Warenzeichen von Framatome ANP.
TELEPERM ist ein Warenzeichen von Siemens.
ADAM und SIPLUG sind eingetragene Warenzeichen von Siemens.
SURE-FLOW ist ein Warenzeichen von Performance Contracting Inc.
Titelbild: Fotomontage des finnischen Standorts Olkiluoto.
Im Hintergrund sind die beiden in Betrieb befindlichen Blöcke des
Stromerzeugers TVO zu sehen und im Vordergrund der EPR.

C H N I S Ausblick
4
12
Finnland ebnet den Weg
Die Billigung eines Kernkraftwerks-Neubaus
durch Regierung und Parlament
in Finnland und die anschließende
Bestellung eines Reaktors durch den Stromerzeuger
Teollisuuden Voima Oy (TVO) ist in mehrfacher
Hinsicht ein Meilenstein. Sie wird auch der
Kernenergie Aufwind geben in dem sich ständig
verändernden weltweiten Energieszenario, in dem
eine dauerhafte Energieversorgung, Wettbewerbsfähigkeit
und die Einhaltung des Kyoto-Protokolls
unter einen Hut gebracht werden müssen.
Diese Entscheidung ist das Ergebnis einer demokratischen Debatte, in einem
Land, in dem der Umweltschutz groß geschrieben wird. Die Tatsache, dass der
Neubau privat finanziert wird, sagt viel über die ökonomische und technologische
Anziehungskraft der Kernenergie aus.
21
Nach einem strengen Ausschreibungsverfahren entschied sich TVO für den EPR,
einen der beiden von unserer Gruppe angebotenen Reaktor-Typen. Der EPR ist
das Ergebnis der deutsch-französischen Zusammenarbeit bei Herstellern, Betreibern
und Sicherheitsbehörden. Er vereinigt in sich die wesentlichen Erfahrungen
mit den leistungsfähigsten heutigen Druckwasserreaktoren – den französischen
N4- und den deutschen Konvoi-Anlagen. Mit seinen innovativen Merkmalen bezüglich
Sicherheit und Wirkungsgrad ist der EPR derzeit der hinsichtlich Wirtschaftlichkeit
und Sicherheit führende Kernkraftwerkstyp.
Dass sich TVO für uns entschieden hat, bestätigt die Richtigkeit unserer Strategie,
sowohl Druckwasserreaktor- als auch Siedewasserreaktor-Anlagen anzubieten,
um so den Bedürfnissen der Kunden gerecht zu werden. Die Verbindung zwischen
unserer Weltmarktführung und dem Know-how unseres Konsortialpartners
Siemens sind die Garantie für TVO, dass unsere Teams ihr Bestes geben
werden, um Olkiluoto 3 zu einem durchschlagenden Erfolg zu machen. Ich
habe volles Vertrauen in die Teams, die an diesem Vorhaben beteiligt sind. Dies
ist mit Sicherheit eine große Chance für die gesamte Kernenergie.
Vincent Maurel
Vorstandsmitglied von AREVA,
Vorstandsvorsitzender von Framatome ANP

Feature
AREVA T&D – Das jüngste
Mitglied in unserer Gruppe
• Hoch- und Mittelspannungsschaltanlagen,
Transformatoren, Module und
Gesamtlösungen,
• flexible alternative Energieübertragungssysteme
sowie Power Quality-
Anlagen,
• dezentrale Energieversorgungsanlagen
(einschließlich erneuerbarer Energien),
• Automatisierung, Schutz- und Schaltanlagenleittechnik,
Verbrauchsermittlung
und -abrechnung für Großkunden,
• Systeme für Energiemanagement
und Energiehandel.
AREVA T&D bietet Gesamtlösungen für Schaltanlagen.
Mit der Angliederung des Geschäftsbereichs
AREVA T&D
(Transmission & Distribution) hat
AREVA ihre Aktivitäten auf dem Energiesektor
weiter ausgeweitet. AREVA
T&D bietet ein umfassendes Spektrum
an Ausrüstungen, Dienstleistungen und
Lösungen auf dem Gebiet der Energieübertragung
und -verteilung. Die 2001
gegründete AREVA hat ihren Hauptsitz
in Paris (Frankreich). Das Unternehmen
beschäftigt mittlerweile rund 75000
Mitarbeiter und erzielte 2003 einen
Jahresumsatz von 11,5 Milliarden Euro
mit Energietechnik und Konnektorensystemen.
Als ein weltweit führendes Unternehmen
in der Energietechnik ist AREVA
auf allen Kontinenten vertreten und hat
sich zum Ziel gesetzt, den Kunden in
aller Welt innovative Lösungen zu bieten.
AREVA T&D
AREVA hat im Januar 2004 den Bereich
T&D von ALSTOM übernommen.
Dies wird unsere strategische Position
und unsere Fähigkeiten auf dem Energiesektor
stärken und unsere Kernkompetenzen
erweitern.
AREVA T&D stellt Ausrüstungen und
Dienstleistungen für den Hochspannungs-
und Mittelspannungsmarkt bereit.
Die Produkte werden zur Übertragung
und Verteilung des elektrischen Stroms
vom Kraftwerk bis zum Endverbraucher
verwendet. Mit über 25000 Mitarbeitern
und einem Jahresumsatz von vier Milliarden
Euro ist AREVA T&D der größte
der vier Geschäftsbereiche des Geschäftsfeldes
Energie der AREVA-Gruppe.
T&D ist seit über hundert Jahren auf
dem Gebiet der Energieübertragung
und -verteilung tätig und verfügt über
umfassendes Wissen. Der Bereich bietet
seinen Kunden aus allen Industriezweigen
technisch führende Produkte, umfassende
Dienstleistungen und maßgeschneiderte
Lösungen.
Diese Produkte und Dienstleistungen garantieren
die Zuverlässigkeit, Qualität und
Sicherheit der Stomversorgung und ermöglichen
dank Informationsmanagement
eine effiziente Nutzung der Netze.
Das Spektrum von AREVA T&D umfasst:
Um den Bedürfnissen der Kunden gerecht
zu werden, bietet AREVA T&D
über die weltweiten Standorte vor Ort
auch umfassende Dienstleistungen:
• Planung von Netzsystemen, Beratung
und Diagnose,
• Montage, Inbetriebnahme und Überwachung,
• Instandhaltung einschließlich Ersatzteilversorgung,
• Reparaturen und Hilfestellung im
Notfall,
• Modernisierung, Ertüchtigung und
Überholung,
• Betrieb und Asset Management,
• Training, Schulung.
Dank des in vielen Branchen gesammelten
Wissens kann AREVA T&D seine
Kunden umfassend unterstützen und
Lösungen für alle Branchen bieten:
• Power Engineering,
• Energieverteilung,
• Erneuerbare Energien,
• Erdöl und Erdgas,
• Wasser,
• Zellstoff und Glas,
• Eisenbahnen,
• Bergbau und Metall.
AREVA T&D ist auf dem Gebiet der
Energiemanagement-Software weltweit
die Nummer 1. Bei den Hochspannungsanlagen
sind wir die Nummer 2
und bei den Mittelspannungsanlagen die
Nummer 3. ■
4 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Alles zur AREVA-Werbekampagne
„Energy Experts“
Mit dem Erwerb
und der Integration
des Bereichs
„Transmission &
Distribution“ von
Alstom (T&D) fasst
AREVA ihre Aktivitäten
auf dem Energiesektor
unter dem AREVA-
Logo zusammen. Konkret
bedeutet dies, dass
Framatome ANP und
Cogema gemeinsam
mit T&D zukünftig
unter dem Markennamen
AREVA antreten
werden. Das neue
Logo und die neue
Marke dienen der
Schaffung einer gemeinsamen
Identität,
die gesellschaftsrechtlichen
Namen unserer
Geschäftseinheiten und
ihrer Tochterfirmen
bleiben unverändert.
Der Medien-Plan 2004
• 110 Länder
• 45-Sekunden-Spot auf
32 internationalen TV-Sendern
• 300 Veröffentlichungen in der
internationalen Presse
• 3000 Ausstrahlungen des
TV-Spots
• 7 Millionen Clicks im Internet
• Verteilung des Films an zwei
Luftfahrtgesellschaften
1 Uranbergbau: AREVA, der
weltweit zweitgrößte Uranproduzent,
führt die Prospektion, den Abbau
des Erzes, seine Aufbereitung sowie
die Rekultivierung der stillgelegten
Bergbauanlagen durch.
2 Urananreicherung und Produktion
von Kernbrennstoffen:
Nach dem Abbau und der Aufbereitung
muss das Uran in chemischen und physikalischen
Prozessen weiterverarbeitet
werden: Es wird vor der Anreicherung
in gasförmiges Uranhexafluorid umgewandelt.
Das angereicherte Gas wird in
pulverförmiges Uranoxid überführt, das
anschließend thermisch zu Keramikpellets
(Brennstofftabletten) geformt wird.
Diese werden in Brennstäbe gefüllt, die
ihrerseits zu Brennelementen zusammengefasst
werden.
3 Design und Bau von Reaktoren:
AREVA konstruiert und
fertigt Druckwasser-, Siedewasser- und
Forschungsreaktoren. Die Gruppe führt
ebenfalls die Instandhaltung und Wartung
aller Kernkraftwerkstypen durch.
4 Wiederaufarbeitung und Recycling
von Kernbrennstoffen:
Nach der Verwendung in den Kernkraftwerken
wird der Brennstoff wiederaufgearbeitet.
AREVA hat Hightech-Lösungen
entwickelt, die die Rückgewinnung von
96 Prozent des abgebrannten Brennstoffs
ermöglichen. Die Gruppe bietet darüber
hinaus den Kunden Lösungen, die sich
für eine Trockenlagerung der abgebrannten
Brennelemente entschieden haben.
5 Ausrüstung für Windkraftanlagen:
AREVA fertigt und errichtet
hocheffiziente Komponenten
für Windkraftanlagen.
6 7 Stromübertragung
und -verteilung: AREVA stellt Ausrüstungen
und Dienstleistungen für den
Mittel- und Hochspannungsmarkt bereit.
Die Produkte der Gruppe werden zur
Übertragung und Verteilung des elektrischen
Stroms vom Kraftwerk bis zum Endverbraucher
verwendet. Sie garantieren die
Zuverlässigkeit, Qualität und Sicherheit der
Stromversorgung und ermöglichen dank
Informationsmanagement eine effiziente
Nutzung der Netze. ■
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 5

Branchen-Einblick
Steckt die Deregulierung
in der Sackgasse?
Auf beiden Seiten des Atlantiks konnte
die Liberalisierung der Strommärkte
die anfänglichen Versprechungen –
niedrigere Preise, verbesserte Dienstleistungen,
mehr Wahlmöglichkeiten – nicht halten.
Der Grund hierfür? Die Reform des
Marktes hat sich als weitaus schwieriger
erwiesen als anfangs gedacht wurde.
Laut EPRI (Electric Power Research
Institute) in Kalifornien, USA, sind die
Ergebnisse „enttäuschend“ ausgefallen.
Die alte institutionelle Struktur wurde
zerschlagen, doch neue „kohärente
Strukturen und Regeln“ entstanden
nicht, so EPRI in der Studie „Electricity
Sector Framework for the Future“ vom
August 2003.
NOAA/DMSP*
Stattdessen bildeten sich im Rahmen der
US-amerikanischen Marktreform Regeln
aus, die von Staat zu Staat verschieden
sind und in vielen Fällen sogar innerhalb
eines Staates von Stromversorger zu
Stromversorger variieren. Das Durcheinander
hat zu einem ernst zu nehmenden
Aufruhr in der Energiewirtschaft
geführt und gipfelt in „einer fehlenden
Bereitschaft zu Investitionen und einem
strategischen Patt, das ein Entkommen
aus dem gegenwärtigen Dilemma verhindert“,
meinte EPRI.
Der Grund für dieses Durcheinander
ist einfach, so EPRI. „Restrukturierung
ist eine Wissenschaft, die kein Mensch
versteht.“
Leichter gesagt als getan
Es handelt sich um eine Herausforderung,
die auch der Europäischen
Kommission, die den Prozess der
Deregulierung der Strommärkte
vor fünf Jahren in Gang gesetzt hat,
wohl vertraut ist. Laut Loyola de
Palacio, Kommissarin für Transport
und Energie, möchte die Europäische
Kommission „nicht fünfzehn
nationale offene Märkte schaffen,
sondern einen einzigen Markt.“
Die USA bei regulärem Stromverbrauch, von einem Satelliten aus gesehen.
Das bedeutet, dass die fünfzehn Mitgliedsländer
der Europäischen Union
(EU) nicht nur ihre eigenen Märkte zu
liberalisieren haben, sondern auch ihre
Märkte für alle anderen Mitglieder
öffnen müssen. Ziel der Europäischen
Kommission ist es, innerhalb der EU-
Länder einen Strom-Austausch von
zehn Prozent zu haben. Heute sind es
acht Prozent. Aus einem Bericht, der
von der Europäischen Kommission im
Juni 2003 veröffentlich wurde, geht
hervor, dass damals nur sieben EU-
Mitgliedsländer ihre Märkte vollständig
geöffnet hatten. Und nur fünf
Länder hatten günstige Bedingungen
für einen Neueintritt in den Markt
geschaffen. Das ursprünglich von der
Europäischen Kommission angesetzte
Datum, bis zu dem alle EU-Stromkunden
ihren Energieversorger frei
wählen können sollten, wurde mittlerweile
von 2005 auf 2007 verschoben.
Ob zu Recht oder zu Unrecht, jedenfalls
ist Kalifornien für Europa das Musterbeispiel
einer fehlgeschlagenen Deregulierung.
Im November 2003 warnte
Loyola de Palacio davor, dass „die in
Kalifornien beobachteten Probleme nach
und nach auch in Europa auftreten
würden“ – falls die EU-Mitgliedsstaaten
nicht die notwendigen Entscheidungen
treffen, um den Bau von neuen Kraftwerken
und Übertragungsleitungen zu
erleichtern. Sie sagte, in Europa müsse
„alle ein bis zwei Wochen“ ein neues
Kraftwerk gebaut werden, um Engpässe
bei der Stromversorgung zu vermeiden.
Sollte die EU nichts unternehmen,
„werden wir in vier, fünf oder sechs Jahren
mit einem Mangel an Betriebsflexibilität
und einem Schwinden unserer Sicherheitsreserve
konfrontiert.“
Laut Peter Fraser, der die Internationale
Energieagentur (IEA) in Paris in Fragen
der Energiepolitik berät, verfügten die
fünfzehn EU-Mitgliedsländer im Jahr
2000 über eine installierte Kraftwerksleistung
von insgesamt 584 GW. Bis
2020, sagte er, werden 792 GW benötigt.
Und dies bedeutet viel Geld. Die
EU wird, nach Fraser, zwischen 2002
und 2010 rund 108 Milliarden US-$
in neue Kraftwerke investieren müssen.
Für die Periode 2011-2020 werden es
gar 190 Milliarden US-$ sein.
6 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Anreize für Investoren
schaffen
Dieses Geld wird in einem liberalisierten
Markt nicht von den Regierungen kommen.
Die finanziellen Risiken werden von
Privatunternehmen getragen, von denen
sich immer mehr für erdgasbefeuerte
Kraftwerke entscheiden – da diese relativ
billig sind und kurze Bauzeiten haben.
Die Kehrseite sind die Preisschwankungen
beim Brennstoff. Preisspitzen beim Erdgas
haben bereits zu steigenden Strompreisen
in Europa und den USA geführt und die
Verbraucher – und auch die Regierungen
– zu der Frage veranlasst, ob die Marktreformen
tatsächlich funktionieren.
handelt. Zukünftige Erdgaslieferungen –
heute schon wird in einigen EU-Ländern
der überwiegende Teil des Stroms aus Erdgas
erzeugt –, werden aus weniger und
von Europa weiter entfernten Ländern
kommen, so Peter Fraser von der IEA.
Emissionsfreie Stromerzeugungsmöglichkeiten,
z.B. Windparks und Kernkraftwerke,
sind in einem liberalisierten Markt
schwer zu finanzieren. Entweder müssen
die Regierungen Anreize für Investoren
der Energiemärkte voller Fallstricke erwiesen.
Die weitere Ausweitung der Deregulierung
ist in den Vereinigten Staaten laut
EPRI „eigentlich vollständig zum Erliegen
gekommen.“ Und in Europa sind die
Fortschritte in Richtung der Ziele der
Europäischen Kommission – sichere und
diversifizierte Energieversorgung, vorhersagbares
und stabiles Investitionsklima,
reduzierte Kohlenstoff-Emssionen – gering
und unberechenbar.
Neben den Preisschwankungen hat auch
eine Flut von Stromausfällen in Europa
und den USA Fragen dahingehend aufgeworfen,
ob der gegenwärtige Markt wirklich
eine sichere und zuverlässige Stromversorgung
garantieren kann, so das neue
Buch „Power Generation Investments in
Electricity Markets“ der IEA. Der Autor,
Peter Fraser, ist der Ansicht, dass die Regierungen
eine direkte Intervention in den
Markt vermeiden sollten, weil dies Investoren
abschrecken könnte. Stattdessen
sollten die Regierungen die Versorgungssicherheit
durch eine Politik sichern, die
Investitionen in neue Stromerzeugungskapazitäten
fördert.
Die Europäische Kommission plant, mit
einer Reihe von Vorschlägen günstige
Bedingungen für Investitionen in den
Bereichen Energieerzeugung und Netzwerk-Infrastruktur
zu schaffen, sagte
Loyola de Palacio im November 2003.
Diese Vorschläge sind so konzipiert,
dass sie „eine Diversifizierung der
Energieversorgung auch in Richtung
emissionsarmer oder erneuerbarer
Energien fördern“, ergänzte sie.
Aber eine derartige Diversifizierung hat
ihren Preis, egal, ob es sich um Wind
oder Kernenergie oder mehr Erdgas
NOAA/DMSP*
Der Nordosten der USA und Kanada waren im August 2003 von einem Stromausfall
betroffen. War die Liberalisierung der Märkte teilweise verantwortlich?
schaffen, oder die Abnehmer müssen sich
die Risiken teilen. So sah die gescheiterte
Vorlage für das Energiegesetz der USA eine
Steuererleichterung von 1,8 Cents pro
Kilowattstunde für die ersten acht Betriebsjahre
eines fortschrittlichen Kernkraftwerks
vor. In Finnland entschieden
sich die Stromabnehmer dafür, die Investitionsrisiken
zu teilen, erklärte Fraser. Die
großen Stromverbraucher dieses Landes
waren bereit, in ein Kernkraftwerk zu investieren,
weil sie sich langfristige finanzielle
Vorteile versprechen.
Auf lange Sicht
Sowohl in Europa als auch in den Vereinigten
Staaten hat sich die Liberalisierung
Die Öffnung des Strommarktes hat den
Fokus verschoben, von langfristiger Versorgungssicherheit
hin zu schnellen Profiten.
Das Resultat ist eine angespannte
Versorgungssituation, steigende Preise und
– wie einige behaupten – Stromausfälle.
Wie kann die Reform des Strommarktes
wieder auf den richtigen Weg gebracht
werden? Erforderlich sind eine gut durchdachte
Energiepolitik sowie langfristige
Energiepläne. Und auch ein gewisses Maß
an Kontrolle durch die Regierung, so
Loyola de Palacio im November 2003.
„Die Energiemärkte können nicht nur
den Gesetzen des freien Marktes überlassen
werden.“ ■
*) National Oceanic and Atmospheric Administration/Defense Meteorological Satellite Program
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 7

Feature
Callaway steigt auf digitale
Leittechnik um
2003 dem Betriebspersonal übergeben.
Das Hauptinteresse beim Austausch
des Kondensatreinigungssystems galt
der Automatisierung der Kondensatreinigungsprozesse
und der Planung
einer bildschirmgestützten Bedieneroberfläche
als Mensch-Maschine-
Schnittstelle. Durch die Festlegung
der Bedieneroberfläche und den Einbau
der Hardware im Rahmen dieses
ersten Projekts wurde der Grundstein
für die spätere Umstellung auf den
Anlagenprozessrechner gelegt.
Diese manuelle Schaltanlage
wurde durch einen kleinen
Schrank und einen Computerbildschirm
ersetzt.
Die US-Anlage Callaway des
Energieversorgers AmerenUE, ein
4-Loop-Druckwasserreaktor mit einer
Leistung von 1200 MW, beauftragte im
Jahr 2000 das „Integrated Operating
Team“ (IOT) von Framatome ANP
und Siemens mit dem Austausch der
alten Leittechnik gegen die digitale
Plattform TELEPERM. In einer
Ende 2000 abgeschlossenen technischen
Studie wurde eine Strategie für den
Austausch samt Zeitplänen und zu
veranschlagenden Kosten festgelegt.
Die Betriebsmannschaft von Callaway
entschied, in einem ersten Schritt –
aufgrund der veralteten Ausrüstungen
und der hohen Instandhaltungskosten
– das Kondensatreinigungssystem und
das Sekundärkreis-Abwassersystem
auszutauschen. Nach ihrem Einbau
wurden die neuen Systeme im Herbst
Strategische Allianz
Da Callaway die Ertüchtigung zahlreicher
Systeme über einen längeren
Zeitraum hinweg beabsichtigt, stimmten
beide Vertragspartner überein, dass
eine Allianz, in der Kraftwerk und
Serviceanbieter von der Planungsphase
bis zum Abschluss des Projekts zusammenarbeiten,
der beste Weg zum Erfolg
wäre. Ein gemeinsames Team mit den
wichtigsten Mitspielern aus Callaway
und dem IOT wurde gebildet, um
die Ziele beider Seiten, das Teilen
von Risiken und Vorteilen sowie die
Leistungsindikatoren festzulegen.
Das Team arbeitet während des gesamten
Projekts zusammen und sorgt
dafür, dass Entscheidungen schnell
getroffen, auftretende Probleme gemeinsam
gelöst und die vorhandenen
Ressourcen zielgerichtet und optimal
genutzt werden.
Vorlaufende Planung
Eine der wichtigsten und schwierigsten
Aufgaben war die Festlegung der nötigen
Voraussetzungen für die Betriebsführung.
Da das Bedienpersonal von
Callaway alle Bedienungs- und Beobachtungsfunktionen
von einer zentralen
Warte aus ausführen wollte, waren
8 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

viele Abläufe neu zu definieren. Aufgrund
des begrenzten Raumes mussten
die neuen Bedienungseinrichtungen
gleich neben der vorhandenen Sicherheitsleittechnik
in der Warte eingebaut
werden. Dies machte einige zusätzliche
Tests erforderlich, z.B. eine Untersuchung
auf Emissionen und elektromagnetische
Verträglichkeit und auf
Einhaltung der Erdbebensicherheitsauflagen;
ferner waren einige Änderungen
der Anordnung notwendig, damit
die neuen Schränke in der Warte richtig
befestigt werden konnten.
Während des Modernisierungsvorhabens
zeigte sich bald, dass von diesen
Änderungen nicht nur die Ausrüstung
betroffen sein würde. Verfahrensanweisungen
mussten angepasst oder neu
erstellt und anschließend verifiziert
und validiert werden. Schulungsprogramme
mussten überarbeitet und neu
strukturiert werden, um den Bedürfnissen
aller Abteilungen im Kernkraftwerk
gerecht zu werden. Infolgedessen
hatten zahlreiche Abteilungen Zugang
zur digitalen Leittechnik, um ihre
Prozeduren niederzulegen und zu verifizieren,
Tests an Hardware und Software
durchzuführen und das Personal
zu schulen. Während dieser Zeit entwickelte
das gemeinsame Allianz-Team
ein besseres Verständnis dafür, wie sich
die Modernisierung auf die Anlage
auswirken wird und fühlte sich dadurch
der Erreichung der gesteckten
Ziele noch mehr verpflichtet.
Einbau im Kraftwerk
Die vorhandene Schalttechnik für das
Kondensatreinigungssystem, die aus
veralteten Walzenschaltwerken bestand,
wurde gegen das Automatisierungssystem
TELEPERM XP AS 620
ausgetauscht. Es wurden dezentrale
Ein-/Ausgabe-Baugruppen sowie die
zugehörigen Automatisierungsprozessoren
verwendet. Die in einem vorgefertigten
und vorgetesteten Schaltschrank
montierten digitalen Ein-/
Ausgabe-Baugruppen wurden über
redundante PROFIBUS-Kabel mit
zwei redundanten Automatisierungsprozessoren
verbunden, in denen die
Programmsteuerung erfolgt. Die Automatisierungsprozessoren
sind in einem
neuen Schrank untergebracht und über
Lichtwellenleiterkabel mit dem Backbone-System
der Anlage verbunden.
Das Prozessführungs- und -informationssystem
TELEPERM XP OM 690
besteht aus dem Backbone-System der
Anlage und dem Bedien- und Beobachtungssystem
und bildet die Basis
der Mensch-Maschine-Schnittstelle. Es
gibt zwei Bussysteme: Einen Anlagenbus,
der das Automatisierungssystem
auf der einen Seite und die Prozessing-
und Serverunits plus die Engineering-
und Diagnosestationen auf der
anderen Seite miteinander verbindet,
und einen Terminalbus für die Kommunikation
mit den Operatorterminals
und den Druckern. Die Prozessführung
ist jetzt in der Hauptwarte zentral
zusammengefasst.
Ergebnisse
Nachdem das neue System installiert
ist, profitiert die Anlage nun
von dessen Vorteilen. Die Prozessführung
ist jetzt weniger arbeitsintensiv
und wurde auf den Gebieten
Überwachung und Kondensat-
Regenerierung wesentlich verbessert.
Das Team profitiert vom modularen
Aufbau von TELEPERM und kann
das im Rahmen dieser Maßnahmen
gewonnene Wissen in die Nachfolgeprojekte
einbringen. ■
Ergebnisse in
Callaway
• deutlich verbesserte
Prozessführung
• gesteigerte Qualität der verfahrenstechnischen
Prozesse
mit hervorragender Konstanz
des pH-Wertes
• weniger Bedienpersonal
erforderlich
• vereinfachte Fehlersuche
• weniger Schreibarbeit
• höhere Verfügbarkeit
des Leitsystems
• modulare Erweiterung
möglich
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 9

Feature
Digitales Erregersystem
für Comanche Peak
n Comanche Peak sind wir gerade
„Idabei, das Erregersystem unser
Notstromdieselgeneratoren zu ertüchtigen.
Im Vordergrund steht dabei die
Erhöhung der Zuverlässigkeit“, sagte Bill
Hill, der für die Notstromdiesel zuständige
Ingenieur im US-Kernkraftwerk
Comanche Peak des Betreibers TXU.
Die Mehrzahl der Kernkraftwerke in
den Vereinigten Staaten wurde in den
1970er und 1980er Jahren errichtet.
Bekanntermaßen planen viele US-
Kernkraftwerke eine Verlängerung ihrer
Betriebsgenehmigung, oder haben
diese bereits erhalten. In diesem Zusammenhang
ist es unabdingbar,
alternde oder veraltete Komponenten
auszutauschen. Dies gilt auch für die
Erregersysteme der Notstromgeneratoren.
Bei der Errichtung waren alle diese
Systeme analog und viele Tätigkeiten
(z.B. Fehlersuche, Kalibrierung)
müssen deshalb derzeit noch von
Hand ausgeführt werden. Außerdem
wird es immer schwieriger, für einige
der Originaleinrichtungen Ersatzteile
aufzutreiben. Daher wechseln die
Anlagen zunehmend auf digitale
Technologie. Dies erhöht die Verfügbarkeit,
verringert die Wartung und
vereinfacht Tests und Fehlersuche.
Entscheidung für
Austausch
Comanche Peak entschied sich für
den Austausch des Spannungsreglers
der statischen Erregung sowie der
Geräte der Generatorsteuerung, der
Schutzrelais und der Spannungs- und
Stromtransformatoren.
Außerdem hat die Anlage mit dem
Austausch der Leittechnik begonnen;
die Entscheidung fiel für unsere digitale
Leittechnik TELEPERM TM XS.
Wichtig war daher auch, dass die
Erregereinrichtung der Notstromdiesel
kompatibel zur neuen Leittechnik
ist.
Die frühere Einbindung von Ingenieuren
aller Fachrichtungen
sorgte für den reibungslosen
Ablauf aller Projektphasen.
„Unsere Vorstellung war ein System in
Digitaltechnik, aber mit vollständig analogen
Reserveeinrichtungen. Diese Reserveeinrichtungen
sollen die Generatorspannung
auch ohne den digitalen Teil
innerhalb der Auslegungsgrenzen halten“,
so Bill Hill. Er fuhr fort: „Wir erwarten
uns von dem digitalen System wegen
seiner Fehlerprotokollierungs- und
Fehlerrückverfolgungsfunktionen eine
schnellere und einfachere Fehleranalyse
als in der Vergangenheit und wir gehen
davon aus, dass wir mit der integrierten
Protokollierungsfunktion unsere periodischen
Tests schneller abwickeln können.“
Lösung
Für diese erste Installation eines digitalen
Spannungsreglers in einem USamerikanischen
Kernkraftwerk entschied
sich Comanche Peak für das
THYRIPART-System. Hierbei handelt
es sich um ein transistorgesteuertes statisches
Erregersystem, das mit Strom
und Spannung des Generators versorgt
wird. Es besteht hauptsächlich aus einem
analogen Leistungskreis (nur passive
Komponenten) und einem digitalen
automatischen Spannungsregler,
der zur Feldwicklung parallel geschaltet
ist. Der Leistungsschaltkreis ist so
ausgelegt, dass er die Generatorausgangsspannung
auch dann, wenn der
Spannungsregler nicht in Betrieb ist,
innerhalb der Auslegungsgrenzen hält.
Mit seiner Regelungsgenauigkeit von
0,5 Prozent und einer Reaktionszeit
von weniger als 30 ms erweist sich das
System als außerordentlich dynamisch.
Die Regelung erfolgt ohne irgendwelche
mechanischen Bauteile. ■
Vorteile des
neuen Systems
• erhöhte Zuverlässigkeit der Notstromdiesel
• Ausfall des automatischen Spannungsreglers
legt System nicht
lahm
• reduzierter Betriebs- und Wartungsaufwand
• Selbstüberwachung erkennt abnormale
Trends und gibt automatisch
Warnmeldungen aus
• Klartextanzeige in der Schranktür
zeigt System-Status an
(Kommunikation zu entfernten
Orten möglich)
• THYRIPART ist bereits in zahlreichen
Kernkraftwerken in aller
Welt installiert
• System eignet sich für alle Notstromdieselgenerator-Typen
• eine zentrale Bezugsquelle für
alle Elektro- und Leittechnik-
Lösungen
• System wird über die gesamte Lebensdauer
der Anlage unterstützt
• Framatome ANP kann auch den
elektrischen Schutz und die Generatorsteuerung
ersetzen und wird
sich außerdem bei deren Nachrüstung
um die konstruktiven Aspekte
und den Einbau kümmern
10 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Wissensintegration in der Instandhaltung:
Ein zukünftiger Erfolgsfaktor
ie Ressource Wissen wird
„Dzum wesentlichen Erfolgsfaktor
für die Instandhaltung von Industrieanlagen
im neuen Jahrhundert".
Diese Aussage stand im Mittelpunkt
einer eintägigen Ergebnispräsentation
zum Projekt „Wissensintegration im
Instandhaltungsservice“ (WIS) vor geladenen
Gästen aus Industrie und
Stromwirtschaft im deutschen Kernkraftwerk
Isar des Energieversorgers
E.ON am 17. September 2003.
Das vom deutschen Bundesministerium
für Bildung und Forschung geförderte
WIS-Projekt war 2001 gestartet
worden. Ziel war es, die Instandhaltungsplanung
und -durchführung in
Kraftwerken und Industrieanlagen
nachhaltig zu verbessern. Die beteiligten
Unternehmen E.ON Energie,
Framatome ANP, Sempell Armaturen-
Service, Siemens und IBS sowie die
Technische Universität Darmstadt
haben wissenschaftlich fundierte und
zugleich praxisrelevante Lösungen entwickelt.
„Der Erfolg des Projekts liegt
nicht zuletzt in der engen Zusammenarbeit
zwischen Hochschule und
Praxis begründet“, so Günter Specht,
Tagungsleiter und Professor an der
Technischen Universität Darmstadt.
Wissens-Bündelung
erleichtert Instandhaltungsplanung
Bisher verteilt sich das instandhaltungsrelevante
Wissen auf unterschiedliche
Firmen wie Anlagenbauer
und -betreiber sowie Serviceunternehmen.
Betriebsführungs-, Planungsund
Diagnosesysteme existieren oft nur
als Insellösungen. Viele Befund- und
Reparaturberichte liegen nur in Papierform
vor, Informationen und Wissen
sind teilweise nur in den Köpfen langjähriger
Mitarbeiter gespeichert.
In WIS sind daher Verfahren und
Methoden hinterlegt, die alles instandhaltungsrelevante
Wissen für eine
Komponente (Armaturen, Pumpen,
Motoren, Transformatoren, Schaltanlagen
und Messwertaufnehmer) in
einer Datenbank zusammenführen.
Wartungsvorschriften, Diagnosebefunde
von Überwachungssystemen,
Ergebnisse früherer Inspektionen usw.
fließen hier ein und geben dem Anlagenbetreiber
Aufschluss über den Zustand
einer Komponente. Die Instandhaltungsmaßnahmen
werden systematisch
analysiert und bewertet, um neue
Erkenntnisse zu sammeln. Der Vorteil
für Betreiber und Servicemannschaft
liegt auf der Hand: WIS sagt, ob eine
Komponente überprüft werden muss
oder nicht. Das spart Zeit und Geld,
und erhält auch die Betriebssicherheit
der Komponenten.
Erfolgreiche Prototyp-
Vorführung in Isar
Die Vorführung des im Projekt entwickelten
Prototyps in Isar bestätigte,
Zustandsdaten
(gemessen)
Zustandsinfo (visuell)
Erkenntnisse
Dokumente
Aufbau der WIS-Systemarchitektur
Schwerpunkt
Wissenserfassung
Regular-Modul
Condition-Based-
Maintenance-
Modul
Befund-Modul
Schwerpunkt
Wissenserweiterung
und -verteilung
Hersteller
dass Wissensintegration erfolgreich
machbar ist. Beispiel war die Instandhaltung
von Armaturen: Man verwendete
zur Datenerfassung das SIPLUG ® -
Modul von Framatome ANP, mit dem
Armaturendiagnosesystem ADAM ®
(ebenfalls von Framatome ANP)
wurden die Messdaten verarbeitet
und dann mit WIS vernetzt, das daraufhin
die Instandhaltungsanforderungen
für diese Armatur generierte.
„Die systematischen Methoden, insbesondere
die Analysen und Bewertungen
der durchgeführten Instandhaltungsmaßnahmen,
haben uns überzeugt,
die Wissensintegration in der
Instandhaltung mit WIS weiterzuführen“,
so die Bewertung von Siegfried
Seifert, Technischer Leiter der E.ON
Kernkraft GmbH, Kernkraftwerk Isar.
Das Verfahren wurde von den Erfindern
zum Patent angemeldet. Potenzielle
Anwender aus Deutschland,
Brasilien, Finnland und Russland sind
bereits an WIS interessiert. ■
Vorschriften
Instandhaltungspläne
Wissensmanagement
Modul
Datenbank
Service-
Anbieter
andere
Betreiber
Schwerpunkt
Wissensnutzung
Maintenance-
Decision-
Support-
Modul
Optimiertes
Mengengerüst
einzelne
Entscheidung
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 11

T itelgeschichte
12 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Finnland entscheidet sich
für den EPR
Die Entscheidung Finnlands für den Bau eines neuen Kernkraftwerks
könnte der Startschuss für die Wiederbelebung
der Kernenergie in Europa gewesen sein.
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 13

T itelgeschichte
Als sich die finnische Regierung
2002 dafür entschied, dem Stromerzeuger
Teollisuuden Voima Oy (TVO)
grünes Licht für den Bau eines neuen
Kernkraftwerks zu geben, sprachen aufgrund
der Gegebenheiten im Lande viele
Gründe dafür.
Werfen wir einen Blick auf die Fakten.
Der Stromverbrauch in Finnland ist in den
letzten zwanzig Jahren kräftig angestiegen
und wird auch zukünftig zunehmen. Bis
2010 werden – aufgrund der stromintensiven
Industriestruktur des Landes und des
zunehmenden Stromverbrauchs in den
Haushalten – etwa 3000 MW an zusätzlicher
Kraftwerksleistung benötigt. Und da
sich Finnland verpflichtet hat, seine Emissionen
an Kohlendioxid (CO 2 ) zu reduzieren,
muss der Ausbau der Kraftwerksleistung
emissionsfrei erfolgen.
Auch die Versorgungssicherheit spielte
eine Rolle in der Entscheidung der Regierung.
Ein neues Kernkraftwerk wird die
Abhängigkeit des Landes von Stromimporten,
in erster Linie aus Russland und
Schweden, reduzieren. Zudem gab es Bedenken,
dass es zu Engpässen bei der
Stromversorgung auf dem skandinavischen
Markt kommen könnte. „Die Entscheidung
für den Ausbau der Kernenergie
stellt von allen Möglichkeiten die ökonomisch
günstigste Lösung dar, sowohl
für die Wirtschaft des Landes als auch für
die Staatsfinanzen“, meinte Sinikka Mönkäre,
im Jahr 2002 finnischer Handelsminister.
Ein neuer Reaktor werde auch in
Zukunft einen stabilen Strompreis ermöglichen,
so Mauno Paavola, Vorstandsvorsitzender
der TVO, dem Unternehmen, das
den Bau des neuen Reaktors beantragte.
Offener Entscheidungsprozess
Zurück ins Jahr 1998. TVO und Fortum
Power and Heat Oy – die beiden finnischen
Betreiber von Kernkraftwerken –
kamen zu dem Schluss, dass ein Großteil
des zukünftigen Strombedarfs des Landes
durch den Bau eines neuen Kernkraftwerks
gedeckt werden könnte. Zu dieser
Entscheidung trugen mehrere Studien
bei, darunter eine Wirtschaftlichkeitsstudie
zu vier verschiedenen Kraftwerkstypen,
die ergab, dass ein Kernkraftwerk
die kostengünstigste Option ist. Des weiteren
zeigten Machbarkeitsstudien, dass
beide Kernkraftwerksstandorte des Landes,
Olkiluoto und Loviisa, die Möglichkeit
für eine Erweiterung bieten.
Im November 2000 beantragte TVO
die Grundsatzentscheidung – wie im
finnischen Kernenergiegesetz vorgesehen
– beim Wirtschaftministerium, nachdem
von TVO für den Standort Olkiluoto für
die in Frage kommenden Leichtwasserreaktoren
Umweltgutachten angefertigt
und vom Wirtschaftsministerium überprüft
worden waren. Die entsprechenden
Gutachten für den Standort Loviisa
waren von Fortum Power and Heat Oy
erstellt worden. In den Entscheidungsprozess
wurden zudem weitere Ministerien,
Behörden, Gebietskörperschaften,
Verbände, Organisationen und die allgemeines
Öffentlichkeit einbezogen.
Wachsende öffentliche
Unterstützung
Die finnische Öffentlichkeit ist seit zwanzig
Jahren bezüglich ihrer Haltung zur
Kernenergie befragt worden. 1998, dem
Jahr, in dem sich die finnischen Stromerzeuger
für einen neuen Reaktor entschieden,
waren 57 Prozent der Befragten der
Meinung, dass die Erfahrungen des Landes
mit der Kernenergie gut sind. Während
landesweit nur 32 Prozent für den
Bau eines neuen Kernkraftwerks waren
und 47 Prozent dagegen, befürwortete in
den beiden Standortgemeinden der bestehenden
Kernkraftwerke eine Mehrheit
den Neubau – 60 Prozent in Loviisa und
54 Prozent in Eurajoki, dem Standort des
Kernkraftwerks Olkiluoto.
Das Wirtschaftsministerium holte außerdem
bei der Genehmigungsbehörde
STUK eine vorläufige Sicherheitsbeurteilung
aller für die Ausschreibung in Frage
kommenden Reaktoren ein. Sie lag im
Februar 2001 vor.
Im Verlauf des Sommers 2001 legte das
Ministerium das Thema der Regierung vor
und im Januar 2002 fällte die finnische
Regierung ihre Grundsatzentscheidung
zum Bau eines fünften Reaktors. Eine im
selben Monat von Suomen Gallup durchgeführte
nationale Meinungsumfrage ergab,
dass der Anteil derjenigen, die den
Bau eines neuen Kernkraftwerks befürworteten,
auf 40 Prozent angestiegen war.
Nach dem finnischen Kernenergie-Gesetz
muss die Grundsatzentscheidung der Regierung
anschließend vom Parlament
ratifiziert werden. Dies geschah im Mai
2002. Am Vorabend der parlamentarischen
Ratifizierung führte Suomen
Gallup eine weitere Meinungsumfrage
durch. Sie zeigte, dass mittlerweile 55
Prozent für den Neubau eines Kernkraftwerks
waren – vielleicht deshalb, weil ein
neues Kernkraftwerk zur Erfüllung der
im Kyoto-Protokoll festgelegten Reduktionsziele
beitragen würde.
Volle Kraft voraus
Vier Monate nach der Ratifizierung durch
das Parlament schrieb TVO im Oktober
2002 den Bau des fünften Kernkraftwerks
aus – Druckwasserreaktor oder Siedewasserreaktor
mit einer Leistung zwischen
1000 und 1600 MW. Geplant ist, laut
Mauno Paavola, TVO-Vorstandsvorsitzender,
den neuen Reaktor „bis zum Ende
dieses Jahrzehnts ans Netz zu bringen.“
Anfang 2003 übergab TVO die Umweltgutachten
an die Westfinnische
14 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Umweltaufsichtsbehörde, die Gemeinde
Eurajoki – dort liegt das Kernkraft
werk Olkiluoto – und an die Stadt
Loviisa, Standort des gleichnamigen
Kernkraftwerks.
Am 31. März 2003 erhielt TVO Angebote
von verschiedenen Herstellern, darunter
auch Framatome ANP im Konsortium
Design erhöht Sicherheit
Der EPR wurde seit 1990 von
Framatome und Siemens entwickelt
als Ersatz der älter werdenden Anlagen.
Das Projekt wurde von Electricité de
France (EDF) und verschiedenen deutschen
Energieversorgern angestoßen.
Beim EPR handelt es sich um eine evolutionäre
Weiterentwicklung der in
andere). Zudem stellte das Auslegungsteam
sicher, dass der EPR die definierten
Anforderungen der europäischen Stromwirtschaft
an zukünftige Kernkraftwerke
(European Utility Requirements) erfüllt.
Um die Störfallvermeidung zu verbessern,
vereinfachte das Auslegungsteam die Sicherheitssysteme,
beseitigte Ursachen für
mit Siemens. Am 15. Oktober 2003
erklärte Mauno Paavola das Konsortium
aus Framatome ANP und Siemens zum
bevorzugten Anbieter. Er führte aus,
dass der fortschrittliche Europäische
Druckwasserreaktor (EPR) die kostengünstigste
Lösung gewesen sei. Zugleich
gab Paavola bekannt, dass der neue Reaktor
am Standort Olkiluoto errichtet
werden wird.
Die Vertragsverhandlungen wurden
in Rekordzeit abgeschlossen und
am 18. Dezember 2003 wurde der
Vertrag in Helsinki unterzeichnet.
Das Konsortium wird das Kernkraftwerk
schlüsselfertig errichten.
Der fortschrittliche 1600-MW-
Reaktor verfügt über eine Reihe
von Merkmalen, die ihn bei weiter
erhöhter Sicherheit und Effizienz
noch wirtschaftlicher gegenüber
den heute in Betrieb befindlichen
Anlagen machen.
Frankreich und Deutschland bestehenden
DWR-Baulinien. Bei ihrer Arbeit
verfolgten Framatome und Siemens
drei Entwicklungsziele:
• Verbesserung der Maßnahmen
gegen das Eintreten von Störfällen,
• Beherrschung von selbst extrem
unwahrscheinlichen, auslegungsüberschreitenden
Ereignissen und
Beschränkung ihrer Auswirkungen
auf die Anlage selbst,
• wettbewerbsfähige Stromerzeugungskosten.
Damit der EPR in Frankreich und
Deutschland genehmigungsfähig ist,
wurden bei der Auslegung gemeinsam
mit den französischen und deutschen
Sicherheitsbehörden erarbeitete Richtlinien
zugrunde gelegt (Anmerkung:
Aufgrund der Ausstiegspolitik sind gegenwärtig
in Deutschland keine Kernkraftwerke
genehmigungsfähig, doch in
den 1990 Jahren war die Situation eine
mögliche Ausfälle bei den Sicherheitsfunktionen
durch räumliche Trennung und Diversität,
verlängerte die Zeiten für Maßnahmen
von Seiten des Betriebspersonals und
optimierte die Mensch-Maschine-Schnittstelle,
um die Anfälligkeit für menschliche
Fehler noch weiter zu reduzieren.
Zur Beherrschung eines Kernschmelzunfalls
und zur Vermeidung größerer Freisetzungen
wurden verschiedene Maßnahmen
ergriffen wie:
• Doppel-Containment zur Vermeidung
der Freisetzung von Gasen,
• katalytische Rekombinatoren zum
Abbau von Wasserstoff und zur
Vermeidung von Explosionen,
• Sammeln und Kühlen der Kernschmelze
in einer speziell ausgebildeten
Reaktorgrube,
• Wasservorrat im Reaktorgebäude zur
Kühlung des Kerns für den Fall eines
Kühlmittelverluststörfalls.
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 15

T itelgeschichte
Während der Planungsphase wurden
probabilistische Sicherheitsbewertungen
durchgeführt, um Störfallabläufe, die zu
ernsten Schäden im Kern oder großen
Freisetzungen führen können, zu ermitteln
und deren Wahrscheinlichkeit zu
bewerten. Es war dies das erste Mal,
dass derartige Analysen bereits in der
Basic-Design-Phase eines Kernkraftwerksprojekts
vorgenommen wurden.
Um mit dem EPR wettbewerbsfähig
Strom erzeugen zu können, wurde er
von Framatome ANP und Siemens so
ausgelegt, dass er 17 Prozent weniger
Uran pro Kilowatt-Stunde verbraucht
und eine hohe Verfügbarkeit aufweist –
hierzu tragen insbesondere die verkürzten
Revisionen bei. Der EPR ist für
eine Lebensdauer von sechzig Jahren
ausgelegt. Zudem können im Reaktor
Mischoxid-(MOX) Brennelementen
eingesetzt werden.
Die Stromerzeugungskosten pro
Kilowatt-Stunde werden im Vergleich zu
den derzeit wirtschaftlichsten, in Frankreich
in Betrieb befindlichen, Kernkraftwerken
um zehn Prozent niedriger sein.
Bei der Bekanntgabe der Entscheidung
von TVO für den EPR sagte Mauno
Paavola, dass der Reaktor die „Nummer
eins war, am kostengünstigsten.“
Aufgrund des äußerst knappen Zeitrahmens
für das Projekt hat TVO den Bauantrag
bei der Regierung bereits Anfang
Januar 2004 eingereicht. Das Unternehmen
begann mit den Erdarbeiten am
Standort Olkiluoto im Februar 2004,
der Bau des Kraftwerks soll im Frühjahr
2005 starten.
TVO wird das Projekt hauptsächlich
über den internationalen Kapitalmarkt
finanzieren. Die gegenwärtigen Hauptaktionäre
der TVO, einschließlich PVO
und Fortum, haben sich dafür entschieden,
Anteile in der gleichen Höhe im
neuen Projekt zu übernehmen wie
sie bereits bei TVO halten.
Außerdem ist das Interesse anderer finnischer
Industrieunternehmen am Projekt
so groß, dass nicht allen
Anteils-Anfragen entsprochen
werden kann. Mauno Paavola
sagte, dass leicht 2500 MW an
interessierte Investoren hätten
verkauft werden können, falls
der neue Reaktor sie
bereitgestellt hätte.
Derzeitige Situation
in Frankreich
Nur wenige Wochen bevor TVO seine
Entscheidung für den EPR bekannt gab,
erklärte die französische Industrieministerin
Nicole Fontaine, dass sie es begrüßen
würde, wenn die Regierung dem Bau
eines EPR in Frankreich zustimmt.
Diese Aussage von Nicole Fontaine war
der Höhepunkt einer monatelangen
Energie-Debatte, deren Ziel es war,
die Nation an einer Diskussion über
Energiefragen zu beteiligen. Als die Debatte
Anfang 2003 angestoßen wurde,
sagte Fontaine, dass Frankreich bald seine
Entscheidung über die hauptsächlichen
Energiequellen für die nächsten dreißig
Jahre treffen müsse. Dies bedeute auch,
über die Zukunft der Kernkraft nachzudenken,
meinte sie.
Jean Besson, ein Mitglied des französischen
Unterhauses, der von der Regierung
mit der Verfolgung dieser Energie-
Debatte betraut wurde, meinte in seinem
Bericht, dass „die Zukunft der Kernenergie
in Europa sehr stark“ von Frankreichs
Entscheidung über den Bau eines neuen
Reaktors beeinflusst wird.
Lage in Europa
Zweifelsohne ist die Entscheidung Finnlands
für den Bau eines fünften Reaktors
ein wichtiger Impuls für die Kernenergie
in Europa. Es wird das erste Kernkraftwerk
der Dritten Generation sein, das in
Europa gebaut wird; ein weiteres wird
wahrscheinlich demnächst in Frankreich
errichtet werden. Steht es auch für eine
„Renaissance der Kernenergie“, wie
Mauno Paavola 2002 meinte? Vielleicht.
Ohne die Kernenergie werden sich die
die Länder der Europäischen Union (EU)
schwer tun, ihre CO 2 -Reduktionsziele zu
erreichen, eine Tatsache, die Finnland
und Frankreich erkannt haben – und einige
der EU-Beamten. Loyola de Palacio,
Kommissarin für Transport und Energie,
warnte im April 2003, dass „die Entscheidung
einiger Mitgliedstaaten über
einen Ausstieg aus der Kernenergie es
erschweren wird, die im Kyoto-Protokoll
festgehaltenen Reduktionsziele zu realisieren.
Ich denke, dass die Kernenergieoption
für alle daran interessierte Mitgliedsstaaten
offen gehalten werden muss
– nach Kyoto mehr denn je.“
Nur einen Monat nach dieser Aussage
von Loyola de Palacio veröffentlichte die
Europäische Kommission Forschungsergebnisse
zu Energie- und Umweltthemen.
Die Studie „World Energy, Technology
and Climate Policy Outlook“ kam
zu dem Schluss, dass der Einsatz von
Kernenergie und erneuerbaren Energieträgern
in großem Maßstab die bei der
Erreichung der Reduktionsziele entstehenden
Kosten während der nächsten
16 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Strom in Finnland nach Energiequellen (2002)
Erdöl
2.2 %
Kohle
14.1%
Erdgas
11.0 %
Stromimporte
14.2 %
2003 stieg der Anteil der Kohle zur Stromerzeugung
um 62%, der CO2-Austoß erhöhte sich um 40%
und der mittlere Strompreis stieg um 20%.
Wasserkraft
12.7 %
Wind 0.1%
Torf
7.3 %
Sonstige erneuerbare
Energieträger
(hauptsächlich Holz)
12.5 %
Kernenergie 25.6 %
Quelle: Finnish Energy Industries
Federation (Finergy)
dem Thema Energie ein eigener Artikel in
einem europäischen Vertrag gewidmet
wurde. „Die Kernenergie hat Zukunft“,
meinte er, „da sie gebraucht wird.“
Es wird erwartet, dass in der EU bis
2020 rund 400 000 MW an zusätzlicher
Kraftwerksleistung benötigt werden.
„Wir sind überzeugt, dass die Kernenergie
als zuverlässige, wirtschaftliche und
emissionsfreie Energiequelle eine Hauptrolle
bei der Bereitstellung dieses Bedarfs
spielen wird“, sagte Norbert Haspel, verantwortlich
für das Angebot Finnland 5
im Geschäftsgebiet Reaktoren bei
Framatome ANP in Deutschland. ■
dreißig Jahre um 30 Prozent senken
könnte. Das Europäische Atomforum
(Foratom) erklärte, „die Studie unterstreiche
die Notwendigkeit für Entscheider
im energiepolitischen Bereich, in Zukunft
ihr Augenmerk auf die „sauberen“
Optionen wie Kernenergie oder erneuerbare
Energien zu richten.“
Die wesentliche Rolle der Kernenergie
bei der Reduzierung der Emissionen war
auch Gegenstand eines Positionspapiers
des Wissenschaftlichen Beirats (High
Scientific Council) der European Nuclear
Society (ENS). Die Ratsmitglieder –
hochrangige Wissenschaftler aus ganz
Europa – sagten: „Wir denken nicht, dass
Kernenergie die alleinige Antwort auf die
Problematik der Bereitstellung von mehr
Energie bei gleichzeitiger Reduzierung der
CO 2 -Emissionen ist, aber wir sind überzeugt,
dass es keine Lösung ohne sie gibt.“
Die ENS-Publikation „Climate Change
and Nuclear Power“ betont, wie wichtig
es für die Industrieländer ist, in ihrem
Energie-Mix bevorzugt auf nicht CO 2 -
emittierende Quellen wie die erneuerbaren
Energieträger sowie Kernenergie zu
setzen. Der Wissenschaftliche Beirat gab
zu, dass „einige Leute unsere Hauptschlussfolgerung
nicht gerne sehen werden,
aber sie stützt sich auf einer realistischen
Bewertung der verschiedenen Optionen
(zur Energieerzeugung).“ „Obwohl
die Kernenergie emissionsfrei ist“, fügte
der Rat hinzu, wird sie „stark kontrovers
gesehen und hat eine geringe öffentliche
und politische Akzeptanz“, was dazu geführt
hat, dass einige europäische Länder
Ausstiegspläne angekündigt haben.
Um Nuklearthemen in der Öffentlichkeit
besser bekannt und verstanden zu machen,
hat die Europäische Kommission
eine Interessengruppe zur Information
über die Energieforschung (Energy Research
Information and Communication
Group) gegründet. Die Gruppe, der Regierungsministerien
und Behörden, Unternehmen,
nichtstaatliche Organisationen,
Akademien und wissenschaftliche
Museen angehören werden, möchte die
Debatte über die Kernenergie ausweiten.
Innerhalb der EU entsteht ein zunehmendes
Bewusstsein für die Rolle der Kernenergie
bei der emissionsfreien Erzeugung
von Strom. Der neueste Hinweis ist die
Miteinbeziehung der Kernenergie in den
Entwurf der EU-Verfassung, in dem die
Weiterentwicklung der Kerntechnik quer
durch Europa gefordert wird – als Bestandteil
eines breiten Energie-Mix. Laut
Rolf Linkohr (Sozialdemokratische Partei
Deutschland, SPD), Mitglied im Ausschuss
für Industrie, Außenhandel, Forschung
und Energie des europäischen
Parlaments, war dies das erste Mal, dass
Mauno Paavola, Vorstandsvorsitzender
der TVO
„Der Stromverbrauch in Finnland steigt
jährlich um ein bis zwei Prozent“, so
Mauno Paavola, Vorstandsvorsitzender der
TVO, als er nach der Notwendigkeit für
den weiteren Ausbau der Kraftwerksleistung
in Finnland befragt wurde. „Olkiluoto 3
wird diesem Zuwachs Rechnung tragen, die
Energieversorgung sichern und die Abhängigkeit
von Energieimporten reduzieren“,
fuhr er fort. „Damit trägt die Anlage zu
stabilen und voraussagbaren Strompreisen
bei. Außerdem wird die Kernenergie, zusammen
mit den erneuerbarer Energieträgern,
einen wichtigen Beitrag leisten,
um den im Kyoto-Protokoll festgelegten
Reduktionszielen bei den Treibhausgasen
nachzukommen.
Nach dem Grund befragt, warum sich
TVO für den EPR entschieden hat, sagte
Mauno Paavola: „Wir haben von verschiedenen
Herstellern für unsere Bedürfnisse
geeignete Kernkraftwerke angeboten bekommen.
Dabei hat sich der EPR in technischer
und wirtschaftlicher Hinsicht als die
beste Lösung für unsere Zwecke erwiesen.“
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 17

Feature
Lösung für „Sumpfverstopfung“
in Druckwasserreaktoren
Von der Möglichkeit der „Sumpfverstopfung“
bei einem Kühlmittelverluststörfall
sind Druckwasserreaktor-Anlagen
in aller Welt betroffen
– die einen mehr, die anderen weniger,
je nach Konstruktion und Betriebsweise.
Bezüglich Lösungen auf dem
Gebiet der „Sumpfverstopfung“ ist
Framatome ANP technisch führend.
Problem
Alle Typen von Druckwasserreaktor-Anlagen
verfügen über Systeme, die bei einem
Kühlmittelverluststörfall die Wärme
aus dem Kern abführen und dafür sorgen,
dass der Reaktordruckbehälter weiterhin
gefüllt bleibt. Bei US-amerikanischen
und französischen Druckwasserreaktoren
geschieht dies durch Notkühlsysteme,
die das ausgetretene Kühlmittel
sammeln und über einen Wärmetauscher
wieder zurück in den Reaktorkern leiten.
Ein Kühlmittelverluststörfall (oder der
Abriss einer Frischdampfleitung) kann jedoch
an Ausrüstungen im Containment,
die sich in unmittelbarer Nähe der Schadensstelle
befinden, erhebliche Schäden
verursachen. So kann die Isolierung abgerissen
werden, Beton zerbröckeln, oder
es treten andere Schäden auf, die Trümmer
hinterlassen. Wenn diese Materialien
von einem hochenergetischen Fluid nach
unten zu den Sumpfsieben transportiert
werden und diese teilweise verstopfen,
kann sich die Förderleistung des Notkühlsystems
empfindlich verringern. Das
Ausmaß und die Auswirkungen der Verstopfung
variieren je nach Design und
Betriebsweise des Reaktors; insbesondere
die deutschen Druckwasserreaktor-Anlagen
sind aufgrund ihrer Konstruktion
und Fahrweise weniger anfällig dafür.
Das Thema „Sumpfverstopfung“ kam in
den 1990er-Jahren ursprünglich bei
Siedewasserreaktor-Anlagen auf. In den
USA arbeitete unser Team gemeinsam
mit zahlreichen Kernkraftwerken und
der Nuclear Regulatory Commission
(NRC) an einer Lösung. Seither hat
das Team im Auftrag der Kernenergieindustrie
die hydraulischen Vorgänge im
Containmentsumpf und die Siebbelegung
mit Material sowie die Transportmechanismen
untersucht. Außerdem
wurde zusammen mit dem Nuclear Energy
Institute (NEI) und der NRC an der
Entwicklung von Kriterien gearbeitet, die
in der Branche generell zur Lösung des
Problems angewandt werden können.
Als Antwort auf eine Anweisung der
französischen Nuklearsicherheitsbehörde
hat der Energieversorger Electricite de
Frankreich (EDF) zu erkennen gegeben,
dass er in allen seinen 58 Druckwasserreaktor-Kernkraftwerken
eine Ertüchtigung
der Sumpfsiebe plant. Die Maßnahmen
sollen im nächsten Jahr beginnen.
Lösung
Als wir erkannten, dass dieses Thema
die Mehrzahl der Leichtwasserreaktoren
betreffen könnte, schlossen wir uns mit
der Alden Research Laboratory, Inc.
und der Performance Contracting, Inc.
(PCI) zusammen, um ein Spezialisten-
Team auf die Beine zu stellen. Die
Alden Research Laboratory, Inc. verfügt
über mehr als 100-jährige Erfahrung auf
dem Gebiet der Strömungsberechnung;
PCI hat 15 der 33 US-amerikanischen
Siedewasserreaktor-Anlagen mit SURE-
FLOW-Konstruktionen ausgerüstet.
Das Team entwickelte passende, aus einzelnen
aufeinander gestapelten Siebscheiben
bestehende SURE-FLOW-
Die SURE-
FLOW-Konstruktion
zeichnet
sich durch
minimierte
Druckverluste
aus. Zudem
schafft die kompakte
Bauweise
viel freie Arbeitsfläche
auf
dem Containment-Boden.
Konstruktionen sowie entsprechende
Lösungspakete für den Umbau, nahm
den Einbau vor und unterstützte die
nötigen Untersuchungen für das Genehmigungsverfahren.
Die NRC hat die
SURE-FLOW-Konstruktionen samt
Auslegungsdaten sowie die vom Team
durchgeführten Berechnungen bezüglich
Entstehung und Transport des Materials
bereits geprüft und genehmigt.
Gegenwärtig unterstützt das Team vier
US-Anlagen bei der Lösung dieses Problems.
Darüber hinaus arbeitet es auch
an der Entwicklung einer SURE-FLOW-
Lösung für europäische Energieversorger,
z.B. EDF und Tractebel (Belgien). ■
Vorteile
• Ganzheitliche Strategie
• Schlüsselfertige Lösungen
• Umfangreiche Erfahrung und
Fachkenntnisse
• Bewährte Technik
• Von Genehmigungsbehörden
akzeptiert
• Reduzierter Instandhaltungsaufwand
• Kompakte Lösung – und
damit mehr Raum bei Instandhaltungsarbeiten
• Einfach zu installieren – ohne
Schweißarbeiten auf der Anlage
• Kaum oder gar keine Umbauten
nötig
18 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

NOAH beseitigt das Natrium
aus Schnellen Brütern
Der französische Superphenix –
ein Schneller Brüter – wird derzeit
stillgelegt. Die verfahrenstechnische
Anlage für die Neutralisation des
als Kühlmittel eingesetzten Natriums
wird von Novatome geplant.
Schnelle Brüter erfordern ein Kühlmittel,
das die Neutronen nicht abbremst. Das
verwendete Natrium reagiert jedoch heftig
mit Wasser und Luft. Deshalb muss
bei der Stilllegung von Schnellen Brütern
das Natrium in eine chemisch stabile
Verbindung (Natriumhydroxid, NaOH)
übergeführt werden, die dann in gleicher
Weise behandelt und gelagert werden
kann wie herkömmliche flüssige Abfälle.
NOAH-Prozess
Da bei der Stilllegung eines Schnellen
Brüters ein großes Natriumvolumen
verarbeitet werden muss, wurde von
der CEA (Commissariat à l'Energie
Atomique) ein kontinuierlich arbeitendes
Verfahren entwickelt und in einem
Versuchskreislauf qualifiziert. Geringe
Mengen flüssigen Natriums werden
mit Hilfe einer Dosierpumpe in einen
großen Strom wässrigen Natriumhydroxids
(10 mol/l) eingespritzt; die Lösung
wird in einem geschlossenen System
umgewälzt. Auf diese Weise ist die
Menge des reagierenden Natriums zu
jedem Zeitpunkt äußerst gering. Die
exotherme Reaktion wird ständig überwacht
und kontrolliert. Der entstehende
Wasserstoff wird durch Filter geleitet,
getrocknet und verdünnt, bevor er
– unter Einhaltung der zulässigen
Grenzwerte – über den Kamin an die
Umwelt abgegeben wird.
Historie
Zurück ins Jahr 1992: Damals wurde
in Cadarache, Frankreich, der Schnelle
Brüter Rapsodie stillgelegt. Novatome
war federführend bei der Anpassung
des NOAH-Prozesses an die kerntechnischen
Erfordernisse und seiner
Validierung für den großtechnischen
Einsatz. 37 Tonnen des Primärkühlmittels
Natrium wurden innerhalb von
zwei Monaten beseitigt. Das entstandene
Natriumhydroxid wurde zur Neutralisation
aktiver Abfälle verwendet.
In Großbritannien entschied sich
die United Kingdom Atomic Energy
Authority (UKAEA) 1995 für
NOAH. Novatome plante, zusammen
mit einer britischen Firma,
die benötigten Einrichtungen zur
Behandlung von 1560 Tonnen flüssigen
Metalls aus dem Prototype Fast
Reactor (PFR) im schottischen Dounreay.
Das gebildete Natriumhydroxid
wurde in diesem Fall in eine Kochsalzlösung
übergeführt, die gemäß der
Abwassergenehmigung für die Anlage
entsorgt wurde.
Der Superphenix
Beim Superphenix fallen 5500 Tonnen
Natrium an. Aufgrund der großen
Menge wird das Natrium in zwei
parallel arbeitenden Einrichtungen
behandelt; so können täglich sechs
Tonnen Natrium verarbeitet werden.
Um die Emissionen an die Umwelt zu
begrenzen, wird das gebildete Natriumhydroxid
in Beton eingeschlossen.
Die Blöcke können zwischengelagert
werden, bis der radioaktive Zerfall
etwas abgeklungen ist.
Die Detailplanung für dieses Projekt
ist nahezu abgeschlossen, derzeit werden
die Einrichtungen der Anlage
vorgefertigt. Die industrielle Inbetriebsetzung
ist für 2007 geplant.
NNC Holdings Limiited
Prozessüberwachung
am Bildschirm.
Novatome ist in der Behandlung
von Natrium-
Abfällen führend
Novatome verfügt somit über eine
umfassende Erfahrung mit der Verarbeitung
großer Mengen an Natrium.
Da jedes Projekt unterschiedliche
Anforderungen stellt, werden Auslegung
und installierte Einrichtungen
jeweils speziell darauf zugeschnitten.
Zudem können auch andere Prozesse
wie Natriumreinigungsanlagen (Kaltfallen)
für die Verarbeitung anderer
Natrium- oder Natrium-Kalium-
(NaK-)Abfälle zum Einsatz kommen.
Dieses Wissen und die Erfahrungen
bezüglich Natrium-Technologien,
Behandlung von Natrium-Abfällen
sowie Reinigung und Dekontamination
von Komponenten, die in
Kontakt mit Natrium waren, haben
Novatome zum Marktführer auf
diesem Gebiet gemacht. ■
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 19

Feature
Innovative Lösung für kleinen
Reaktordruckbehälter-Deckel
Die meisten Reaktordruckbehälter-
Deckel in US-amerikanischen
Kernkraftwerken haben einen Durchmesser
zwischen 4 und 4,6 m. In den
beiden 2-Loop-Blöcken der Anlage
Point Beach des Betreibers Nuclear
Management Co. (NMC) messen die
Reaktordruckbehälter-Deckel jedoch
nur 3,3 m. Dieser Größenunterschied
und die kegelförmige Geometrie sorgen
bei der Inspektion für Probleme – vor
allem die peripheren Steuerstabantriebsstutzen
sind schwer zugänglich.
Im Herbst 2002 führte Framatome ANP
in Point Beach 1 Ultraschallprüfungen
an den Reaktordruckbehälter-Deckel-
Durchführungen durch. Dabei traten
bei den peripheren Stutzen aufgrund der
Enge des Spalts zwischen dem Wärmeschutzrohr
und dem Ende des Stutzens
Schwierigkeiten auf. Im Rahmen der
Vorbereitungen für die Inspektionen
in Point Beach 2 während der Revision
im Herbst 2003 versprach unser Team
dem Betreiber eine Prüfdichte von
100 Prozent für Block 2.
Lösung
Um das NMC gegebene Versprechen zu
halten, mussten zwei Herausforderungen
bewältigt werden. Erstens war eine Lösung
zu entwickeln, mit der die peripheren
Durchführungen zugänglich wären
(in Point Beach 2 gibt es acht periphere
Steuerstabantriebsstutzen mit einem Spalt
von nur 1,3 cm). Der Prüfkopf wurde
daher speziell an die Situation angepasst
und an der Inspektionseinrichtung sowie
am Sumo Rocky-Manipulator wurden
Verbesserungen vorgenommen.
Und, laut Brian Kemp, Senior Engineer
in Point Beach, „stand Framatome ANP
vor einer weiteren Herausforderung. Die
fünf mittleren Stutzen haben so genannte
Zentriervorsprünge, die in den zu prüfenden
Bereich hineinragen. Durch diese Zentrierungen
ist der Bereich oberhalb von
Der schmale Spalt bei den peripheren
Stutzen machte Änderungen
an unserem Manipulator
Sumo Rocky erforderlich.
5,8 cm über der Schweißnaht für die von
der Nuclear Regulatory Commission
(NRC) geforderte 360°-Prüfung nicht
zugänglich. Um dieses Hindernis zu umgehen,
nahmen die Prüfer noch eine weitere
Änderung vor. Sie konnten zwischen
den Zentriervorsprüngen prüfen und,
aufgrund der durchgeführten Modifikation,
die Prüfeinrichtung am Schutzrohr
befestigen und dieses mit der Einrichtung
drehen, so dass der Stutzen rundum geprüft
werden konnte.“
Nachdem alle Änderungen an Inspektionseinrichtung
und Prüfkopf abgeschlossen
waren, führten wir in unserem Technical
Center in Lynchburg, Virginia, an
Modellen, die der Konfiguration in Point
Beach entsprachen, umfangreiche Tests
durch. Man ging davon aus, mit den
vorgenommenen Verbesserungen die in
der NRC-Anweisung EA 03-009 geforderte
Prüfdichte realisieren zu können.
Alternativ dazu gab es die Möglichkeit,
die Trichter abzuschrägen, um Zugang
zu gewinnen, oder aber das Wärmeschutzrohr
zu entfernen. Beides hätte jedoch
einen großen zeitlichen und finanziellen
Aufwand sowie eine hohe Strahlenbelastung
bedeutet.
Um dennoch für alles gerüstet zu sein,
wurden auch für diese Fälle entsprechende
Gerätschaften hergestellt und deren
Eignung speziell für den Einsatz in Point
Beach demonstriert. Zum Abschrägen
wurde ein geeignetes Werkzeug entwickelt,
hergestellt und getestet, und
auch das Gerät für den Ausbau der Wärmeschutzrohre
wurde gründlich erprobt.
Ergebnis
Die Inspektion war ein voller Erfolg:
Wir erzielten eine Prüfdichte von
100 Prozent, die Prüfung verlief schneller
als geplant und die Dosisbelastung war
deutlich geringer als veranschlagt. Die für
den Bedarfsfall entwickelten Geräte wurden
nicht benötigt und es mussten keine
Wärmeschutzrohre ausgebaut werden. ■
US-Kernkraftwerk
Point Beach.
20 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

FEATS: Ein neues Tool zur Vorhersage
und Verfolgung der Versprödung von
Reaktorwerkstoffen
Im November 2003 kam in den
USA ein neues Werkzeug für die
Verfolgung der Strahlenversprödung
der Reaktordruckbehälter samt Einbauten
für mit Brennelement-
Einsatzplanung und Werkstoffeigenschaften
befasste Ingenieure in der
Nuklearbranche auf den Markt.
Unsere Software FEATS (Fluence
Extrapolation and Tracking System)
ist die Antwort auf Anforderungen
aus der US-amerikanischen Nuklearindustrie.
Diese wollte eine Methode
zur schnellen und kostengünstigen
Bewertung der Auswirkungen der
Brennelement-Einsatzplanung auf die
Neutronenfluenz in Druckwasserreaktor-
und Siedewasserreaktor-Anlagen,
und zwar vor, während und nach
einem Betriebszyklus.
Durch die im Reaktorkern freigesetzte
Strahlung altern die Reaktordruckbehälter
und ihre Einbauten im Laufe des Betriebs.
Sie verspröden langsam oder verhärten
und werden weniger verformbar.
Diese abnehmende Duktilität kann das
Verhalten des Reaktors bei Anlagentransienten
verändern.
Die Strahlenversprödung der Reaktordruckbehälter
und ihrer Einbauten
wurde ein wichtiges Thema für die
US-amerikanische Nuklearbranche, als
der Energieversorger Yankee Atomic
Electric das Kernkraftwerk Yankee
Row 1992 stilllegen musste – und
zwar deutlich früher als geplant. Im
Jahr darauf veröffentlichte die Nuclear
Regulatory Commission (NRC) eine
Liste von fünfzehn US-Kernkraftwerke,
in denen die Reaktordruckbehälter
durch Strahlung stark versprödet waren
– eine Anzahl, die deutlich höher
ausfiel als die Reaktordruckbehälter-
Hersteller erwartet hatten.
Um zu einer Lösung zu diesem Thema
zu beizutragen, trafen sich Mitte 2002
Die Software FEATS ermittelt schnell die Auswirkungen einer
bestimmten Brennelement-Einsatzplanung auf die Versprödung
des Reaktordruckbehälters und seiner Einbauten.
unsere Mitarbeiter mit Vertretern von
fünf US-Energieversorgern, um die
Anforderungen von Betreiberseite an
ein Tool zur Vorhersage und Verfolgung
der durch schnelle Neutronen
hervorgerufenen Schäden am Reaktordruckbehälter
herauszufinden. Im
Laufe dieser Treffen wurden verschiedene
Hauptanforderungen identifiziert.
So wünschten die Betreiber eine
Methode, die
• den Einfluss neu entwickelter Reaktorkernbeladungen
auf die Werkstoffe
von Reaktordruckbehältern und deren
Einbauten vorhersagt,
• die zu erwartende Neutronenfluenz
mit der in Title 10 CFR Part 50.61
und NRC Regulatory Guide 1.190
geforderten Genauigkeit liefert,
• die zu erwartende Neutronenfluenz
mit den vorhandenen genehmigten
Fluenzwerten vergleicht,
• die Optimierung von Fluenzdetektoren-Auswertungszeitplänen
und
die Durchführung von Neutronenfluenzanalysen
ermöglicht. ■
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 21

Feature
Optimierte Brennelemente mit bestem
Betriebsverhalten dank KATHY
Auch in Zukunft wird die Untersuchung
des thermohydraulischen
Verhaltens von Brennelementen
unter simulierten Reaktorbedingungen
ein wesentlicher Bestandteil der
Brennelement-Entwicklung sein. Deshalb
ist der Betrieb eines validierten
und mit modernster Technik ausgerüsteten
thermohydraulischen Versuchsstands
für AREVA ein Muss.
Hochdruckkühler
Mischkondensator
Wasser-Dampf-
Seperator
Umwälzpumpe
Druckhalter
Moderne Brennelemente sind hochkomplex.
Ein optimales Betriebsverhalten im
Reaktorkern ist nur dann gegeben, wenn
alle Einzelkomponenten bestens aufeinander
abgestimmt sind. Da auch heutzutage
eine exakte rechnerische Simulation
der thermohydraulischen Vorgänge
bei der Durchströmung eines Brennelements
nicht möglich ist, ist die Validierung
der empirischen Rechenergebnisse
von besonderer Bedeutung.
P el.
≤ 9,5 MW
SWR-
Testbehälter
p ≤ 110 bar
DWR-
Testbehälter
p ≤ 185 bar
Dampfgehalt-
Messung
P el. ≤ 15 MW
Naturumlauf
Regelventil
Speisewasser
Regelventil
Fallleitung
Thermohydraulik-
Versuchsstand
KATHY
Seit 1986 wird am deutschen Standort
Karlstein der multi-funktionale Thermohydraulik-Versuchskreislauf
KATHY
(KArlstein Thermal HYdraulics) betrieben.
Er wird mit erheblichem finanziellem
Aufwand stetig weiterentwickelt,
während andere von unseren Wettbewerbern
genutzte Versuchskreisläufe geschlossen
werden (NUPEC in Japan,
ATLAS und HTRF in den USA).
In KATHY werden Messungen zur Bestimmung
der kritischen Heizflächenbelastung
und anderer thermohydraulischer
Eigenschaften von Siedewasserreaktorund
Druckwasserreaktor-Brennelementen
unter stationären sowie transienten
Bedingungen durchgeführt. Die gewonnenen
Ergebnisse fließen in die Weiterentwicklung
und Genehmigung unserer
Brennelemente und dienen der Validierung
von Auslegungsmethoden. Bis heute
wurden mehr als 12000 Versuche an
einer Vielzahl von Siedewasserreaktorund
Druckwasserreaktor-Bündelgeometrien
vorgenommen.
Wesentliche Informationen
für die Brennelement-Entwicklung
Das mechanische und thermohydraulische
Betriebsverhalten eines Brennelements
wird wesentlich durch den Abstandhalter
und dessen Fahnengeometrie
und -winkel bestimmt. Mit den heutigen
Computer Fluid Dynamics-(CFD-)
Programmen kann der Einfluss von
Fahnengeometrie und -winkel auf die
Strömung innerhalb eines Brennelements
untersucht werden; die Programme
werden daher zur Voroptimierung
von Abstandhalterkonzepten eingesetzt.
Doch belastbare Aussagen liefern auch
heute nur Versuche, die unter realen Reaktorbedingungen
durchgeführt werden.
Die dabei gewonnenen Informationen
fließen in die weitere Entwicklung der
Brennelemente ein, mit dem Ziel, durch
eine Erhöhung der thermischen Grenzwerte
die Betriebsflexibilität unserer
Brennelemente weiter zu verbessern.
Aussagen zum Stabilitätsverhalten
von Siedewasserreaktor-Brennelementen
In Siedewasserreaktoren können unter
bestimmten Randbedingungen, wie hohe
Leistung bei niedrigem Durchsatz
und ungünstigen axialen und radialen
Leistungsverteilungen, thermohydraulische
Instabilitäten auftreten. Daher ist
auch die Untersuchung des Brennelement-Stabilitätsverhaltens
ein essentieller
Bestandteil jeder Brennelement-Entwicklung.
KATHY ist weltweit der einzige
Versuchsstand, in dem das Stabilitätsverhaltenverhalten
von Siedewasserreaktor-Brennelementen
maßstabsgetreu
unter realen Bedingungen im Naturumlauf
simuliert werden kann. Auf der Basis
dieser Messungen entwickeln wir die
Stabilitätsmethoden weiter und reduzieren
so die Unsicherheitsmarge der eingesetzten
Programme. Die Folge: Eine
Erhöhung der Betriebsflexibilität der
Kernkraftwerke. ■
22 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Mehr Megawatt durch Eliminierung
von Radiolysegas-Ansammlungen im
Speisewasser-Dampf-Kreislauf
In allen Kernkraftwerken mit Siedewasserreaktor
tritt in den mit
Frischdampf beaufschlagten Systemen
Radiolysegas auf. Es kann sich z.B.
in den Vorwärmern ansammeln und
deren Wärmeübertragung beeinträchtigen.
Framatome ANP hat deshalb
zusammen mit einem deutschen Kernkraftwerk
ein neues Konzept für die
Vorwärmer-Entlüftung entwickelt.
Pro optimiertem Vorwärmer wird
die elektrische Leistung der Anlage
um 2 MW gesteigert.
Durch die Strahlung im Kern wird
ein geringer Teil des Wassers, das
als Kühlmittel und Moderator dient,
mittels Radiolyse in Wasserstoff und
Sauerstoff zerlegt. Die Gase werden
mit dem Frischdampf aus dem Reaktordruckbehälter
ausgetragen und
gelangen so in alle Systembereiche
der Anlage, die mit Frischdampf in
Kontakt kommen.
In den „großen“ Komponenten des
Speisewasser-Dampf-Kreislaufs (Kondensator
und Speisewasserbehälter)
wurde diese Problematik schon bei
der Anlagenplanung ausreichend beachtet.
Andere Behälter jedoch, z.B.
die Vorwärmer, wurden meist anhand
von Erfahrungen aus dem konventionellen
Kraftwerksbau ausgelegt.
Vorwärmer-Heizflächen
oftmals nur zu 50 Prozent
genutzt
Im Rahmen der Untersuchungen für
eine geplante Leistungserhöhung wurde
festgestellt, dass in einigen Vorwärmern
nur etwa 50 Prozent der installierten
Heizfläche genutzt werden. Betriebsmessungen
des Anlagenbetreibers
ergaben einen Inertgasanteil von bis
zu 45 Prozent – ein Indiz, dass sich
Blick auf die warme Rohrbündelhälfte
mit drei der
neuen Entgasungsleitungen.
Radiolysegas ansammelt und einen
großen Teil der eingebauten Heizfläche
„blockiert“.
Framatome ANP wurde deshalb
vom Betreiber mit einer Studie zur
Beseitigung dieser Gasansammlungen
in den Vorwärmern beauftragt, zunächst
exemplarisch für den Niederdruck-Vorwärmer
A2. (In den Niederdruck-Vorwärmern
war der Inertgasanteil
am höchsten.)
In Zusammenarbeit mit dem Betreiber
und einem Hardwarelieferanten wurde
ein Konzept für die optimierte Betriebsentlüftung
entwickelt. Die Radiolysegase
werden im Vorwärmer A2
nun direkt am Ort ihrer Ansammlung
abgesaugt. An den berechneten Stellen
für Druckminima wurden Heizrohre
herausgeschnitten und durch Absauglanzen
ersetzt. Bisher wurde über drei
Standrohre an der Behälterinnenwand
entlüftet.
Steigerung der elektrischen
Leistung um insgesamt
10 MW
Das Ergebnis: Der Vorwärmer A2
„zieht“ nun rund 10 kg Dampf pro
Sekunde mehr und am Vorwärmer A3
desselben Strangs verringerte sich der
Massenstrom des Anzapfdampfs. Der
Dampf verbleibt somit länger in der Turbine
und tritt erst eine Stufe später aus.
Dadurch erhöht sich der Wirkungsgrad
der Anlage und die elektrische Leistung
steigt um etwa 2 MW. In der nächsten
Revision wird auch in den beiden Niederdruck-Vorwärmern
A3 sowie im zweiten
Niederdruck-Vorwärmer A2 die Entlüftung
optimiert – erwartet wird eine Steigerung
der elektrischen Leistung um
10 MW. Die Amortisationszeit wird
weniger als ein Jahr betragen.
Inzwischen haben sechs weitere Siedewasserreaktor-Anlagen
aus Deutschland,
Spanien und der Schweiz ihr
Interesse bekundet. Einer Anlage wurde
kürzlich ein Angebot für die thermodynamischen
Voruntersuchungen
unterbreitet. ■
Neue Betriebswerte
am Niederdruck-
Vorwärmer A2
• Hauptkondensattemperatur
stieg um rund 6,5 °C
• Nebenkondensatablauftemperatur
erhöhte sich um rund 7,0 °C
• Inertgasanteil sank von 45 %
auf den angestrebten Wert von
kleiner 10 %
• wirksame Wärmeübertragungsfläche
stieg von 50 % auf 89 %
• Wärmeübertragungsleistung
steigert sich von 75 MW auf
93 MW
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 23

Kurz berichtet
Europäisches SWR-Forum
gegründet
Framatome ANP hat ein erstes Forum
für alle europäischen Siedewasserreaktor-Betreiber
organisiert. In diesem SWR-
Forum sind – im Gegensatz zur Framatome
Owners Group (FROG), die ausschließlich
Betreiber von Druckwasserreaktoren des
damaligen Herstellers Framatome umfasst
– Siedewasserreaktor-Anlagen von verschiedenen
Herstellern vertreten.
Konstituierende Sitzung des
Europäischen SWR-Forums
Ausgehend von Diskussionen mit den
europäischen Siedewasserreaktor-Betreibern,
schlug Framatome ANP die Gründung
des Europäischen SWR-Forums
vor. Nach einhelliger Zustimmung der
europäischen Siedewasserreaktor-Betreiber
fand die konstituierende Sitzung
des Europäischen SWR-Forums am
20. November 2003 in Frankfurt,
Deutschland, statt.
Alle europäischen Siedewasserreaktor-
Betreiber wurden Mitglieder in diesem
Forum. Sie repräsentieren eine Gesamtleistung
von rund 18500 MW, verteilt
auf zwanzig Blöcke an vierzehn Standorten
in fünf europäischen Ländern.
Das Forum ist insofern einzigartig, da
in ihm Siedewasserreaktoren von drei
verschiedenen Herstellern vertreten sind
– die AREVA-Gruppe ist nur einer davon.
Auf dem ersten Treffen formulierten die
Mitglieder ihre Erwartungen an das
SWR-Forum und einigten sich auf die
gültigen Spielregeln. Eine Charta wurde
entwickelt, um u.a. die Rolle des Lenkungsausschusses
und des Technischen
Ausschusses zu definieren. Für den ersten
Vorsitz des Europäischen SWR-Forums
wurde ein Vertreter der Forsmarks Kraftgrupp
AB (Schweden) gewählt.
Framatome ANP in der
Rolle des Koordinators
Als Hersteller und Lieferant von Kernkraftwerken
kann die AREVA-Gruppe
kein Mitglied im Europäischen SWR-Forum
sein. Unsere Rolle wird in erster Linie
die des Koordinators sein. Wir werden
die Treffen organisieren und Ingenieurleistungen
auf Anforderung des Forums oder
dessen Projektgruppen durchführen. In
dieser Rolle wird unsere Gruppe ihre
umfangreichen Erfahrungen im Bereich
SWR-Auslegung und -Wartung beisteuern.
Erwartungsgemäß wurde die Konstituierende
Sitzung des Europäischen SWR-Forum
von organisatorischen Fragestellungen
beherrscht, doch die Teilnehmer äußerten
auch ihre hohen Erwartungen an
ein derartiges Diskussionsforum, wo sie
Ideen und Lösungsansätze austauschen
können bezüglich:
• Siedewasserreaktor-Technologie
im allgemeinen,
• Ausweitung der Siedewasserreaktor-
Kompetenz und -Erfahrung,
• Siedewasserreaktor-Sicherheitsfragen,
• Siedewasserreaktor-Lebensdauermanagement,
• Austausch von Betriebserfahrung
und Information,
• Initiative zur Verbesserungen der
Siedewasserreaktor-Technologie durch
Forschung und Entwicklung,
• Diskussion von spezifischen Siedewasserreaktor-Themen
in Projektgruppen.
Die erste Sitzung des Lenkungsausschusses
fand am 3. März 2004 in Straßburg,
Frankreich, statt, unmittelbar vor dem
3N 2004-Symposium. Es war die erste
Gelegenheit, das Europäische SWR-
Forum mit Leben zu erfüllen. ■
25. FROG-Steering-
Committee-Treffen in
Südkorea
Das 25. Steering-Committee-Treffen der
Framatome Owners Group (FROG) fand
vom 21. bis 23. Oktober 2003 in Jeju
Island (Südkorea) statt. Die Teilnehmer
waren Electricité de France (Frankreich),
Electrabel und Tractebel (Belgien), Daya
Bay Nuclear Operation and Management
Co. (China), Korea Hydro & Nuclear
Power Company (Südkorea) und Ringhals
AB (Schweden). Sie sprachen über
wichtige aktuelle Themen in ihren
Druckwasserreaktor-Kernkraftwerken.
Zu den Tagesordnungspunkten zählten
ferner die Hitzewelle in Europa, das Auftreten
der Lungenkrankheit SARS in
Asien und der Stromausfall in Schweden.
Daneben wurden auch erste Themen für
die beiden neuen Arbeitsgruppen „Risk
Informed Applications“ und „Outage
Optimization“ vorgeschlagen, und auch
ein gemeinsames Programm bezüglich
Alterung von Komponenten wurde ins
Gespräch gebracht.
Das 26. FROG-Steering-Committee-
Treffen fand unmittelbar nach dem
3N 2004-Symposium vom 8. bis
zum 10. März 2004 in Straßburg,
Frankreich, statt.
24 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Kurz berichtet
WANO verleiht Nuclear Excellence Awards
Während der achten, im Zwei-
Jahres-Rhythmus abgehaltenen
Hauptversammlung der World Association
of Nuclear Operators (WANO) in
Berlin am 13. und 14 Oktober 2003
wurden erstmals WANO Nuclear
Excellence Awards vergeben. Ausgezeichnet
wurden sechs in der Nuklearbranche
Tätige für ihre außerordentlichen
Bemühungen um hervorragende Leistungen
beim Betrieb von Kernkraftwerken:
• Rebba Bhiksham, Nuclear Power
Corporation of India Limited
• Won-yong Chung, Korea Hydro
and Nuclear Power Company
• Pedro Figueiredo, Eletrobrás Termonuclear
S.A. – Eletronuclear, Brasilien
• Bernard Fourest, Electricité de France
• Oliver D. Kingsley, Jr., Exelon
Corporation, US
• Paul Spekkens, Ontario Power
Generation, Kanada.
AREVA gratuliert allen Preisträgern zu
dieser außergewöhnlichen Auszeichnung.
Die Preisträger.
Neue digitale Leittechnik am Turbosatz in Comanche Peak
In einem „Integrated Operating
Team“ haben Framatome ANP und
Siemens Westinghouse Power Corp.
im Block 2 des US-Kernkraftwerks
Comanche Peak des Betreibers TXU
die Turbinenregelung mit digitaler
Leittechnik ertüchtigt. Am 30. Oktober
2003 wurde der Generator mit
dem Netz synchronisiert und der Reaktor
nahm seinen Betrieb wieder auf.
Es gab keine Schwierigkeiten mit der
neuen digitalen Turbinenregelung. Die
Reaktionen des Betreiberpersonals auf
das neue Regelungssystem waren positiv.
TXU und Framatome ANP waren für
die Vorbereitung und die Durchführung
der für den Einbau der neuen digitalen
Turbinenregelung erforderlichen
Änderungen verantwortlich und
arbeiteten bei der Revisionsplanung
eng mit Comanche Peak zusammen,
um sicher zu stellen, dass der Einbau
keine Auswirkungen auf die Revisionsdauer
haben würde. Die Maßnahmen
wurden innerhalb der vorgesehenen
knappen Revisionsdauer von 23 Tagen
realisiert. Dies war die bisher kürzeste
Revision in Comanche Peak.
Unsere Kernkraftwerke auch 2003 Weltspitze
In der Weltrangliste der Kernkraftwerke
mit der höchsten Stromerzeugung
im Jahr 2003 sind acht unserer
Kernkraftwerke auf den vordersten
zehn Plätzen vertreten – sechs deutsche
Anlagen und zwei französische.
Die deutschen Reaktoren Isar 2, Emsland,
Philippsburg 2, Grohnde,
Neckar 2 und Brokdorf – allesamt
seinerzeit von Siemens errichtet – belegten
die Plätze 1, 3, 4, 5, 8 und 10;
die französischen Anlagen Cattenom 3
und Civaux 1 des damaligen Herstellers
Framatome erreichten die Plätze 2
und 6. Mit einer Jahreserzeugung von
12,32 Milliarden kWh wurde die
deutsche Konvoi-Anlage Isar 2 zum
fünften Mal in Folge Weltmeister in
der Stromproduktion.
Bereits in den letzten zehn Jahren hatten
von uns gebaute Anlagen regelmäßig
zwischen sechs und acht der ersten
zehn Plätze erobert.
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 25

Kurz berichtet
REAL 2003 zog zahlreiche Kunden an
Die im 2-Jahres-Turnus stattfindende
Fachtagung der Reaktorleittechnik
(REAL) wurde 2003 von 42 Kunden zum
intensiven Informationsaustausch genutzt.
Neben Vertretern der von uns in Deutschland,
der Schweiz, Spanien und den Niederlanden
errichteten Anlagen kamen auch
Vertreter der Schweizer Kernkraftwerke
Leibstadt, Mühleberg (beide General
Electric) und Beznau (Westinghouse)
im November 2003 für zwei Tage nach
Gaimersheim (Deutschland).
Framatome ANP stellte aktuelle Innovationen,
Konzepte und gerätetechnische Lösungen
der zukünftigen Reaktorleittechnik auf
Basis des multifunktionalen Gerätesystem
TELEPERM TM XS vor. Die Anwendungsbereiche
umfassen Reaktorschutz, Reaktorbegrenzung
und -regelung, Neutronen- und
Leistungsverteilungsüberwachungssystem sowie
die Turbosatzleittechnik. Daneben wurden
auch neue Möglichkeiten der Prozessrechnermodernisierung
sowie neue Systeme
zur Kalibrierung und Überwachung wie
POWERTRAX/S und ein neues, innovatives
Kugelmesssystem behandelt. Der Vertreter
des deutschen Kernkraftwerks Unterweser
berichtete über die positiven Erfahrungen,
die die Anlage durch den Einbau und Betrieb
von TELEPERM XS sammeln konnte.
Im Rahmen der Veranstaltung wurde auch
der neue Forschungsreaktor FRM II besichtigt.
Die Teilnehmer zeigten sich von den
Erläuterungen zur technischen Ausrüstung
des FRM II und seiner zukünftigen Nutzung
für diverse Untersuchungen und Experimente
im Bereich der Tumortherapie,
Halbleiterdotierung, Aktivierungsanalyse
und Materialtests beeindruckt.
Aufträge
Brennelement-Lieferungen für
EON-Kernkraftwerke
Die E.ON Kernkraft GmbH, die
Kernkraftwerk Brokdorf GmbH
und die Gemeinschaftskraftwerk Weser
GmbH haben die Framatome ANP mit
der Lieferung von Uran-Brennelementen
für vier deutsche Druckwasserreaktor-Kernkraftwerke
– Brokdorf (1370 MW),
Grafenrheinfeld (1275 MW),
Vom US-Kernkraftwerk Susquehanna
des Betreibers PPL wurde das Team
Framatome ANP/Entergy Nuclear mit
Dienstleistungen im Zusammenhang mit
der Verlängerung der Betriebsgenehmigung
der Anlage beauftragt. Die aktuellen
Betriebsgenehmigungen für die beiden
Blöcke Susquehanna 1 und 2 enden 2022
bzw. 2024. Der Antrag auf Verlängerung
der Betriebsgenehmigung soll im dritten
Quartal 2006 bei der Nuclear Regulatory
Commission (NRC) gestellt werden.
Wir haben uns mit Entergy Nuclear
zusammengeschlossen, um einzigartige
Fähigkeiten auf dem Gebiet der Verlängerung
von Betriebsgenehmigungen
zu bieten. So war unser Unternehmen
Grohnde (1360 MW) und Unterweser
(1345 MW) – beauftragt. Mit Abschluß
des neuen Vertrags werden wir
zum exklusiven Brennelementlieferanten
für diese Reaktoren. Die insgesamt
27 Nachladungen werden ab 2005 zu
den jeweiligen Revisionsstillständen der
Kraftwerke geliefert.
PPL-Auftrag für Leistungen im Zusammenhang
mit der Verlängerung der Betriebsgenehmigung
von Susquehanna
an sechs der acht Verlängerungsanträge
beteiligt, die bis jetzt bewilligt wurden.
Derzeit arbeitet das Team an der Vorbereitung
von zwölf weiteren Anträgen mit.
Die Diskussion um die Verlängerung der
Betriebsgenehmigungen von Kernkraftwerken
kam bereits vor über fünfzehn Jahren
auf. Seit dieser Zeit arbeiten auch wir
an diesem Thema. Die beiden Firmen im
Team waren Kernkraftwerksbetreibern und
NRC behilflich, entsprechende Programme
zu entwickeln und zu bewerten sowie
an der Lösung der anspruchsvollen genehmigungsrechtlichen
Aufgabe mitzuwirken,
Kernkraftwerke auch über den ursprünglich
genehmigten Zeitraum von vierzig
Jahren hinaus zu betreiben.
Brennelemente
für drei RWE-
Kernkraftwerke
Von der RWE Power AG hat die
Framatome ANP den Zuschlag
über die langfristige Belieferung mit
Brennstoff für vier ihrer fünf Reaktoren
erhalten. Der Auftrag umfasst
mehrere Nachladungen mit Uran-
Brennelementen für die Druckwasserreaktor-Blöcke
Biblis A (1167 MW),
Biblis B (1240 MW) und Emsland
(1329 MW) sowie die Siedewasserreaktor-Anlage
Gundremmingen B
(1284 MW). Die Nachladungen werden
im Zeitraum 2004 bis 2007 geliefert
werden. Mit dem ATRIUM TM 10 XP-
Brennelement, das bereits seit Anfang
2002 in einer Teilnachlademenge
in Gundremmingen im Einsatz ist,
erhält diese Anlage das zur Zeit fortschrittlichste
Design aus unserer bewährten
ATRIUM-Produktfamilie
für Siedewasserreaktoren. In der Konvoi-Anlage
Emsland, die über ein
1818-Gitter verfügt, geht RWE
Power auf den modernen und äußerst
zuverlässigen Brennelement-Typ HTP
(High Thermal Performance) mit
M5 TM -Hüllrohren über.
26 Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004

Aufträge
Partnerschaft mit Fessenheim
Die Anlage Fessenheim und
Framatome ANP haben sich ein gemeinsames
Ziel gesetzt: Bis zum Jahr 2007
die Dauer für einen reinen Brennelementwechsel
auf 25 Tage zu reduzieren. Die erste
Revision im Rahmen dieses Abkommens
war 2003 durchgeführt worden.
Diese Schlüsselvereinbarung umfasst die
Einführung des „Reduced Outage“-Projekts
sowie Engineering im Zusammenhang mit
speziellen Studien und/oder Ertüchtigungen
von Systemen und Komponenten.
Gleichzeitig wurden wir vom Betreiber
Electricité de France (EDF) auch mit verschiedenen
Paketen über integrierte Servicedienstleistungen
während Anlagenrevisionen
beauftragt. So wollten zum Beispiel
die Kernkraftwerke Gravelines und Penly
während ihrer 10-Jahres-Revisionen, dass
Maßnahmen auf dem kritischen Pfad in
diese integrierten Pakete eingebunden wurden.
Ähnliche Anfragen liegen auch von
den Anlagen Nogent, Cattenom, Dampierre
und Saint Laurent vor.
Fessenheim
Diese Anforderungen machen eine sorgfältig
durchdachte Organisation, die Mobilisierung
all unserer Fähigkeiten sowie die
Einbindung unserer Töchter Intercontrole,
Jeumont und CTE Nortest erforderlich.
Komponenten & Service
Musterbeispiel für internationale
Zusammenarbeit in Ringhals
Während der Jahresrevision
wurde am 4. August 2003 im
Block 4 des schwedischen Kernkraftwerks
Ringhals – ein 3-Loop-DWR von
Westinghouse mit einer Leistung von
915 MW – ein undichter Instrumentierungsstutzen
auf dem Druckhalter entdeckt.
Als Hauptursache wurde die durch
starke Beanspruchung entstandene Korrosion
von Inconel 600 ausgemacht.
Am 13. August wurde Framatome ANP
beauftragt. Es kristallisierte sich heraus,
dass die US-amerikanische Region aufgrund
ihrer großen Erfahrung auf diesem
Gebiet mit der kürzesten Vorbereitungszeit
und einer geeigneten technischen
Lösung aufwarten konnte.
Die Projektleitung traf am 16. August in
Ringhals ein und etablierte auch gleich
einen Kontakt für die technischen Analysen,
die komplette Mannschaft folgte
am 20. August. Der halbe Stutzen wurde
ersetzt und von außen wieder angeschweißt;
neun Tage später war die Reparatur
abgeschlossen. Zusätzlich zum
Vor-Ort-Einsatz unterstützte die US-
Mannschaft die Schweden auch beim
Genehmigungsverfahren.
Dank ihres umfassenden Leistungsvermögens,
ihrer bewährten technischen Prozesse
und ihrer Teams weltweit ist AREVA
in der Lage, die Kunden bei kurzfristigen
und dringenden Reparaturarbeiten zu unterstützen
– auch in Fremdanlagen.
Advanced Nuclear Power Nr. 10 Mai 2004 27

Kontakte
AREVA
Hauptsitz
27-29 rue de Peletier
75009 Paris, Frankreich
Tel.: +33 1 44 83 71 00
Fax: +33 1 44 83 25 00
AREVA Enterprises, Inc.
One Bethesda Center
4800 Hampden Lane, Suite 1100
Bethesda, MD 20814
USA
Tel.: +1 301 652 9197
Fax: +1 301 652 5691
www.areva.com
Framatome ANP
Hauptsitz
Tour AREVA
92084 Paris La Défense Cedex
Frankreich
Tel.: +33 1 47 96 00 00
Fax: +33 1 47 96 36 36
FRinfo@framatome-anp.com
Framatome ANP GmbH
Freyeslebenstr. 1
91058 Erlangen
Deutschland
Tel.: +49 9131 18 95374
Fax: +49 9131 18 94927
DEinfo@framatome-anp.com
Framatome ANP, Inc.
3315 Old Forest Road
Lynchburg, VA 24501
USA
Tel.: +1 434 832 3000
Fax: +1 434 832 0622
USinfo@framatome-anp.com
Framatome ANP ist ein Unternehmen
von AREVA und Siemens.
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