Areva EPR

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Fotomontage des in Bau befindlichen EPR (links im Bild) im Kernkraftwerk Olkiluoto

Der EPR ist der größte Kernreaktor-Typ des französischen Nuklearkonzerns Areva. Früher als European Pressurized Water Reactor bezeichnet, ist die Abkürzung EPR heute ein eigenständiger Markenname, die Langform wird kaum noch verwendet. In den Vereinigten Staaten und in China wird „EPR“ als Evolutionary Power Reactor gedeutet. Der EPR kann wie die CP-Serie von Framatome ebenfalls Exportaufträge verzeichnen, nachdem die Vorgängermodelle P4 und N4 nur in Frankreich gebaut wurden. Bisher (2014) ist noch kein EPR in Betrieb; im Bau sind eine Anlage in Frankreich und zwei in anderen Ländern.

Geschichte[Bearbeiten]

Beginn der Entwicklung[Bearbeiten]

Die Entwicklung des EPR begann 1989, als Framatome und Siemens ein Kooperationsabkommen zur Entwicklung eines fortschrittlichen Druckwasserreaktors unterzeichneten. 1991 entschieden sich auch Électricité de France und deutsche Versorger, ihre Entwicklungsarbeiten zusammen zu führen. Anfang 1992 veröffentlichten Deutschland und Frankreich dann ein European Utility Requirement (EUR) für einen European Pressurized Water Reactor (EPR). 1993 folgte der Vorschlag der Reaktor-Sicherheitskommission, gemeinsame Sicherheitsstandards für zukünftige Druckwasserreaktoren zu erarbeiten.[1] Die ersten beiden Zielvorgaben wurden im Februar 1994 veröffentlicht, der Hauptteil folgte am Ende desselben Jahres.[2]

Ein zentraler Punkt war die Beherrschung von Kernschmelzeunfällen, da diese ein relativ häufiges Ereignis darstellen. Der letzte Unfall dieser Art in Frankreich trat 1980 im Kernkraftwerk Saint-Laurent auf. Um das Verhalten des Coriums besser zu verstehen, wurden eine Reihe von Forschungsprogrammen initiiert, um den Einbau so genannter Core-Catcher (Kernfänger) vorzubereiten.

COMAS[Bearbeiten]

Im Rahmen des COMAS-Projektes (Corium on Material Surfaces) wurde von 1993 bis 1999 das Ausbreitungsverhaltens prototypischer Kernschmelzen untersucht. In diesem von der Europäischen Union und vom deutschen Bundesministerium für Bildung, Wissenschaft, Forschung und Technologie (BMBF) gefördertes Forschungsvorhaben wurde der LAVA-Code entwickelt, um die Ausbreitung der Schmelze zu simulieren. Dabei wurde auf Erkenntnisse zur Ausbreitung von Lava aus der Vulkanologie zurückgegriffen, und diese um detailliertere Modelle zum Wärmeübergang und zur Rheologie des Coriums ergänzt. Die Validierung erfolgte in Zusammenarbeit der RWTH Aachen mit Siempelkamp. Zur Vorbereitung der Großversuche erfolgten kleine Laborexperimente durch die Firma Siemens KWU.[3] Die Versuchsreihe begann mit dem Experiment KATS-14: Dabei flossen 176 kg Oxidmasse (85 % Al2O3, 10 % SiO2, 5 % FeO) und 154 kg Eisenmasse durch zwei Kanäle auf Cordieritplatten, um Ausbreitungsgeschwindigkeit und Temperaturverlauf zu validieren. Danach folgte mit COMAS EU-2b das eigentliche Experiment: Die als Corium R' bezeichnete Versuchsmasse von 630 kg wurde in verschiedenen Kanälen aus Beton, Keramik und Gusseisen geschüttet und dabei vermessen. Zur Simulation der Schmelzeausbreitung entsprach der Versuchsaufbau im Maßstab 1:6 der EPR-Ausführung.[4] Die Zusammensetzung der Schmelze bestand aus 31,1 % UO2, 23,8 % ZrO2, 18,8 % FeO, 15,1 % SiO2, 5,7 % Cr2O3, 4,6 % Al2O3 und 0,9 % CaO. Bei allen Versuchen wurde die notwendige Schmelzwärme durch eine Thermitreaktion zugeführt.[5]

VULCANO[Bearbeiten]

VE-Versuche
Test Masse-Prozent Masse Flussrate Gußtemp. Ergebnis
VE-01 50 % HfO2, 10 % ZrO2, 10 % SiO2, 15 % AI2O3, 15 % CaO 12 kg 0,1 l/s 2370 K geringe Ausbreitung
VE-02 70 % HfO2, 13 % ZrO2, 7 % SiO2, 10 % Al2O3 21 kg 0,1 l/s 2470 K geringe Ausbreitung
VE-03 35 % HfO2, 5 % ZrO2, 30 % SiO2, 25 % FeO, 5 % Fe 22 kg 0,1 l/s 2420 K geringe Ausbreitung
VE-04 70 % HfO2, 13 % ZrO2,11 % SiO2, 8 % FeO 12 kg 0,7 l/s 2620 K Akkumulation
VE-06 53 % HfO2, 10 % ZrO2, 14 % SiO2, 13 % FeO, 10 % Fe 42 kg 0,8 l/s > 2300 K 45 cm Ausbreitung
VE-07 34 % HfO2, 26 % ZrO2, 25 % SiO2, 15 % FeO 25 kg 0,5 l/s 2270 K 55 cm Ausbreitung

Weiterführende Untersuchungen durch das CEA fanden in Frankreich im Jahre 1997/1998 in Cadarache mit den VULCANO-Experimenten statt. VULCANO stand dabei für Versatile UO2 Lab for Corium Analyses and Observations und sollte die Vielseitigkeit der Versuchsreihe zum Ausdruck bringen. Gegenüber den COMAS-Experimenten, welche nur in Kanälen stattfanden, wurde hier der Fluss des Coriums vom Kanal in die Ausbreitungsfläche (engl. spreading area) untersucht. Die trapezförmige Ausbreitungsfläche wurde mit einem Schachbrettmuster versehen, um die Vermessung der Ausbreitung mit einer Kamera zu ermöglichen. Da bei einer hohen Fließgeschwindigkeit die Ausbreitung des Coriums im Kernfänger sichergestellt werden kann, konzentrierten sich die Versuche auf kleine Flussraten von weniger als einem Liter pro Sekunde. Bei den anfänglichen Versuchen der VE-Serie wurde Hafnium als Uranersatz genommen, um den Ofen zu justieren. Dabei stellte sich auch heraus, dass die Schmelze nie durch eine Krustenbildung an der Front gestoppt wurde.[6]

Das erste „scharfe“ Experiment VE-U1 mit Urandioxid fand am 2. Dezember 1997 statt. Die Schmelze entsprach mit einer Zusammensetzung von 45 % UO2, 20 % ZrO2, 20 % SiO2, 13 % Fe3O4 und 2 % Fe2O3 dem Corium des EPR nach Verlassen der Reaktorgrube und dem Durchschmelzen der Opferplatte. Der Temperaturbereich des Coriums entsprach etwa 900 K zwischen den festen und flüssigen Bestandteilen, die Temperatur am Ofenauslass wurde zwischen 2450 K und 2650 K gehalten. Eine Testmenge von 47 kg wurde mit 2,5 kg/s in den Kanal gegossen und floss 1,2 Meter die Rampe herab, bei einer Schichtdicke von 2–3 cm. Die Ausbreitungsgeschwindigkeit konnte dabei zu 10–20 cm/s bestimmt werden. Bei näherer Untersuchung konnte ein sehr poröser Aufbau der erstarrten Schmelze festgestellt werden.[6] Weitere Untersuchungen folgten. Bei dem Versuch VE-U7 wurde zum Beispiel eine achsensymmetrische Trennwand in Kanal und Ausbreitungsfläche gestellt. Dadurch konnten zwei verschiedene Trägersubstrate gleichzeitig untersucht werden. Während die eine Hälfte mit hochfestem Beton ausgekleidet war, bestand die andere Hälfte aus Zirconiumdioxid. Die Ausbreitung der Schmelze auf der Keramik wurde vorab mit dem LAVA-Code untersucht, dabei konnte eine gute Übereinstimmung mit dem Experiment auch kurz vor der Erstarrung des Coriums gezeigt werden.[5]

ECOSTAR[Bearbeiten]

Im DISCO-Experiment untersuchte Effekte bei einem Hochdruckversagen des Reaktordruckbehälters

Am ECOSTAR-Projekt (Ex-Vessel Core Melt Stabilization Research) beteiligten sich zwölf europäische Forschungseinrichtungen und die Firmen Framatome ANP und Becker Technologies. Das Programm sollte ursprünglich drei Jahre andauern, jedoch stieg nach zwei Jahren ein Projektpartner aus, worauf das Forschungszentrum Karlsruhe die Koordination übernahm und das Programm um ein Jahr bis Ende 2003 verlängert wurde. Dabei fanden Untersuchungen zu folgenden Themen statt: Freisetzung der Schmelze aus dem Reaktordruckbehälter (RDB), Ausbreitung dieser und die Erosion des Betonbodens dabei sowie die Kühlung der Schmelze im Kernfänger. Im Detail wurden folgende Experimente durchgeführt:[7]

  • Ausbreitung der Schmelze: Die DISCO-Experimente am Forschungszentrum Karlsruhe bestimmten die Menge an Corium, die bei einem Hochdruckversagen des Reaktordruckbehälters in das Containment abfließt und nicht in der Reaktorgrube zurückbleibt. Dazu wurde ein 1:18-Modell der Reaktorgrube des EPR untersucht. Die Experimente erfolgten mit Wasser (DISCO-C) und geschmolzenen, dichten Metallen als Flüssigkeit (DISCO-H). Dabei wurden systematisch seitliche Brüche, Löcher, horizontale Schlitze und ein Aufreißen der Bodenkalotte untersucht. Die heißen Experimente erfolgten mit einer Aluminium-Eisenschmelze, Dampf und einem zentralen Loch in der Bodenkalotte.
  • Zur Jet-Erosion wurden die KAJET-Experimente durchgeführt. Bei lokalem Versagen des Reaktordruckbehälters unter Druck kann das Corium als kompakter Strahl aus diesem gedrückt werden, was die Erosion der Betonwände beschleunigt. Dazu wurde am Forschungszentrum Karlsruhe die Erosion des Betons durch Flüssigmetallstrahlen bei Gasdrücken von 3–8 bar untersucht. Die Simulation des Coriums erfolgte durch eine Aluminium-Eisenschmelze mit bis zu 160 kg Gewicht, welche durch eine Thermitreaktion auf etwa 2000 °C aufgeheizt wurde. Die höchste Erosionsrate konnte dabei zu 10 mm/s bestimmt werden; die Erosionstiefe im Unfallszenario betrug etwa 130 mm.
  • Der Transport der Schmelze wurde ebenfalls am Forschungszentrum Karlsruhe untersucht. Bei ECOKATS-1 wurden 600 kg Oxidschmelze mit 2 l/s auf eine 3 Meter mal 4 Meter große Betonfläche gegossen. Der Versuch wurde dabei als Benchmark für die Ausbreitungscodes LAVA, CORFLOW und THEMA herangezogen. Diese Codes konnten dadurch zur Auslegung und Zulassung von Kernkraftwerken verwendet werden. Bei ECOKATS-2 wurde eine große Masse von 3200 kg Oxid-/Metallschmelze mit 20 l/s auf eine 2 m × 2 m Betonfläche gegossen. Dies entspricht Strömungsbedingungen, wie sie in einem Unfallszenario erwartet werden. Die Schmelze breitete sich dabei in weniger als 60 Sekunden 20 cm dick auf der Fläche aus und gaste dabei mit starken Wasserstoffflammen aus.
  • Das Phasendiagramm des Mehrkomponenten-UO2-ZrO2-Beton-Stoffgemischs und verschiedener Oxidmischungen wurde von der CEA und dem tschechischen Nuclear Research Institute untersucht. Framatome ANP untersuchte die Interaktion von Schmelze und Beton bei verschiedenen Heizraten in kleinen Experimenten. Der radioaktive Zerfall wurde dabei durch dauerhaftes Heizen simuliert. Auch hier konnte keine Krustenbildung beobachtet werden.
  • Auch wurde die beste Kühlmöglichkeit des Coriums im Kernfänger untersucht. Bei den VULCANO-Versuchen, besonders VE-U7 und VE-U8, kam durch die Bildung von Gasblasen eine raue Oberfläche zustande, die die Kühlung verbessern würde. Allerdings ist die Schmelze im Kernfänger fünf- bis zehnmal dicker. Wird die Schmelze zusätzlich von unten gekühlt, kann die Effektivität der Kühlung um 50 bis 600 % gesteigert werden, wie die Königlich Technische Hochschule Stockholm im POMECO-Experiment herausfand. Im bereits oben beschriebenen ECOKATS-2-Versuch wurde die 20 cm dicke Schmelze von oben mit Wasser begossen. Trotz der Ausblasung von Gasen und der sich bewegenden Oberfläche verlief der Flutungsprozess unspektakulär ohne heftige Reaktionen. Die Schmelze bildete eine Oberflächenkruste aus auf der sich Mini-Vulkane ausbildeten, zum Auswurf von Partikeln kam es nicht. Die Kühlung der Schmelze verlief langsam, was auf nur geringen Wassereintrag hindeutete. Das Experiment zeigte, dass die Schmelze durch Fluten von oben nur begrenzt gekühlt werden kann. Wird zusätzlich von unten gekühlt, zerbröckelt der Großteil der Schmelze. Dies konnte am Forschungszentrum Karlsruhe in drei CometPC-Experimenten mit Simulation der Nachzerfallswärme gezeigt werden: Die 800-kg-Schmelze wurde in nur 30 bis 60 Minuten erstarrt und gequencht. Weitere Untersuchungen dazu wurden mit den DECOBI-Tests an der Königlich Technischen Hochschule Stockholm durchgeführt, und ein theoretisches Modell dazu an der Universität Stuttgart entwickelt.

Fertigstellung der Entwicklung, Baubeginn von Anlagen[Bearbeiten]

Bereits 1998 wurde das grundsätzliche Design der Anlage festgelegt.[1] In der Zwischenzeit hatten die Unternehmen Siemens und Framatome, eine Tochter des frz. Konzerns Areva, ihre Nuklearaktivitäten zusammengeführt. Das neue Unternehmen entstand am 1. Januar 2001 unter dem Namen Areva NP. Unter dem Dach der neuen Gesellschaft wurden die Arbeiten am EPR zu Ende geführt. Die Technik basiert dabei hauptsächlich auf den Erfahrungen beim Bau und Betrieb der von den Muttergesellschaften entwickelten Druckwasserreaktoren vom Typ Konvoi (Siemens) und N4 (Framatome). Weitergehende Untersuchungen zum Kreisprozess, wie sie bei der Entwicklung des KERENA in Karlstein am Main am INKA-Versuchsstand notwendig waren, wurden deshalb nicht durchgeführt. Ab 2003 wurden nur noch einzelne Aspekte der Anlage entwickelt, so dass die Entwicklung in den nächsten Jahren erfolgreich abgeschlossen werden konnte.[1]

2005 wurde die Baugenehmigung für den ersten EPR im Kernkraftwerk Olkiluoto in Finnland erteilt, die Fertigstellung war für 2009 geplant. Die Fertigstellung verzögert sich jedoch stetig. Im September 2014 wurde die Prognose für den Betriebsbeginn erneut verschoben und wird nun mit Ende 2018 angegeben.[8] Die Kosten waren ursprünglich mit 3 Mrd. Euro für den Schlüsselfertigen Bau angegeben. Diese Kosten dürften sich bis zur Fertigstellung mehr als verdreifachen, wenn man sich nur auf die Baukosten bezieht und die Verzinsung und den Verdienstausfall durch die 9-jährige Verzögerung nicht berücksichtigt. Zuletzt wurden die erwarteten Kosten mit 8,5 Mrd. Euro angegeben, bei einer Inbetriebnahme im Jahr 2015.[9]

Mit dem Auftrag in Finnland konnte der EPR auch erstmals Exporterfolge verzeichnen, was Frankreich zuletzt mit den Kraftwerkstypen der CP-Serie aus den 1970er und 1980er Jahren gelungen war. Der große deutsche Anteil an der Entwicklung des EPR schlägt sich auch an der Baustelle von Olkiluoto 3 nieder: Von den mehr als 1600 Firmen vor Ort stammt jede zweite aus Deutschland.[10]

2007 begann der Bau eines EPR in Frankreich im Kernkraftwerk Flamanville. Dessen ursprünglich geplante Kosten von 3,3 Mrd. Euro sind auf 8,5 Mrd. Euro angestiegen[11], die Stromproduktion wurde 2011 für 2016 avisiert.[12]

Seit 2008 ist das Kernkraftwerk Taishan in der chinesischen Provinz Guangdong mit zwei EPR-Blöcken in Bau. Diese werden nach Angaben von Areva schneller errichtet, da man auf bis dahin in Olkiluoto und Flamanville gewonnene Erfahrungen zähle.[13] Auch in China wurde der Fertigstellungstermin mittlerweile mehrfach verschoben. Man geht derzeit von einer Fertigstellung in den Jahren 2015 und 2016 aus.[14] Das entspricht einer Verzögerung von etwa 2 Jahren gegenüber der ursprünglichen Planung.

Überblick[Bearbeiten]

Generation III+[Bearbeiten]

Wie oben erwähnt, wurden beim EPR umfangreiche Forschungsarbeiten durchgeführt, um einem Kernschmelzunfall besser begegnen zu können. Ähnliche Entwicklungen fanden zur gleichen Zeit auch in anderen Ländern statt, so dass in der Regel bei allen modernen Leistungsreaktoren Vorkehrungen dafür getroffen werden. Dabei lassen sich die Gegenmaßnahmen in zwei Arten einteilen:

  • Kühlung im Reaktordruckbehälter (engl. in-vessel cooling): Dabei wird der Reaktordruckbehälter von außen unter Wasser gesetzt, um die Nachzerfallswärme des Coriums über die Wand des Reaktordruckbehälters abzuführen. Beispiele hierfür sind der KERENA von Areva, der WWER-1000 von OKB Gidropress und der AP1000 von Westinghouse.
  • Kühlung außerhalb des Reaktordruckbehälters (engl. ex-vessel cooling): Dabei wird ein Durchschmelzen der Bodenkalotte eingeplant, um das Corium in einer speziellen Vorrichtung abzukühlen. Der Vorteil gegenüber der ersten Methode ist die günstigere Form der Schmelze, die sich dadurch besser kühlen lässt. Der Nachteil ist der höhere Aufwand. Obwohl diese dedizierte Vorrichtung nicht von jedem Hersteller als Kernfänger (engl. core catcher) bezeichnet wird, erfüllt sie doch denselben Zweck. So kommt beim ABWR ein mit Basaltfasern verstärkter Betonboden zum Einsatz, auf dem sich das Corium ausbreiten soll und passiv gekühlt wird. Beispiele hierfür sind der EPR von Areva, AES-91 von Atomstroiexport und der ABWR von Hitachi-GE.
ABWR im Bau im KKW Lungmen, 2006

Im Gegensatz zur Generation IV sind Anlagen der Generation III+ wie der EPR zwar auf die Beherrschung von Kernschmelzunfällen ausgelegt, aber immer noch auf externe Notfallmaßnahmen (engl. offsite emergency response) angewiesen. Bisherige Kernkraftwerke wie die N4- oder Konvoi-Serie benötigen zum Beispiel bei komplettem Verlust der Stromversorgung und Verlust der Hauptwärmesenke eine externe Wasserzufuhr, um die Nachzerfallswärme abzuführen. Dabei wird mit mobilen Pumpen Wasser in die Sekundärseite des Dampferzeugers eingespeist und verdampft.[15] Um diese Prozedur zu vermeiden, müsste soviel Wasser innerhalb der Anlage gespeichert werden, dass diese in einen kalten, unterkritischen Zustand überführt werden kann und sich das Corium im Kernfänger verfestigt. Der Unterschied des EPR zur Generation IV ist durch gesteigerte Wasserinventare gegenüber der N4- oder Konvoi-Serie aber nur semantischer Natur, da das Erwärmen des Wasser im Flutbecken auf Sättigungstemperatur einige Stunden dauert; bis zur vollständigen Verdampfung vergehen wie beim AP1000 einige Tage.[16] So befinden sich im EPR fast 2000 Tonnen Wasser im Flutbecken, zuzüglich zu den etwa 1600 Tonnen im EFWS-Noteinspeisesystem.[17] Durch das Auslegungskriterium des EPR, wonach ein Kernschmelzunfall nur sehr begrenzte Auswirkungen auf die Umgebung der Anlage haben darf, ist der Unterschied zur Generation IV ebenfalls vernachlässigbar. So kommt die Risk and Safety Working Group (RSWG) des Generation IV International Forums zu dem Schluss, dass der Sicherheitsstandard des EPR und AP1000 „exzellent“ sei und als Referenz für zukünftige Reaktoren genommen werden sollte.[18]

Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen wurde ebenfalls verbessert. Dies wird beim EPR hauptsächlich durch eine größere Blockleistung sowie einen gesteigerten Abbrand und Prozesswirkungsgrad erreicht. Andere Systeme wie der AP1000 versuchen durch vereinfachte Sicherheitstechnik einen Kostenvorteil zu erzielen. Auch die Reaktortechnik wurde verbessert: So kann der EPR auf Kundenwunsch vollständig mit MOX-Brennelementen beladen werden, theoretisch kann auch Thorium als Brennstoff beigemischt werden. Beim ABWR von GE Hitachi kann während des Betriebes über die Regelung des Kühlmittelstromes der Brutzyklus optimiert werden: Am Anfang des Zyklus wird nur ein geringer Massenstrom durchgesetzt, was den Anteil der Dampfblasen erhöht und ein härteres Neutronenspektrum erzeugt und damit die Konversionsrate steigert. In der späteren Phase des Brennstoffzyklus wird dann ein höherer Massenstrom durch den Kern gewälzt, was zu einem weicheren Neutronenspektrum und zum Verbrauch des erbrüteten Plutoniums führt .[16] Die Konversionsrate ist höher als bei älteren Kernkraftwerken, liegt aber immer noch unter 1. Solche Reaktoren werden nicht als Thermische Brüter, sondern als Hochkonverter bezeichnet. Die Blockleistung des EPR ist momentan noch durch seinen Turbosatz beschränkt (siehe unten), in Zukunft kann ein Prozesswirkungsgrad von etwa 39 % erwartet werden. Dieser Wirkungsgrad dürfte das Maximum für einen konventionellen Kreislauf darstellen, höhere Wirkungsgrade sind nur mit einem überkritischen Dampfprozess möglich. Die Konzepte des Druck- und Siedewasserreaktors werden deshalb im Rahmen der Generation-IV-Initiative zum Überkritischen Leichtwasserreaktor zusammengeführt.

Areva[Bearbeiten]

Der EPR ist die erste Baureihe von Leistungsreaktoren, die von der Firma Areva vermarktet werden. In der Zwischenzeit wurde die Produktpalette um weitere Anlagen ergänzt, um verschiedene Kundenwünsche besser abdecken zu können:

  • Der KERENA ist eine Weiterentwicklung der Siedewasserreaktoren 72 der Blöcke B und C des Kernkraftwerks Gundremmingen. Die Notkühlsysteme arbeiten über kommunizierende Röhren rein passiv. In Karlstein am Main wurde mit dem INKA-Versuchsstand ein komplettes Modell der Anlage gebaut.[19] Der KERENA deckt mit einer Blockleistung von etwa 1250 MWe und durchschnittlicher Sicherheitstechnik das mittlere Marktsegment ab.
  • Der ATMEA1 wurde in Zusammenarbeit mit Mitsubishi Heavy Industries (MHI) entwickelt und ist als preiswerte Lösung für finanzschwache Kunden gedacht. Dabei handelt es sich um eine Art stark abgespeckte Version des EPR: Die Redundanz und Kreisläufe wurden von vier auf drei reduziert, das Doppelcontainment durch ein einfaches ersetzt und das Notkühlsystem vereinfacht. Der Kernfänger wurde beibehalten, die Blockleistung beträgt etwa 1100 MWe.[20]

Energiepolitik Frankreichs[Bearbeiten]

Kühltürme des Kernkraftwerks Chooz
Hauptartikel: Kernenergie in Frankreich

Die Kernkraftwerke Frankreichs basieren auf vier verschiedenen Designs. Die ersten sind Kraftwerke vom Typ CP0, CP1 und CP2, die etwa 900 MWe Leistung besitzen und hauptsächlich zwischen 1970 und 1980 errichtet wurden. Gegenüber der CP0- und CP1-Serie wurde bei der CP2-Serie die Redundanz erhöht, ab CP1 kann in Notfällen auch Wasser ins Containment gesprüht werden. Diese Reaktortypen wurden sehr erfolgreich exportiert, zum Beispiel für das Kernkraftwerk Koeberg und Uljin oder die chinesische CPR-1000-Reaktorbaureihe. Die nachfolgende Baureihe P4 und P'4 liefert etwa 1300 MWe Leistung, das Kernkraftwerk Cattenom gehört zu dieser Bauart. Davon abgewandelt wurde das N4-Design in Civaux und Chooz mit 1450 MWe.

Der EPR ist dabei die neuste Baureihe und soll nach dem Willen des Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives die bisherigen Anlagen ersetzen, die teilweise bis voraussichtlich 2050 am Netz bleiben werden. Der EPR kann dabei auch zu 100 % mit MOX-Brennelementen als „Plutoniumbrenner“ betrieben werden. Ab 2020 soll – abhängig vom Uranpreis – die Möglichkeit hinzukommen, Thorium-232 im breed and feed-Verfahren zu verwenden. Dabei sollen voraussichtlich bis zu 27 % des Brennstoffes im Kern aus Th/Pu- oder Th/U-Mischoxiden bestehen. Der EPR soll ab 2030+ durch Kernreaktoren der Generation IV ergänzt werden, die als Schnelle Brüter die Kernfission um die Möglichkeit der Schnellen Spaltung erweitern (frz. réacteurs à neutrons rapides, RNR). Der letzte EPR soll dann vor Ende des Jahrhunderts außer Betrieb gehen, so dass die Stromerzeugung nur noch durch Schnelle Brüter stattfindet.[21][22]

Der EPR kann die älteren Leistungsreaktoren der CP-Serie durch seine Blockleistung im Verhältnis 2:1 ersetzen. Die Baureihen P4 und N4 müssten dann durch Reaktoren der Generation IV ersetzt werden, da diese Anlagen erst nach 1986 ans Netz gingen. Ob dies angesichts des hohen Stückpreises für einen EPR verwirklicht werden kann bleibt abzuwarten. Auch sind nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima (März 2011) Öffentlichkeit sowie Teile der Politik deutlich kritischer gegenüber der Kernenergie eingestellt[23], sodass es fraglich bleibt, ob es zu einem großflächigen Ersatz bestehender Anlagen durch den EPR kommen wird.

Technik[Bearbeiten]

Kreisprozess[Bearbeiten]

Vereinfachtes Schema eines Druck-
wasserreaktors. Nach der Hochdruck-
turbine folgt der Wärmetauscher des Speisewasservorwärmers, hier nicht dargestellt.

Beim EPR handelt es sich um einen Druckwasserreaktor mit vier Primärkreisläufen, wobei die wichtigsten Bauteile in modifizierter Form von der N4- und Konvoi-Baureihe übernommen wurden. So basiert der Reaktordruckbehälter auf der Konvoi-Serie, die Dampferzeuger und Kühlmittelpumpen auf den französischen Kraftwerken der N4-Baureihe. Die Anlage ist dabei schematisch in zwei Teile geteilt: Das Doppelcontainment mit den vier Primärkreisläufen, den Notkühlsystemen und dem Abklingbecken (engl. nuclear island) sowie die Maschinenhalle mit Dampfturbine und Kondensator (engl. turbine island).[24]

Dabei wird das Kühlmittel, aus Gründen der Einfachheit wird Wasser gewählt, in den Primärkreisläufen unter einem Druck von 155 bar über die vier Kaltseiten des Reaktordruckbehälters (engl. cold leg) in diesen geleitet und strömt dort die Innenwand entlang nach unten. Am Boden wird die Flussrichtung umgekehrt, so dass der Kern von unten durchströmt wird und sich das Wasser von etwa 296 °C auf ungefähr 328 °C aufheizt. Von dort aus fließt es über die vier Heißseiten des Reaktordruckbehälters (engl. hot leg) und Rohrleitungen in die vier Dampferzeuger (engl. steam generator), die als Rohrbündelwärmeübertrager ausgeführt sind. Nach der Wärmeübertragung wird das Kühlmittel jedes Kreislaufes mit Kreiselpumpen (engl. reactor coolant pump) zurück in den Reaktorkern gepumpt. Um den Druck in den Kreisläufen zu halten besitzt jeder einen Druckhalter, der sich zwischen der Heißseite und dem Dampferzeuger befindet. Der Massenstrom durch den Kern beträgt bei einer Nennlast von 4300 MWth etwa 23.135 kg/s, oder 28.330 m³/h in jedem Kreislauf.[24]

Der Primärkreislauf hat nur die Aufgabe, die Wärme des Kernreaktors an einen Sekundärkreislauf abzugeben, der als Clausius-Rankine-Kreisprozess ausgeführt ist. Folglich findet ein Phasenübergang des Arbeitsmediums statt, aus Gründen der Einfachheit wird auch hier Wasser gewählt. In den vier Dampferzeugern wird dabei Sattdampf bei 78 bar Druck und etwa 293 °C erzeugt, der über vier Leitungen mit jeweils 2433 kg/s über redundante Sicherheitsventile aus dem Doppelcontainment in das Maschinenhaus und dort in die Dampfturbine strömt, wo der Turbosatz elektrische Energie erzeugt. Dabei wird der Dampf nach dem Durchströmen der Hochdruckturbine in einen Wärmetauscher geleitet, um danach in die drei Niederdruckturbinen eingespeist zu werden. In den sechs Kondensatoren wird der Dampf in den Speisewassertank auskondensiert, das Kühlwasser dazu wird mit etwa 57 m³/s der Hauptwärmesenke (engl. ultimate heat sink) entnommen und um etwa 12 °C erwärmt. Aus dem Speisewassertank (engl. feedwater storage tank) wird mit drei Speisewasserpumpen – eine weitere ist als Reserve vorhanden – das Wasser in zwei Leitungen in den Speisewasservorwärmer geleitet. In jeweils sieben Stufen wird das Wasser dort auf etwa 230 °C erhitzt, bevor es wieder in die vier Dampferzeuger gespeist wird und der Kreislauf von vorne beginnt.[24]

Der EPR wird von Areva mit einer Blockleistung von 1600 MWe und einem thermischen Wirkungsgrad von 37 % vermarktet. Theoretisch kann der Kernreaktor auch eine höhere Leistung freisetzen, wenn die Regelstäbe weiter herausgezogen werden oder die Borsäurekonzentration des Wassers im Primärkreislauf reduziert wird. Praktisch kann die Temperatur des Wassers jedoch kaum über die Auslegungstemperatur steigen, da bei höheren Temperaturen die Moderationsfähigkeit des Wassers durch Bildung von Dampfblasen abnimmt, was zu einem Rückgang der Leistung führt (negativer Dampfblasenkoeffizient). Eine Leistungserhöhung kann folglich nur durch einen höheren Kühlwasserdurchfluss oder eine Druckerhöhung im Kreislauf erzielt werden. Um auf Kundenwunsch Blockleistungen von über 1600 MWe zu ermöglichen, liegt die konstruktive Auslegung der Bauteile deshalb deutlich über den oben angegebenen Werten. So ist der Primärkreislauf für einen Druck von 176 bar ausgelegt, mit einer Reaktoraustrittstemperatur von 351 °C. Die Dampferzeuger im Sekundärkreislauf sind für einen Druck von 100 bar ausgelegt, bei einer Sattdampftemperatur von 311 °C.[24]

Reaktordruckbehälter[Bearbeiten]

Die Angabe der Anzahl von "Aeroball Sonden" und von "Aeroball Systemen" in diesem Abschnitt bedarf einer Überarbeitung. Näheres ist auf der Diskussionsseite angegeben. Hilf mit, ihn zu verbessern, und entferne anschließend diese Markierung.
Schematischer Aufbau des Reaktordruckbehälters mit Instrumenten

Der Reaktordruckbehälter ist das Herzstück des Kraftwerks, da hier durch den Kernreaktor Masse direkt in Energie umgesetzt wird. Konkret geschieht dies durch induzierte Spaltung (Fission) von schweren Atomkernen, wobei die daraus entstehenden Spaltprodukte einen höheren Massendefekt aufweisen als das schwere Ausgangsnuklid. Der EPR verwendet als Leichtwasserreaktor thermische Neutronen, das Wasser im Primärkreislauf dient gleichzeitig als Moderator und als Kühlmittel. Das Moderieren (Abbremsen) der Neutronen erhöht dabei den Wirkungsquerschnitt für die Kernspaltung des Brennstoffes. Bei steigender Temperatur im Reaktor bilden sich verstärkt Dampfblasen aus, die Moderationswirkung des Wassers lässt nach, der Wirkungsquerschnitt sinkt und folglich auch die Zahl der Kernspaltungen (negativer Dampfblasenkoeffizient). Sicherheitstechnisch sinnvoll, behindert diese Eigenschaft jedoch eine beliebige Erhöhung der Blockleistung, so dass diese im Laufe des Anlagenlebens nur durch bessere Dampfturbinen und effizientere Wärmetauscher erhöht werden kann. Während des Betriebes wird dem Wasser eine veränderliche Menge an Borsäure zugesetzt. Da Bor ein wirksamer Absorber für thermische Neutronen ist, kann durch die Borsäurekonzentration die Leistung des Reaktors geregelt werden. Eine weitere automatische Leistungsregelung ergibt sich aus der physikalischen Abhängigkeit der Reaktivität von Brennstoff- und Kühlmitteltemperatur. Eine Temperaturerhöhung im Reaktor bedeutet auch eine erhöhte Brennstofftemperatur: Dadurch steigt die Neigung des durch thermische Neutronen schlecht spaltbaren Uran-238, Neutronen zu absorbieren.

Aeroball-System

Der Reaktordruckbehälter besitzt einen Innendurchmesser von 4,885 m und eine Wandstärke von 250 mm. Die Bodenkalotte des Druckbehälters ist nur 145 mm dick, um im Fall einer Kernschmelze als eine Art Sollbruchstelle zu dienen. Mit aufgesetztem Reaktordeckel beträgt die Gesamthöhe über 12,7 Meter, bei einer Masse von 526 Tonnen. Der Behälter besteht dabei aus Ferritstahl, der in ringförmige Strukturen geschmiedet und anschließend zusammengeschweißt wird. Der Bereich, der die acht Flansche der Primärkreisläufe aufnimmt, ist aus einem einzigen Stück geschmiedet, um die Zahl der Schweißnähte am Reaktordruckbehälter so gering wie möglich zu halten. Aus Korrosionsschutzgründen ist die Innenseite mit rostfreiem Stahl ausgekleidet. Das durch die vier Kaltseiten des Reaktordruckbehälters in diesen strömende Wasser fließt innen an der Wand entlang nach unten, um den Kern von außen zu kühlen. Am Boden befindet sich unter dem Führungsgitter eine Verteilerplatte (engl. flow distribution plate), um das Wasser gleichförmig durch den Reaktorkern zu leiten. Dieser besitzt eine aktive Höhe von 4,2 Metern und besteht aus 241 Brennstoff- und 89 Steuerstabbündeln. Nach Durchströmen des oberen Führungsgitters verlässt das Wasser den Druckbehälter durch die vier Heißseiten in die Primärkreisläufe. Der Kern ist dabei mit einem 90 Tonnen schweren Neutronenreflektor aus rostfreiem Austenitstahl umgeben, der Abbrand und Brutfaktor steigern soll.[24][25]

Der Deckel des Reaktordruckbehälters besteht wie die inneren Strukturen aus rostfreiem Stahl und ist 230 mm dick. Er besitzt 89 Durchbrüche für die Kontrollstäbe, 16 Durchbrüche für sonstige Instrumente, vier Durchbrüche für Kühlmittelflussmessungen und einen Durchbruch zur Temperaturmessung am Deckel.[24] Da das Design von der Konvoi-Serie übernommen wurde, konnte im Gegensatz zu den N4-Reaktoren auf Durchbrüche am Boden des Behälters verzichtet werden. Von den 16 Durchbrüchen für sonstige Instrumente werden 12 für Messlanzen (engl. lance yokes) verwendet. Jede davon besitzt drei Thermoelemente (engl. thermocouple) zur Messung der Kernaustrittstemperatur, sechs Sensoren im Kern zur Messung des Neutronenflusses sowie drei bis vier Aeroball-Sonden, die ebenfalls den Neutronenfluss messen. Sie enthalten Kugeln aus einer Vanadiumlegierung, die nach drei Minuten Bestrahlung im Reaktor pneumatisch zum Auslesegerät geblasen werden. Dort wird fünf Minuten lang die Aktivierung der Kugeln an 30 Messpunkten einer Sonde bestimmt, um die Instrumente zur Messung des Neutronenflusses im Kern zu kalibrieren und die dreidimensionale Verteilung der Reaktorleistung darzustellen. Insgesamt sind 40 Aeroball-Systeme im Reaktordruckbehälter vorhanden.[25] Außerhalb des Behälters befinden sich weitere Instrumente zur Messung des Neutronenflusses, um die Kernleistung zu messen und während Brennstoffwechseln die Unterkritikalität zu überwachen.

Die Brennelemente im Reaktorkern setzen durch die Kernspaltung Wärme frei und sind in rechteckigen Bündeln zusammengefasst. Insgesamt befinden sich im Reaktordruckbehälter 241 Brennstoffbündel, von denen jedes aus 17 × 17 Brennstäben besteht. Die Bündel enthalten somit 265 Brennstäbe, und besitzen eine Länge von 4,8 Meter, eine Kantenlänge von 213,5 mm und eine Masse von 735 kg. Die Bündel werden durch zehn Abstandsgitter (engl. spacer grids) in Form gehalten, die Gitter optimieren auch den Kühlwasserfluss um die Brennelemente. Die acht mittleren Gitter sind aus einer Zirconiumlegierung gefertigt, aus Gründen der Festigkeit sind die obersten und untersten Gitter aus einer Nickellegierung. Das unterste Gitter enthält einen Filter, um die Brennelemente vor (verschleißbedingten) Verunreinigungen des Primärkreislaufes mit Partikeln zu schützen. Das oberste Gitter enthält auf jeder Seite Blattfedern, um die Brennelemente gegen die Strömung in Form zu halten. Während die mittleren Gitter direkt mit den Brennelementen verbunden sind, sind das oberste und unterste Gitter mit 24 Abstandshaltern am Brennstoffbündel befestigt.[24]

Typische Kernbeladung eines EPR

In den insgesamt 63.865 Brennstäben aus einer M5-Zirconiumlegierung befinden sich die keramischen Brennstoffpellets aus gesintertem Uran oder Plutonium-Uran-Mischoxid. Das Uran muss für die Anfangsbeladung auf 1,9–3,3 % angereichert werden, im laufenden Betrieb auf 1,9–4,9 %.[24] Bei der Beladung mit Mischoxiden (engl. mixed oxides, MOX) entspricht das Verhältnis von 239Pu zu 238U demselben Energieäquivalent wie bei der Beladung mit angereichertem Uran (engl. light enriched uranium, LEU).[25] Der EPR kann dabei mit jedem beliebigen Mischungsverhältnis der Brennstoffe beladen werden, von 100 % LEU bis 100 % MOX ist alles möglich.[26][27] Der Abbrand wird dabei von Areva mit etwa 70 GWd/t angegeben, der exakte Brutfaktor (Konversionsrate) wurde nicht veröffentlicht.[25] Gegenüber einer Konvoi-Anlage, die etwa 0,6 erreicht, konnte dieser Wert mit Sicherheit gesteigert werden. Zum einen durch den Stahlreflektor um den Kern, der Neutronen zurück in die aktive Zone reflektiert und damit die Leckage reduziert; zum anderen konnte der Kern gegenüber der Konvoi-Serie kompakter gebaut werden, was sich in einer höheren Leistungsdichte widerspiegelt. So sind die Abmaße des Reaktordruckbehälters mit denen der Konvoi-Serie praktisch identisch, bei höherer thermischer Leistung des EPR. Während bei der Konvoi-Serie etwa 65 % der thermischen Energie durch die Spaltungen des erbrüteten Plutoniums freigesetzt wird, konnte dieser Wert beim EPR durch den höheren Abbrand und Brutfaktor auf schätzungsweise 80 % gesteigert werden.[28] Die Daten des CEA und des CNRS nennen nur ungenau eine Konversionsrate von 0,6 für Druckwasserreaktoren ohne Optimierung, sowie 0,9 beim EPR bei Konzepten mit Thorium.[21][22] Da dieser Wert unter 1 liegt ist der EPR kein Thermischer Brüter, sondern wie der ABWR von Hitachi ein Hochkonverter. Durch den hohen Brutfaktor kann der EPR auch Thorium als Brennstoff im breed and feed-Verfahren erschließen. Dabei wird der Brutstoff U-238 der Brennelemente (zum Teil) durch 232Th ersetzt. Areva hat dazu am 3. August 2009 mit der Lightbridge Corporation einen fünfjährigen Rahmenvertrag zur Untersuchung der Thorium-Verwendung im EPR unterzeichnet, welcher im gegenseitigen Einvernehmen verlängert werden kann.[29] Tests mit Th/Pu-Brennelementen fanden ab dem 32. Zyklus (ab 2002) im Kernkraftwerk Obrigheim bis zu dessen Stilllegung statt. Das Projekt wurde von Areva und dem Institut für Transurane geleitet, und von der Europäischen Gemeinschaft teilfinanziert.[30]

Um die Überschussreaktivität im Kern abzubauen werden neuen Brennelementen 2 bis 8 Gewichtsprozent Gd2O3 als Neutronenabsorber beigemischt.[31] Die Zykluslänge kann zwischen 12 und 24 Monaten liegen, danach werden etwa ein Drittel der Brennelemente durch neue ersetzt. Ein typisches Beladungsschema ist im Bild rechts abgebildet. Auch zur Steuerung muss die Reaktivität reduziert werden. Die Feinregelung erfolgt dabei über die Beimischung von Borsäure (H3BO3) in die Primärkreisläufe. Bor besitzt einen hohen Absorptionsquerschnitt, und reagiert dabei zu

10B + n → 7Li + 4He + γ + 2,31 MeV

Der Anteil der Borsäure im Kühlwasser wird im Laufe des Betriebszyklus reduziert, um zusammen mit der schwindenden Menge Gadolinium die sinkende Reaktivität der Brennelemente zu kompensieren. Da pro Kernreaktion ein Bor-Atom verbraucht wird, muss den Kreisläufen permanent neue Säure zugesetzt werden, was diese Methode zur vollständigen Regelung unwirtschaftlich machen würde. Der größte Anteil der Reaktivitätsreduktion wird deshalb über die 89 Steuerstabbündel gewährleistet, die jeweils aus 24 Steuerstäben mit einem Durchmesser von 9,68 mm bestehen. Die oberen 1,34 Meter der Steuerstäbe werden nur selten in die aktive Zone des Kerns gefahren und enthalten Borcarbid (B4C) als Absorbermaterial. In den unteren 2,9 Metern der Steuerstäbe befindet sich die neutronenabsorbierende AIC-Metallmischung. Diese besteht zu 80 Gewichtsprozent aus Silber (Ag), 15 % Indium (In) und zu 5 % aus Cadmium (Cd). Der Vorteil besteht in der Fähigkeit des Silbers, pro Atom in mehreren Kernreaktionen Neutronen einzufangen. Zum Beispiel über folgenden Reaktionspfad:

107Ag + n → 108Ag → 108Cd + β + 1,649 MeV
108Cd + n → 109Cd → 109Ag + ε + 0,214 MeV
109Ag + n → 110Ag → 110Cd + β + 2,892 MeV

Die nachfolgenden Cadmiumisotope sind bis zur Massenzahl 114 (reaktortechnisch) stabil und zerfallen zu Indium, was selbst zu Zinn reagiert. Da Zinn einen kleinen Absorptionsquerschnitt besitzt, kann es nicht wirkungsvoll als Neutronenabsorber eingesetzt werden, und das Atom ist „verbraucht“. Die Hüllen der Regelstäbe sind aus rostfreiem Stahl gefertigt, im Inneren befindet sich Helium als Schutzgas. Der größte Anteil des Gewichtes der Regelbündel kommt dabei durch den Antrieb zustande, der mit 403 kg pro Bündel erheblich schwerer ausfällt als die 61,7 kg des Bündels selbst. Die Fahrgeschwindigkeit des Motors beträgt 375 oder 750 Millimeter pro Sekunde, eine Reaktorschnellabschaltung erfolgt mit 3,5 Sekunden erheblich schneller.[24]

Druckhalter[Bearbeiten]

Der Druckhalter bedrückt die Primärkreisläufe, so dass das Wasser darin trotz der hohen Temperaturen nicht siedet. Er besteht aus geschmiedetem Ferritstahl und ist aus Korrosionsschutzgründen doppelt ausgekleidet. Die Wandstärke des 14,4 m hohen Bauteils beträgt 140 mm, das Innenvolumen 75 m³. Im laufenden Betrieb ist der 150 Tonnen schwere Druckhalter mit 75 Tonnen Wasser gefüllt, was zu einer Gesamtmasse von 225 Tonnen führt. Wie alle Bauteile im Kreislauf ist auch der Druckhalter für einen Druck von 176 bar und eine Temperatur von 362 °C ausgelegt. Um den Druck erhöhen zu können, befinden sich im Boden, wo der Druckhalter mit dem Primärkreislauf verschweißt wird, 108 Heizelemente. Diese können das Wasser im Druckhalter teilweise verdampfen, wodurch der Dampfdruck der Blase an dessen Spitze und somit auch der Druck der Primärkreisläufe steigt. Zur Reduzierung des Dampfdrucks kann im oberen Bereich des Druckhalters Wasser eingesprüht werden, was den Dampf auskondensiert. Zur Druckentlastung der Kreisläufe ist der Druckhalter mit drei Ventilen bestückt, die jeweils etwa 300 Tonnen Wasser pro Stunde in das Containment abgeben können. Aus Sicherheitsgründen besitzt der Druckhalter noch eine Berstscheibe, über die etwa 900 Tonnen Wasser pro Stunde entweichen können.[24]

Dampferzeuger[Bearbeiten]

Die vier Dampferzeuger übertragen die Wärmeenergie der Primärkreisläufe in den Sekundärkreislauf, dessen Wasser hier verdampft wird. Jeder der 520 t schweren Dampferzeuger besitzt eine Gesamthöhe von 23 m und besteht bis auf die Röhrchen des Wärmetauscher aus Ferritstahl. Das Wasser des Primärkreislaufes strömt dabei durch das Bodenstück in die 5980 U-Röhrchen aus Inconel 690. Diese besitzen einen Außendurchmesser von 19,05 mm und eine Wandstärke von lediglich 1,09 mm. Das Wasser fließt innerhalb der U-Röhrchen im Speisewasser des Sekundärkreislaufes nach oben, und anschließend wieder nach unten zum Bodenstück, und von dort in die kalte Seite des Primärkreislaufes (engl. cold leg). Das Speisewasser des Sekundärkreislaufes wird im oberen Bereich des Dampferzeugers in diesen eingespeist, und läuft dann die Innenwände herab. Am Boden strömt das Wasser in den Wärmetauscher ein, um dort von den Inconelröhrchen aufgeheizt zu werden. Zwischen den auf- und absteigenden Seiten der U-Rohre befindet sich eine Trennplatte (engl. partition plate), um Querströmungen zu verhindern und die Effizienz des Wärmetauschers zu steigern. So strömen nur 10 % des Speisewassers in die "kalte" Seite des Wärmetauschers, wo das Wasser innerhalb der Röhrchen wieder nach unten fließt. Dadurch ist zwischen Speisewasser und den Rohrbündeln ein größerer Temperaturgradient vorhanden, was die Effizienz erhöht. Der so entstandene Sattdampf zieht nach oben ab und wird im oberen Teil des Dampferzeugers durch Dampfabscheider und Dampftrockner geleitet, der Restwassergehalt liegt dann bei 0,25 %. Zwischen Dampfabscheider und Speisewasserdüse (engl. feedwater nozzle) befindet sich auch das Noteinspeisesystem für das Emergency Feedwater System (EFWS).[24]

Turbosatz[Bearbeiten]

Die Dampfturbine entzieht dem Sattdampf Enthalpie und wandelt diese in Rotationsenergie um, die über einen Generator in elektrische Energie konvertiert wird. Die gesamte Komplex wird als Turbosatz bezeichnet. Die Dampfturbine ist neben dem Reaktordruckbehälter das einzige Bauteil des EPR, das von der Konvoi-Serie und nicht von den N4-Kraftwerken abgeleitet wurde. Der Turbosatz des EPR ist der leistungsstärkste der Welt, mit einer Turbinenleistung von mindestens 1720 MWe.

Durch die vier Sekundärkreisläufe wird der Dampf in das Maschinengebäude geleitet. Bevor dieser in die Hochdruckturbine eingeleitet wird, passiert er noch die vier Entlastungsleitungen mit Sicherheitsventilen, über die der Dampf im Notfall in die Umgebung abgeblasen werden kann. Die zwölfstufige Hochdruckturbine bewältigt den Massenstrom aller vier Kreisläufe alleine und setzt etwa 40 % der Leistung frei, danach wird der Dampf durch zwei Wärmetauscher (engl. moisture separator reheaters, MSR) geleitet. Diese trocknen den Dampf und heizten ihn wieder auf. Dies geschieht mit Hilfe von Heißdampf, der zum einen vor der Hochdruckturbine und zum anderen von der siebten Turbinenstufe abgezweigt wird. Die Wärmetauscher erwärmen auch das Speisewasser bevor es in den Dampferzeuger fließt, dazu wird Heißdampf von der sechsten und siebten Stufe der Hochdruckturbine abgezweigt. Der wieder aufgeheizte Dampf strömt dann in die drei Niederdruckturbinen welche die restlichen 60 % der Leistung freisetzen, und von dort aus in die Kondensatoren. Aus regelungstechnischen Gründen kann die Turbine auch mit Hilfe eines Beipass überbrückt werden.[24]

Schema der Siemens-Turbine (oben) zum Arabelle-Turbinenkomplex

Die Welle des Turbosatzes ist 68 m lang und wird aus rostfreiem Stahl geschmiedet. Jeder der vier Rotoren wird dabei von zwei Lagern gestützt, so dass sich zwischen den Rotoren jeweils zwei Lager befinden. Die Blätter der Hochdruckturbine werden formschlüssig an der Welle befestigt, das Verbindungsstück zur Welle wird dabei auf diese geschmiedet. Die Niederdruckturbinen verwenden jeweils neun Stufen, das Verbindungsstück wird dabei auf die Welle geschrumpft. Die Endstufen verwenden dabei verdrillte Blätter, die sich je nach Blattlänge und Rotationsgeschwindigkeit strömungsgünstig verbiegen. Sie sind die einzigen Blätter in der Turbine, die nicht ummantelt sind. Die Beschaufelung der letzten Stufe erreicht dabei eine Schaufellänge von 1830 mm, die Turbinenaustrittsfläche beträgt 30 m². Da jede Turbinenstufe symmetrisch ausgeführt ist, und der Dampf somit in beiden Richtungen entlang der Welle entspannt wird, wird eine Gesamtaustrittsfläche von 180 m² erreicht. Die Turbinengehäuse sind doppelwandig ausgeführt, die Einzelkomponenten werden dabei verschweißt.[32]

Der bürstenlose Generator wandelt die Rotationsenergie der Welle, in der Regel 1500 Umdrehungen pro Minute, in elektrische Energie um. Das Bauteil ist etwa 17 Meter lang, wiegt 250 Tonnen und wird mit Wasserstoff gekühlt. Dazu ist an der Welle ein mehrstufiger Lüfter montiert, der das Wasserstoffgas mit 5 bar axial durch die Windungen des Rotors befördert. Das warme Gas wird anschließend in einem Wasser-Gas-Wärmetauscher abgekühlt und erneut durch den Generator geführt. Die mittlere Temperatur beträgt dabei etwa 40 °C. Die restlichen Komponenten werden wassergekühlt, die mittlere Temperatur beträgt hier etwa 45 °C. Der vierpolige Generator erreicht einen Leistungsfaktor von 0,9 und einen Wirkungsgrad von etwa 99 %.[24]

Der Gesamtkomplex wiegt über 1100 Tonnen. Während der erste EPR in Olkiluoto mit einem Siemens-Turbosatz bestückt wurde, werden die nachfolgenden Kraftwerke mit dem Arabelle-Turbinenkomplex von Alstom ausgerüstet. Die Welle wird hier geschweißt, die Zahl der Ventile im Wärmetauscher reduziert und die Zugänglichkeit der Komponenten verbessert. Hauptunterschied ist aber der Einbau einer Mitteldruckturbine, durch die der Dampf nach den Wärmetauschern geleitet wird, bevor er auf die drei Niederdruckturbinen trifft.[33] Der Nettowirkungsgrad der Anlage hängt wie oben beschrieben von den Parametern des Kreisprozesses ab. Während Siemens von 37 % Prozesswirkungsgrad spricht, gibt Alstom für seinen Arabelle-Turbosatz einen Wirkungsgrad von über 38 % an.[34] Der Turbosatz stellt momentan die Beschränkung der Blockleistung eines EPR dar, so dass in den nächsten Jahren hier noch weitere Verbesserungen zu erwarten sind. Dies wird auch an der Auslegungslebensdauer von lediglich 30 Jahren für austauschbare Komponenten deutlich.[24]

Kondensatoren[Bearbeiten]

Nach den drei Niederdruckturbinen wird der Dampf in die Kondensatoren geleitet, wo er mit Wasser aus der Hauptwärmesenke auskondensiert wird. Um ein effizientes Auskondensieren zu ermöglichen, werden die Kondensatoren mit Unterdruck betrieben. Die Kondensatoren bestehen aus sechs Einheiten, jede Turbine ist mit zwei Einheiten verbunden. Die Anlage kann auch betrieben werden, wenn jeder Turbine nur eine Kondensatoreinheit zur Verfügung steht, und die Andere gerade inspiziert wird. Die gesamte Wärmetauscherfläche beträgt 110.000 m², eine Einheit wiegt 250 Tonnen. Aus Korrosionsschutzgründen wird dabei eine Titanlegierung eingesetzt. Die Reinigung dieses kostspieligen Bauteils erfolgt im Taprogge-Verfahren durch Schwammgummikugeln.[24]

Das Wasser der Hauptwärmesenke wird durch einen Ansaugtunnel mit einer Eintrittsöffnung von 60 m² zur Pumpstation geleitet. Bevor es dort ankommt, wird es durch grobe Gitter geführt, in vier Ströme aufgeteilt und durch Feinsiebe und Kettenkörbe gesaugt. In der Pumpstation werden die vier Ströme von vier vertikalen Pumpen mit jeweils etwa 13 m³/s Förderleistung zu den Kondensatoren gepumpt. Zur Kühlung aller weiteren Systeme des Kernkraftwerks werden noch 4 m³/s benötigt, was insgesamt zu einem Kühlwasserbedarf von etwa 57 m³/s führt. Das Kühlwasser wird dabei um ca. 12 °C erwärmt und über den Ausströmtunnel (engl. outfall tunnel) zurück zur Hauptwärmesenke geführt.[24]

Sicherheitstechnik[Bearbeiten]

Überblick[Bearbeiten]

Aufgrund der hohen Energiedichte der Kernenergie sind besondere Sicherheitsmaßnahmen erforderlich, um die Energiefreisetzung kontrolliert ablaufen zu lassen. Da Unfälle nie vollständig ausgeschlossen werden können, sind weitere Maßnahmen zur Begrenzung der Auswirkungen notwendig. Der dafür gültige Sicherheitsstandard wird von den zuständigen Aufsichtsbehörden vorgegeben, da sich in einer freien Marktwirtschaft sonst das Kernkraftwerk mit der geringsten Sicherheitstechnik aus Kostengründen durchsetzen würde. Die Vorgaben sind dabei von Land zu Land unterschiedlich: So verfügt das Kernkraftwerk Mochovce über keinen Sicherheitsbehälter, was in der Slowakei aber kein Betriebshindernis darstellt. Das Auslegungskriterium des EPR basiert auf den Vorgaben der französischen und deutschen Aufsichtsbehörden von 1993, wonach ein Kernschmelzunfall nur sehr begrenzte Auswirkungen auf die Umgebung der Anlage haben darf.[25] Ein Evakuierung der Bevölkerung sollte nur noch in unmittelbarer Nähe zum Kraftwerk notwendig sein, auch sollten keine langfristigen Beschränkungen zum Verzehr lokal angebauter Nahrungsmittel notwendig sein.[35] Weitere Anforderungen wie die Erdbebensicherheit sind den European Utility Requirements (EUR) entnommen.

Die Sicherheitstechnik im EPR ist wie in jedem Kernkraftwerk redundant und vielschichtig (engl. defence-in-depth) aufgebaut. Dabei werden alle Bauteile, die prinzipbedingt mit radioaktiven Stoffen in Berührung kommen, in der sogenannten „Nuklearen Insel“ (engl. nuclear island) zusammengefasst. Diese besteht aus einer entkoppelten dicken Fundamentplatte aus Stahlbeton (engl. baseplate), um einer maximalen Bodenbeschleunigung von 0,25 g stand zu halten.[17] Auf diese Fundamentplatte werden in der Mitte das innere Containment mit den vier Primärkreisläufen, dem Flutbecken (engl. In-Containment Refueling Water Storage Tank, IRWST) und dem Kernfänger errichtet. Die Primärkreisläufe sind dabei über Stoßdämpfer punktuell mit dem Gebäude verbunden, und durch Betonwände voneinander getrennt. Das innere Containment ist dabei wie bei der Konvoi-Serie innen mit einem etwa 6 mm dicken Stahl-Liner ausgekleidet, um zusätzliche Gasdichtheit zu gewährleisten. Im oberen Teil befinden sich katalytische Rekombinatoren, die den Wasserstoffanteil in der Atmosphäre auf maximal 10 % begrenzen sollen und damit Wasserstoffexplosionen verhindern. Die Wandstärke des aus Spannbeton gebauten Sicherheitsbehälters beträgt 1,3 Meter. Der Auslegungsdruck des inneren Containments wird mit 5,5 bar bei 170 °C angegeben, die Containment-Leckrate (engl. maximum leak rate) mit 0,3 vol-% pro Tag bei Auslegungsdruck und -temperatur.[36] Darüber folgt nach einem Luftspalt ein weiteres, 1,3 m dickes Containment aus Stahlbeton. Im 1,8 Meter breiten Luftspalt herrscht Unterdruck, eventuell entweichende Gase werden so abgesaugt und gefiltert.[25][31] Der Abscheidegrad des Filters wird dabei mit etwa 99,9 % angegeben.[36]

Um das innere Containment herum befinden sich fünf räumlich voneinander getrennte Gebäude. In den zwei der Maschinenhalle zugewandten Einheiten und den links und rechts des Reaktors liegenden befinden sich die vier Stränge des Notkühlsystems. In diesen als safeguard building (dt. Sicherheitsgebäude) bezeichneten Einheiten sind alle Komponenten des Notkühlsystems vierfach redundant untergebracht. Im Gegensatz zur N4-Serie oder Konvoi-Serie, wo die Notkühlsysteme 2 × 100 % oder 4 × 50 % redundant sind, besitzt der EPR mit 4 × 100 % eine volle vierfache Redundanz. Der Betrieb eines einzigen Notkühlstranges ist damit ausreichend, um die Anlage in einen kalten, unterkritischen Zustand zu überführen.[37][38] Das der Maschinenhalle gegenüberliegende Gebäude nimmt das Abklingbecken und Brennstofflager auf. Im Stockwerk oberhalb der Sicherheitsgebäude, die der Maschinenhalle zugewandt sind, befindet sich der Kontrollraum der Anlage. Bis auf die beiden Sicherheitsgebäude links und rechts des inneren Containments sind alle Gebäude der Nuklearen Insel mit einem 1,3 m dicken Containment aus Stahlbeton gegen äußere Gewalteinwirkung geschützt.[25] Neben dem geschützten Gebäude für das Abklingbecken und Brennstofflager befinden sich noch Hilfsgebäude, in denen zum Beispiel die Be- und Entladung von Lastkraftwagen mit Brennelementen oder sonstigen radioaktiven Abfällen stattfindet.[24]

Die Notstromversorgung befindet sich außerhalb der Nuklearen Insel. Dabei sind jeweils zwei Notstromaggregate mit je 7,7 MW in zwei räumlich getrennten Gebäuden in einiger Entfernung vom Reaktorgebäude untergebracht, während die Notstromaggregate bei der N4/Konvoi-Serie in einem Gebäude untergebracht sind. Falls alle vier Notstromaggregate versagen sollten, existieren zwei weitere zu jeweils etwa 1 MW, verteilt auf beide Gebäude. Diese station blackout diesel generators (SBO-DG) können das EFWS und LHSI in den Sicherheitsgebäuden 1 und 4 mit Strom versorgen.[39] Die Notstromaggregate im Innern sind dabei durch Wände voneinander getrennt. Diese Gebäude sind zwar Erdbeben- und Detonationswellengeschützt (bis 10 kPa), im Gegensatz zur N4- und Konvoi-Serie aber nicht gegen Flugzeugeinschläge gehärtet. Der Schutz vor Flugzeugeinschlägen erfolgt nur durch die räumliche Trennung.[38] Jedes Notstromaggregat besitzt genug Treibstoff, um ohne Betankung bis zu 72 Stunden lang betrieben zu werden.[40]

Das sogenannte Restrisiko, also das multiple Versagen verschiedener Sicherheitssysteme aufgrund technischer Defekte ohne Fremdeinwirkung, wird dabei wie in der Luftfahrt mit Hilfe einer probabilistischen Sicherheitsanalyse bestimmt. Dabei wird die größte erlaubte Wahrscheinlichkeit eines Kernschmelzunfalls (engl. core damage frequency, CDF) und die Wahrscheinlichkeit der Freisetzung einer großen Menge radioaktiven Materials (engl. large release frequency, LRF) von den Aufsichtsbehörden vorgegeben. Areva und EdF geben für den EPR zum Beispiel ein Wahrscheinlichkeit von 6,1 × 10-7/Jahr für einen Kernschmelzunfall an, was unter dem von den European Utility Requirements (EUR) vorgegebenen Wert liegt. Der maximale Wert liegt hier bei 10-5/Jahr, sowie 10-6/Jahr für einen Kernschmelzunfall mit begrenzten gesundheitlichen Auswirkungen auf die Umgebung.[41] Verglichen mit dem Schutz der Anlage vor Überflutungen ist dieser Wert sehr niedrig: So darf in Großbritannien ein Kernkraftwerk statistisch gesehen ein Mal in 10.000 Jahren überflutet werden (1 × 10-4/Jahr). Momentan wird über einen etwas niedrigeren Wert von 1:14.000 Jahren nachgedacht (7,1 × 10-5/Jahr).[42] Die Wahrscheinlichkeit eines Störfalles ist damit stark von externen Faktoren und menschlichem Versagen abhängig.

Wie bereits oben beschrieben wird der Sicherheitsstandard von den zuständigen Aufsichtsbehörden vorgegeben, da sich sonst das Kernkraftwerk mit der geringsten Sicherheitstechnik aus Kostengründen durchsetzen würde. Auch der EPR ist deshalb ein Kompromiss aus Baukosten und Nuklearschutz: So gibt es kein technisches Hindernis, auch die Sicherheitsgebäude links und rechts des Reaktors mit dem äußeren Containment zu schützen, oder die Notstromgebäude gegen Flugzeugabstürze zu härten. Beides ist aber nicht notwendig, um eine Zulassung des Entwurfs zu erreichen.

Subsysteme[Bearbeiten]

Das Sicherheitskonzept des EPR enthält verschiedene Subsysteme an verschiedenen Positionen im Kraftwerk, die hier aufgelistet werden.[25] Diese Systeme befinden sich im inneren Sicherheitsbehälter:

Schema der Sicherheitsgebäude mit den Subsystemen
  • In-Containment Refueling Water Storage Tank (IRWST): Das Flutbecken befindet sich beim EPR innerhalb der Containments und fasst 2000 t mit Borsäure versetztes Wasser. Im Gegensatz zur N4/Konvoi-Baureihe entfällt dadurch die Umschaltung von Druckspeichereinspeisung auf Kernflutung und Umwälzbetrieb.
  • Core-Catcher (CC): Der Kernfänger des EPR besitzt eine Ausbreitungsfläche von 170 m². Genau genommen besteht der Kernfänger aus einem Aluminiumpfropfen mit Betonüberzug unter der Reaktorgrube, dem Flusskanal in die Ausbreitungsfläche und die Ausbreitungsfläche (engl. spreading area) selbst. Die Wände der Reaktorgrube und des Flusskanals sind dabei aus Zirconiumdioxid, und mit einem bis zu 50 cm dicken Betonüberzug als Opferschicht (engl. sacrificial concrete) versehen.[36] Der Boden und die Seitenwände der Ausbreitungsfläche bestehen aus Gusseisen und sind mit einer 10 cm dicken Opferschicht aus Beton versehen. Wenn das Corium im Kernfänger ankommt, werden (aus Redundanzgründen) zwei vorgespannte Steuerdrähte durch die Hitze zerstört, und das IRWST-Wasser wird über kommunizierende Röhren unter die Ausbreitungsfläche geleitet. Dort wird der Kernfänger von unten durch Kühlkanäle durchströmt, das Wasser fließt dann über die Seitenwände in diesen hinein. Das verdampfende Wasser wird über einen Kamin in den oberen Bereich des Containments geleitet.[35]

Die Folgenden befinden sich in den vier Sicherheitsgebäuden:

  • Safety Injection System/Residual Heat Removal System (SIS/RHRS): Das System zur Sicherheitseinspeisung in die Primärkreisläufe ist auch für die Abfuhr der Nachzerfallswärme nach Herunterfahren der Anlage zuständig. Verteilt auf alle vier Sicherheitsgebäude, ist jedem Primärkreislauf ein SIS/RHRS zugeordnet. Das System besteht aus zwei Komponenten, zur Hoch- und Niederdruckeinspeisung. Bei jedem Einspeisedruck liegt somit eine 4 × 100-%-Redundanz vor.
    • Medium Head Safety Injection System (MHSI): Das Mitteldruck-Einspeisesystem kann ab einem Druck von 85 bis 97 bar Wasser in den Kaltstrang des Reaktordruckbehälters einspeisen. Um im Falle eines Kühlmittelverluststörfalles schneller reagieren zu können, befindet sich noch ein 47 m³ Sammeltank mit 45–50 bar Druck vor der Einspeisestelle. Dadurch muss die Pumpe nur einen Teil des benötigten Druckes aufbauen, bevor die Einspeisung beginnen kann. Das MHSI saugt dabei immer Wasser aus dem Flutbecken (IRWST) an, und fördert dieses in den Reaktordruckbehälter.
    • Low Head Safety Injection System (LHSI): Sinkt der Druck in den Primärkreisläufen auf 20 bar oder niedriger, wechselt das Notkühlsystem auf das Niederdruck-Einspeisesystem. Auch dieses System saugt Wasser aus dem Flutbecken (IRWST) an, und fördert dieses über einen Wärmetauscher in den Kaltstrang des Reaktordruckbehälters. Nach einem Kühlmittelverluststörfall kann auch Wasser in den Warmstrang eingespeist werden. Der Wärmetauscher jedes LHSI ist mit dem Component Cooling Water System (CCWS) verbunden, das die Wärme an die Hauptwärmesenke abführt. Bei längeren Standzeiten oder einem Brennelementewechsel wird mit Hilfe der LHSI-CCWS-ESWS-Kreisläufe die Nachzerfallswärme abgeführt, die deshalb auch als Residual Heat Removal System (RHRS) bezeichnet werden.
  • Emergency Feedwater System (EFWS): Die Kernkraftwerke der N4- oder Konvoi-Serie benötigen bei gewissen Notfallszenarien eine externe Wasserzufuhr, um die Nachzerfallswärme abzuführen. Dabei wird mit mobilen Pumpen Wasser in die Sekundärseite des Dampferzeugers eingespeist und verdampft. Das EFWS integriert diese Funktion in die Sicherheitsgebäude, wobei insgesamt etwas über 1600 t Kühlwasser zur Verfügung stehen. Um die Nachzerfallswärme nach einer Reaktorschnellabschaltung abzuführen, müssen mindestens zwei der Systeme in Betrieb sein, da die Redundanz 4 × 50 % beträgt.[43] Das System besteht dabei aus Wassertanks (engl. emergency feedwater tank, EFWT) und Pumpen, um das Wasser in die Sekundärseite des Dampferzeugers einzuspeisen. Das Wasser verdampft dort und wird über Entlastungsleitungen mit Sicherheitsventilen in die Umgebung abgeblasen. In Sicherheitsgebäude 1 und 4 sind jeweils 431 m³ Wasser untergebracht, während in Sicherheitsgebäude 2 und 3 etwa 386 m³ zur Verfügung stehen. Alle EFWTs sind mit miteinander verbunden, sodass auch beim Ausfall eines EFWS das komplette Wasserinventar genutzt werden kann. Alle EFWS besitzen noch ein Ablassventil (engl. passive header discharge side) und ein Ansaugventil (engl. passive header suction side). Wenn es zu einem kompletten Verlust der Stromversorgung kommen sollte (engl. station black out, SBO), kann das Wasserinventar der EFWTs in den Sicherheitsgebäuden 1 und 4 in die zugeordneten Dampferzeuger eingespeist werden, nachdem Notdiesel manuell gestartet wurden.[44][45] Ist das Wasser der EFWTs verbraucht, können aus den 2600 m³ demineralisierten Wassers des Feuerlöschsystems 800 m³ entnommen werden, um das EFWS bis zu 100 Stunden lang zu betreiben.[46]
  • Containment Heat Removal System (CHRS): Die beiden Äußeren, nicht durch das zweite Containment geschützten Sicherheitsgebäude enthalten noch das CHRS. Das System wird manchmal auch als Severe Accident Heat Removal System (SAHRS) bezeichnet. Es kann Wasser aus dem Flutbecken durch einen Wärmetauscher pumpen und danach entweder im oberen Bereich des Containments einsprühen, oder über einen zweiten Kanal zurück in das IRWST leiten oder in den Kernfänger. Das Einsprühen dient der Containmentkühlung, da dadurch Wasserdampf auskondensiert und der Druck im Sicherheitsbehälter sinkt.
  • Chemical and Volume Control System (CVCS): Das CVCS-System ist das „Hausmeistersystem“ im EPR und für jeden der Primärkreisläufe im dazugehörigen Sicherheitsgebäude untergebracht. Das weit verzweigte CVCS ist für eine Reihe von Aufgaben zuständig:
    • Kontrolle des Wasserinventars im Primärkreislauf durch Einspritzen und Ablassen von Wasser
    • Steuerung des Borsäuregehalts im Wasser, und damit der Reaktorleistung. Mit zunehmender Zykluslänge wird die Borsäurekonzentration im Wasser auf fast Null reduziert. Dazu wird dem Kreislauf entweder Borsäure oder demineralisiertes Wasser zugeführt.
    • Kontrolle der im Wasser gelösten Stickstoffgase, und das Ab- oder Einblasen dieser. Im Regelfall wird damit das Wasser des Flutbeckens (IRWST) behandelt.
    • Zur Wasseraufbereitung können dem Wasser im Containment chemische Substanzen zugeführt werden
    • Behandlung des Wassers im Primärkreislauf, wie Reinigung, Ausgasen, Speicherung usw.
    • Versorgt die Dichtung der Kühlmittelpumpe des Primärkreislaufes mit Kühlwasser und sammelt das Leckwasser.
    • Versorgt den Primärkreislauf mit der nötigen Borlösung, um die Anlage in einen kalten, unterkritischen Zustand zu überführen.
    • Kann hilfsweise Wasser in den Druckhalter sprühen um den Dampf auszukondensieren und den Druck in den Kreisläufen zu senken (engl. auxiliary spray). Diese Aufgabe wird im Normalfall von Systemen übernommen, welche zum Primärkreislauf gehören. Wird nur durchgeführt, um Startbedingungen für das SIS/RHRS zu schaffen oder wenn das dezidierte System ausfällt.
    • Bei einem kleinen Leck im Primärkreislauf kann das Leckwasser durch das CVCS ersetzt werden.
    • Ermöglicht durch Wassereinspeisung das feed-and-bleed-Kühlen.
  • Component Cooling Water System (CCWS): Wird auch als Closed Cooling Water System bezeichnet. Als „Lumpensammler“ transportiert das CCWS Wärme zwischen den einzelnen Wärmetauschern seines Kreislaufes. Diese verbinden das Closed Cooling Water System mit dem ESWS, dem SIS/RHRS, dem CVCS, dem FPCS, der Dichtung der Kühlmittelpumpe des Primärkreislaufes und bei den beiden äußeren Gebäuden auch mit dem CHRS. Im Regelfall wird damit die gesamte Abwärme des Kernkraftwerks an das ESWS abgegeben, und dadurch an die Hauptwärmesenke.

Diese Systeme werden durch das äußere Containment geschützt und befinden sich gegenüber dem Kontrollraum, auf der anderen Seite der Nuklearen Insel:

  • Emergency boron system (EBS): Das System zur Notborierung kommt zum Einsatz, wenn die Reaktorschnellabschaltung versagen sollte. Dazu wird über zwei Stränge mit drei Pumpen Borsäure mit einem Druck von bis zu 260 bar in den Reaktordruckbehälter gepresst, um eine negative Kritikalität zu erreichen. Durch die beiden Stränge besitzt das System eine 2 × 100-%-Redundanz.[38]
  • Fuel Pool Cooling and Purification System (FPCPS): Das Kühl- und Reinigungssystem des Abklingbeckens besteht aus zwei Systemen:
    • Fuel Pool Cooling System (FPCS): Führt die Nachzerfallswärme aus dem Abklingbecken an das CCWS ab und ist dabei doppelt redundant ausgeführt, jedem der beiden Kühlstränge stehen zwei Pumpen zur Verfügung. Für Notfälle gibt es noch einen dritten Kühlstrang, der nur eine Pumpe besitzt und die Wärme ebenfalls an das CCWS abgeben kann.[47]
    • Fuel Pool Purification System (FPPS): Besteht aus mehreren Kreisläufen, die das Poolwasser über dem Reaktor, das Wasser im Abklingbecken und das des Flutbeckens reinigen. Das System kann auch Wasser in oder aus dem Pool über dem Reaktor oder dem Abklingbecken fördern.

Außerhalb der Nuklearen Insel:

  • Essential Service Water System (ESWS): Das System ist außerhalb der Nuklearen Insel auf dem Gelände des Kraftwerks untergebracht und ist vierfach redundant, wobei jedem Sicherheitsgebäude ein Strang zugeordnet ist. Das System übernimmt durch Wärmetauscher die Wärme aus dem CCWS und führt diese an die Hauptwärmesenke. Zwei Stränge besitzen auch innerhalb des Flutbeckens (IRWST) Wärmetauscher, so dass dieses ebenfalls gekühlt werden kann.

Karenzzeit[Bearbeiten]

Wie bereits oben erwähnt, benötigen Kernkraftwerke bei gewissen Unfallszenarien eine externe Wasserzufuhr, um die Nachzerfallswärme abzuführen. Die Zeit zwischen dem Eintritt des Unfalles und der Notwendigkeit einer externen Wassereinspeisung wird dabei als Karenzzeit bezeichnet. Wie viel Zeit dem Personal und der Betriebsfeuerwehr dafür zur Verfügung steht, hängt von der Art der Anlage ab: Bei den Siedewasserreaktoren der Baulinie 72 wird beispielsweise das Wasserinventar des Speisewasserbehälters passiv in den Reaktordruckbehälter eingespeist, sodass die Kühlung des Reaktors für mindestens 2 Stunden gesichert ist.[15] In dieser Zeit muss eine externe Wasserzufuhr aufgebaut werden, da der Kern nach Ablauf dieser Zeit sonst trocken liegt und schmilzt. Bei modernen Kernkraftwerken wurde diese Zeitspanne deutlich erhöht, um auch unter widrigen Bedingungen eine rechtzeitige Einspeisung zu gewährleisten.

Der EPR verwendet hauptsächlich aktive Sicherheitssysteme, während beim AP1000 mehr Augenmerk auf passive Systeme gelegt wurde. Aktive Systeme benötigen für ihre Funktion elektrische Energie, während passive Systeme auf physikalischen Grundprinzipien wie Schwerkraft, kommunizierenden Röhren, Verbrennung usw. basieren. Die Karenzzeit eines EPR ist damit stark von der Verfügbarkeit elektrischer Energie abhängig. Die Karenzzeiten der verschiedenen Unfallszenarien können abgeschätzt werden, indem die Näherungsformel für die Nachzerfallswärme über die Zeit integriert und mit der Wärmekapazität des Wasserinventars gleichgesetzt wird. Dabei wird als konservative Annahme nur die Verdampfungswärme des Wassers von 2,26 MJ/kg berücksichtigt, Druck und Wärmekapazität bleiben unberücksichtigt. Es wird mit einer Kernleistung von 4500 MWth gerechnet und einem 11-monatigen Brennelementzyklus. Das Wasserinventar des EFWS wird zu 1600 t (real 1634 t) angenommen, ein möglicher Wasserbezug aus dem Feuerlöschsystem wird ignoriert. Bei Kernschmelzszenarien wird nur die Verzögerung durch die Opferplatte berücksichtigt, der Zeitbedarf für das Zusammenschmelzen des Kerns und das Durchschmelzen der Bodenkalotte wird ebenfalls ignoriert.

Aufbau von Kernfänger und Flutbecken
Passive Flutung des Kernfängers
Aufbau des CHRS
Aktive Flutung von Kernfänger und Reaktorgrube durch das CHRS
  • Normales Herunterfahren der Anlage: In diesem Fall wird der Reaktor durch das Einfahren der Steuerstäbe unterkritisch. Die Nachzerfallswärme wird nun über die Dampferzeuger an den Sekundärkreislauf abgegeben, wo die Turbine heruntergefahren wird, und dann von den Kondensatoren an die Hauptwärmesenke abgegeben. Ab einer Dampferzeugertemperatur von unter 120 °C steht dieser Pfad nicht mehr zur Verfügung, und der Druck der Primärkreisläufe wird über den Druckhalter reduziert, bis das Safety Injection System/Residual Heat Removal System (SIS/RHRS) starten kann. Bei einem Druck von 85 bis 97 bar wird mit dem Mitteldrucksystem eingespeist, unter 20 bar mit dem Niederdrucksystem. Beide beziehen das Kühlwasser aus dem Flutbecken (IRWST) und speisen es in den Reaktordruckbehälter. Das Wasser verlässt die Primärkreisläufe über die Leitungen des Chemical and Volume Control System (CVCS) zurück ins Flutbecken. Erst mit Start des Niederdrucksystems (LHSI) wird die Nachzerfallswärme über die Kreisläufe LHSI-CCWS-ESWS an die Hauptwärmesenke abgegeben. Die Energie hierfür wird aus dem öffentlichen Netz bezogen.
  • Bruch einer Hauptkühlmittel-Leitung: Dies ist der Auslegungsstörfall für N4- und Konvoi-Anlagen und wird im Englischen als loss of coolant accident (LOCA) bezeichnet. Der Bruch einer Hauptmittelkühlleitung führt beim EPR zur Reaktorschnellabschaltung und dem Start der Pumpen des Medium Head Safety Injection System (MHSI). Dabei kann ab einem Förderdruck von etwa 40 bar mit der Einspeisung begonnen werden, da die Druckdifferenz zum Einspeisedruck von etwa 90 bar von den 4 Sammeltanks ausgeglichen werden kann. Mit zunehmender Entleerung der Sammeltanks wird der volle Einspeisedruck von den Pumpen erreicht, während der Druck im Kreislauf durch das Leck weiter fällt. Ab 20 bar übernimmt wie im obigen Fall das LHSI die Einspeisung und Wärmeabfuhr. Durch das Flutbecken im Containment entfällt die Umschaltung von Druckspeichereinspeisung auf Kernflutung und Umwälzbetrieb. Es ist also egal, ob das Wasser den Primärkreislauf über das CVCS, den Druckhalter oder die Bruchstelle verlässt. Die Energie hierfür wird aus dem öffentlichen Netz bezogen.
  • Kühlmittelverluststörfall und Verlust der externen Stromversorgung, nur ein Notstromaggregat startet: Dieser Fall ist für Konvoi-Anlagen auslegungsüberschreitend. Dabei muss allerdings berücksichtigt werden, dass die N4-Serie eine 2 × 100-%-Redundanz besitzt, der Ausfall von 3 Notstromaggregaten also nur bei Konvoi-Anlagen möglich ist. Bei N4-Kernkraftwerken stünde dabei nur ein Notstromaggregat zur Verfügung (beherrschbar) oder keines (auslegungsüberschreitend). Beim EPR ändert sich gegenüber dem obigen Szenario nichts, lediglich die Energie wird durch das verbliebene Aggregat zur Verfügung gestellt und nur ein Sicherheitsgebäude arbeitet mit 100 % Kühlleistung.
  • Ausfall der Hauptwärmesenke: In diesem Szenario kann die Nachzerfallswärme nach der Reaktorschnellabschaltung nicht mehr abgeführt werden. In diesem Fall wird Speisewasser in die Dampferzeuger gepumpt, verdampft und ins Freie geleitet. Konservativ betrachtet steht hier nur das Wasser zur Verfügung, das sich bereits in den Dampferzeugern befindet. Laut Areva dauert es bei Ausfall der Speisewasserpumpen mindestens 30 Minuten, bevor die Dampferzeuger trocken liegen.[25] Danach wird das Emergency Feedwater System (EFWS) eingesetzt: In allen vier Dampferzeugern wird insgesamt 1600 t Wasser eingespeist, um dort zu verdampfen und vor der Turbine ins Freie geleitet zu werden. Während dieser Zeit kann die Werkfeuerwehr an die Ansaugventile des EFWS-Wassertanks und mobile Pumpen anschließen, um nach Leerung der EFWTs mit der Noteinspeisung zu beginnen. Sollte bis dahin keine Noteinspeisung möglich sein, werden die Primärkreisläufe entdruckt und das Wasser des Flutbeckens durch den Kern gewälzt. Dabei ist etwa 12 Stunden nach Beginn der Verdampfung des IRWST-Wassers ein Venting durch Radionuklidfilter notwendig, weshalb die nähere Umgebung des Kraftwerks evakuiert werden muss.[48] Kann nach 141 Stunden immer noch kein Wasser über externe Quellen in das Flutbecken gepumpt werden, um die Anlage im feed-and-bleed-Verfahren zu kühlen, tritt ein auslegungsüberschreitender Störfall ein, da es dann zur Kernschmelze kommt und der Kernfänger nicht mehr gekühlt werden kann.
  • Ausfall der Stromversorgung und der Hauptwärmesenke: Dies ist in Finnland ein Auslegungsstörfall. Dabei verlangt die finnische Aufsichtsbehörde STUK, dass an den Brennelementen kein erheblicher Schaden entsteht. Wenn zur Stabilisierung einer solchen Situation Maßnahmen des Personals notwendig sind, muss dafür genug Zeit zur Verfügung stehen und die Eignung der Methode bewiesen sein.[49] In diesem Fall verdampft nach der Reaktorschnellabschaltung erst 30 Minuten lang das Wasser, das sich bereits in den Dampferzeugern befindet. Da nach dieser Zeit kein Strom für das EFWS zur Verfügung steht, muss ein Teil des Personals aus dem Kontrollraum laufen und die zwei Notdieselaggregate manuell starten, um das Wasserinventar in Sicherheitsgebäude 1 und 4 in die zugeordneten Dampferzeuger einzuspeisen. Da die Ventile zwischen den EFWTs geöffnet werden, steht auch hier das gesamte Wasserinventar zur Verfügung. Wassertanks und mobile Pumpen können an die Ansaugventile des EFWS angeschlossen werden, um nach Leerung der EFWTs mit der Noteinspeisung zu beginnen. Offensichtlich war diese Zeit für die STUK ausreichend, so dass der EPR in Finnland die Designlizenz erhielt. Zum Vergleich: Die in deutschen Anlagen benötigten Vorbereitungs- und Durchführungszeiten liegen im Bereich von etwa 2 Stunden.[15] Sollte bis dahin keine Noteinspeisung möglich sein, werden die Primärkreisläufe entdruckt und es kommt zur Kernschmelze. Nach Durchschmelzen des Reaktordruckbehälters verweilt das Corium etwa eine Stunde in der Reaktorgrube, bis der „Stöpsel“ durchschmilzt und sich die Schmelze in den Kernfänger ergießt.[50] Durch die Hitze werden vorgespannte Steuerdrähte zerstört, und das IRWST-Wasser wird über kommunizierende Röhren unter die Ausbreitungsfläche geleitet, um Kernfänger und Corium zu kühlen. Dabei ist etwa 12 Stunden nach Beginn der Verdampfung des IRWST-Wassers ein Venting durch Radionuklidfilter notwendig, weshalb die nähere Umgebung des Kraftwerks evakuiert werden muss. Kann nach einer gewissen Zeit nach Unfallbeginn kein Wasser über externe Quellen in das Flutbecken gepumpt werden, tritt ein auslegungsüberschreitender Störfall ein, da der Kernfänger nicht mehr gekühlt werden kann.
  • Bruch einer Hauptkühlmittel-Leitung und Ausfall der Stromversorgung: In diesem Szenario steht das Wasserinventar der Dampferzeuger und des EFWS nicht zur Verfügung, da die Primärkreisläufe entdruckt werden. Optional kann zusätzlich auch die Hauptwärmesenke nicht mehr zur Verfügung stehen, was die Auswirkungen nicht ändern würde. In diesem Fall ist eine Kernschmelze unvermeidlich und die Karenzzeit am geringsten, da nur die 2000 t Wasser des Flutbeckens die Nachzerfallswärme abführen können. Auch hier verweilt das Corium nach dem Durchschmelzen des Reaktordruckbehälters etwa eine Stunde in der Reaktorgrube, bis die Opferplatte (engl. melt plug) durchschmilzt und sich die Schmelze in den Kernfänger ergießt. Dabei ist nach etwa 13 Stunden ein Venting durch Radionuklidfilter über den 100 Meter hohen Abluftkamin notwendig, weshalb die nähere Umgebung des Kraftwerks evakuiert werden muss. Kann nach Ablauf dieser Zeit kein Wasser in das Flutbecken gepumpt werden, tritt ein auslegungsüberschreitender Störfall ein, da der Kernfänger nicht mehr gekühlt werden kann. In allen Kernschmelz-Szenarien kann die Situation stabilisiert werden, wenn mindestens eines der äußeren Sicherheitsgebäude wieder den Betrieb aufnehmen kann um das Flutbecken zu kühlen. Die Wärme wird dabei über die CHRS-CCWS-ESWS-Kreisläufe, oder direkt über das Essential Service Water System (ESWS) an die Hauptwärmesenke abgegeben. Das Containment Heat Removal System (CHRS) wird dabei Wasser im oberen Bereich des Containments einsprühen um den Dampf teilweise auszukondensieren, was den Druck im Containment senkt. Dabei werden auch radioaktive Partikel ausgewaschen, was die Strahlenbelastung der Umgebung beim Venting reduziert. Unterschreitet das Corium im Kernfänger die Verdampfungstemperatur, wird das Wasser nicht mehr ins Containment gesprüht sondern direkt in den Kernfänger gepumpt, um Reaktorgrube und Kernfänger vollständig zu fluten.[48]
Karenzzeit des Abklingbeckens
BE-Wechsel Zyklusanfang Zyklusende
Normales Abklingbecken (1486 m³)
Erwärmung auf 97 °C 4 h 13,6 h 35,3 h
Oberkante BE 33 h 107 h 272 h
Abklingbecken mit Leitungsleck (1195 m³)
Erwärmung auf 97 °C 3,3 h 11,1 h 28,9 h
Oberkante BE 32 h 105,9 h 266 h

Das Abklingbecken (engl. spend fuel pool) befindet sich zwischen dem inneren und äußeren Containment, und muss ebenfalls gekühlt werden. Da die Karenzzeit bei einem Ausfall der Stromversorgung stark von der Beladung des Beckens abhängt, werden hier die Angaben von Areva und EdF an Nuclear Technologies zitiert, die im Rahmen des Independent Nuclear Safety Assessment (INSA) das Peer-Review im Vereinigten Königreich durchführt. Hier wird die Reaktorleistung sehr konservativ mit 4900 MWth angenommen, sowie eine Abwärme des Abklingbeckens von 22,3 MW während des Beladens, 6,8 MW zu Beginn des Zyklus und 2,7 MW an dessen Ende. Die Angaben besitzen eine Sicherheitsmarge von 15 %. Der Zyklus wird mit 18 Monaten angenommen, wobei die Beladung zu 100 % mit MOX-Brennelementen erfolgt. Die Karenzzeit beim Brennelementewechsel ist dabei rein theoretisch, da in dieser Zeit auch Wartungs- und Reparaturarbeiten im Kraftwerk durchgeführt werden. Der untere Fall geht von einem Leitungsleck im Fuel Pool Cooling System (FPCS) aus, das den Wasserpegel im Abklingbecken reduziert.

Die Karenzzeiten des Abklingbeckens sind mit denen des Kernreaktors vergleichbar. Die Noteinspeisung bei einem Ausfall der Stromversorgung erfolgt hier über das Feuerlöschsystem. Steht elektrische Energie zur Verfügung, kann das Wasser auch über das Fuel Pool Purification System (FPPS) zwischen Flut- und Abklingbecken umgewälzt werden.[51] Da sich das Abklingbecken zwischen dem inneren und äußeren Sicherheitsbehälter befindet, werden in den Luftspalt austretende radioaktive Gase abgesaugt und gefiltert.

Die Karenzzeiten des EPR bei verschiedenen Unfallszenarien liegen je nach Situation im Durchschnitt: Ein AP1000 von Westinghouse hat ein IRWST mit 2236 m³ Wasser, bei einer thermischen Nennleistung von 3400 MW.[16] Westinghouse selbst gibt eine Karenzzeit von 72 Stunden an.[52] Die Begrenzung liegt hier im Containment-Kühlsystem, da das Wasser auf dem Dach der Anlage nach 72 Stunden (3 Tagen) verdampft ist und durch Pumpen aufgefüllt werden muss. Damit soll das Kraftwerk mindestens 30 Tage ohne Hauptwärmesenke auskommen. Ohne Containmentkühlung dauert es etwa 24 Stunden bis der Auslegungsdruck erreicht wird, und ein Venting unerlässlich ist. Die Brennelemente im Abklingbecken bleiben hier bis zu 72 Stunden ohne Kühlung von Wasser bedeckt.[53][54] Auch der ESBWR von GE Hitachi kann bis zu 40 Stunden rein passiv gekühlt werden, bevor das Wasser im Passive Containment Cooling System (PCCS) verdampft ist.[55]

Steuerungstechnik[Bearbeiten]

Während des Leistungsbetriebes arbeiten etwa 150 bis 300 Personen im Kraftwerk. Die Steuerung der Anlage erfolgt dabei aus dem Kontrollraum, der sich über den beiden Sicherheitsgebäuden befindet, die dem Turbinengebäude zugewandt sind. Der Leitstand wird somit durch das Doppelcontainment vor dem nuklearen Kreislauf, und durch das äußere Containment vor äußerer Gewalteinwirkung geschützt. Die Steuerungstechnik ist digital und von der N4-Serie abgeleitet, und in drei sogenannte „Level“ eingeteilt: Level 0 umfasst alle Schalter und Sensoren, Level 1 die Reaktorkontrolle und Sicherheitssysteme und Level 2 die Benutzerschnittstelle. Die Benutzerschnittstelle ist dabei mit einem Bussystem mit den Subsystemen verbunden, wobei alle Verbindungen redundant und diversitär aufgebaut sind. So haben zum Beispiel die Notkühlsysteme und das EFWS jeweils vier voneinander unabhängige Steuerungssysteme.[24][25] Als Leittechnik wird Teleperm XS von Areva NP eingesetzt. Zur Anzeige des Anlagenzustandes und des Störfallmanagementes hat Teleperm XS ein spezielles Qualified Display System (QDS), wodurch der Reaktorfahrer in der Schaltwarte in gewissen Grenzen eingreifen und steuern kann. Das System verwendet Intel-Pentium-M-Prozessoren auf Hauptplatinen im AT-Format. Über PS/2-Schnittstellen können zum Beispiel über eine Tastatur Eingaben gemacht werden. Die Widgets der grafischen Benutzeroberfläche werden an einem Rechner mit openSUSE erstellt, der die QDS-Entwicklungsumgebung enthält. Der Download erfolgt über Ethernet beim Hochfahren der Rechner. Zur Installation muss ein weiterer Linux-PC mit der QDS Service Unit vorhanden sein, wo ein Benutzer das gewünschte Programm auswählt. Der Rechner ist auch für den Handshake, die Überwachung des Downloads und die Selbsttests zuständig, und für die Aufzeichnung aller Bildschirmaktivitäten. Für den laufenden Betrieb wird er nicht benötigt.[56]

In einer gemeinsamen Erklärung kritisierten die Aufsichtsbehörden von Finnland, Frankreich und Großbritannien das Design der Steuerungstechnik, da ihrer Ansicht nach die Sicherheitssysteme zur Kontrolle bei außergewöhnlichen Ereignissen in sehr hohem Maße mit dem Steuerungssystem für den normalen Betrieb zusammengeschaltet waren.[57] Die Wünsche wurden daraufhin vom Herstellerkonsortium erfüllt, so dass die Health and Safety Executive (HSE) als Mutterbehörde des Nuclear Installations Inspectorate (NII) Ende 2010 die Steuerungstechnik genehmigte.[58] Dabei werden die Sensoren und Schalter der Notwarte nun durch ein analoges Hardwired backup systems (HBS) ergänzt.[24] Der US-EPR soll nach bisherigen Plänen weiter rein digital gesteuert werden, die Nuclear Regulatory Commission hat diesbezüglich keine Bedenken angemeldet.[25]

Die Lastfolgefähigkeit des EPR, wichtig für das Kraftwerksmanagement, wird wie folgt angegeben:[59]

  • Im Spitzenlastbereich zwischen 60 % und 100 % der Nennlast mit 5 %/min während 80 % des Brennstoffzyklus
  • Im Schwachlastbereich mit 25 % bis 60 % der Nennlast mit 2,5 %/min während 80 % des Brennstoffzyklus
  • Es können bis zu zwei Tage mit mittlerer Leistung gefahren werden, ohne die Flexibilität zu verlieren, erst danach sinkt die Lastfolgefähigkeit
  • Bei mittlerer Leistung kann die Schwungreserve des Turbosatzes zur Lastfolgefähigkeit beitragen:
    • Ein Schritt von 10 % der Nennleistung mit einer Rampe von 5 %/min
    • Eine Rampe mit 10 %/min für kurzes Leistungsspiel

Da in ein elektrisches Verteilernetz nur soviel elektrische Energie eingespeist werden darf wie gerade von den Verbrauchern benötigt wird, wird die Schwungreserve des Turbosatzes zur Regelung kleiner Schwankungen verwendet. Da Kernkraftwerke in Frankreich auch den Mittellastbereich abdecken besitzt Frankreich eines der größten Leitungsnetze in Europa, mehrere Kraftwerke können so gemeinsam Bedarfsschwankungen ausgleichen.[60]

Versionen[Bearbeiten]

Standard-EPR[Bearbeiten]

Der Standard-EPR ist die Version, die ursprünglich für Deutschland und Frankreich entwickelt wurde. Frankreich will damit seine älteren Kernkraftwerke der CP-Serie ersetzen. Der italienische Versorger Enel schloss mit EdF am 30. November 2007 eine Vereinbarung über eine Beteiligung am Bau von sechs EPR in Frankreich, wobei sich Enel zu 12,5 % engagiert.[37] Zusätzlich plante die italienische Regierung unter Ministerpräsident Berlusconi den Bau von vier bis fünf eigenen EPR. Dies wurde jedoch durch eine Volksabstimmung verhindert.[61][62][63][64] Der erste EPR in Frankreich wird am Standort Flamanville gebaut. Die technischen Details und Probleme beim Bau der Version sind oben beschrieben.

FrankreichFrankreich Frankreich:

China VolksrepublikVolksrepublik China Volksrepublik China:

IndienIndien Indien:

FIN-EPR[Bearbeiten]

Gestützt auf Studien der Technische Universität Lappeenranta (LUT), wonach Strom aus Kernkraft die preiswerteste Lösung sei, beantragte der Energieversorger Teollisuuden Voima Oy (TVO) im November 2000 einen Neubau, der im Mai 2002 vom finnischen Parlament beschlossen wurde. TVO wählte daraufhin den EPR von Areva aus. Seit März 2007 befinden sich zwei weitere Kernkraftwerke in der Ausschreibung, die vom Finnischen Parlament im Juli 2010 genehmigt wurden. Hauptunterschied des FIN-EPR zur Standardversion ist der reduzierte Abbrand von 45 GWd/t.[24]

FinnlandFinnland Finnland:

UK-EPR[Bearbeiten]

Das Vereinigte Königreich bezieht etwa 18 % seines Strombedarfes aus Kernkraftwerken, und plant seit 2006 einen deutlichen Ausbau. Die Unternehmen Électricité de France (EdF), Horizon Nuclear Power und NuGeneration konnten dazu an acht verschiedenen Standorten Bauplätze ersteigern. Insgesamt sind etwa 19 GW an Erzeugungskapazität geplant, was einer Verdopplung des Atomstromanteils entspricht.[66] Am 18. Juli 2011 genehmigte das Parlament des Vereinigten Königreichs das größte KKW-Neubauprogramm in Europa. Bereits zehn Tage später beantragte EdF die Baugenehmigung für das Kernkraftwerk Hinkley Point C, nachdem die Gemeinde dem Bauvorhaben zustimmte. Im März 2013 wurde die Baugenehmigung erteilt.

Aufgrund wirtschaftlicher Überlegungen ist der Bau jedoch unsicher. Für die beiden Reaktoren mit zusammen 3650 MW Leistung sind Baukosten von ca. 16 Mrd. Pfund (ca. 19 Mrd. Euro) geplant, die den Bau ohne staatliche Subventionen für EdF nicht wirtschaftlich darstellbar erscheinen lassen. Deshalb verhandelte EdF mit der Regierung über einen garantierten Stromabnahmepreis. Im Oktober 2013 wurde eine Einigung gemeldet, aufgrund der Subventionierung des Projektes ist aber eine Zustimmung der EU erforderlich. Um das Projekt rentabel zu machen garantierte die britische Regierung für 35 Jahre eine Einspeisevergütung in Höhe von 92,5 Pfund/MWh plus einem jährlichen Inflationsausgleich (derzeit 118 Euro/MWh[67]). Dies ist fast das Doppelte des durchschnittlichen englischen Strompreises.[68] Die Kernreaktoren sollen 2023 ans Netz gehen und voraussichtlich 60 Jahre betrieben werden.[69]

Vereinigtes KonigreichVereinigtes Königreich Vereinigtes Königreich:

  • Kernkraftwerk Hinkley Point C
    • Block 1 (Baubeginn unbekannt, geplante Inbetriebnahme 2023)
    • Block 2 (Baubeginn unbekannt, geplante Inbetriebnahme 2023)
  • Kernkraftwerk Sizewell C
    • Block 1 (Baubeginn ?, geplante Inbetriebnahme 2020)
    • Block 2 (Baubeginn ?, geplante Inbetriebnahme 2022)

US-EPR[Bearbeiten]

Da Elektrizitätsversorgungsunternehmen in den Vereinigten Staaten den Neubau von Kernkraftwerken planen, beantragte Areva am 11. Dezember 2007 die Design-Zertifizierung des EPR durch die Nuclear Regulatory Commission. Mögliche Bauplätze sind Nine Mile Point, Bell Bend, Calvert Cliffs und Callaway. Der Antrag zur Erteilung der Bau- und Betriebslizenz (engl. combined license, COL) wurde bei Nine Mile Point und Callaway jedoch auf Wunsch des Betreibers ausgesetzt.[70] Für das neue Kernkraftwerk Bell Bend wird die Erteilung der Betriebslizenz frühestens 2013 erwartet. Ob die neuen Einheiten gebaut werden hängt auch davon ab, ob sich Investoren für das Projekt finden.[71] Hauptunterschied des US-EPR zur Standardversion ist, neben dem Generator, die höhere Standfestigkeit bis zu einer Bodenbeschleunigung von 0,3 g.[72]

Bau[Bearbeiten]

Der Bau eines Kernkraftwerkes ist zeit- und kostspielig. Prinzipiell sind dafür drei Dinge notwendig: Ein Energieversorgungsunternehmen, das in das Kraftwerk investiert, eine Designlizenz für das Reaktormodell sowie die politische Genehmigung zur Errichtung der Anlage. Die Designlizenz kann entweder generell auf alle Anlagen eines Typs vergeben werden, wie dies in Großbritannien der Fall ist, oder abhängig vom Bauplatz. Die Nuclear Regulatory Commission (NRC) beginnt beispielsweise mit dem Acceptance Review, in dem grundsätzliche Dinge wie Terminpläne usw. vereinbart werden. Daran schließt sich das Safety Review an, in dem geprüft wird, ob das Design die Sicherheitsanforderungen des Gesetzgebers erfüllt. Das anschließende Environmental Review ist standortabhängig und berücksichtigt Gewässertemperaturen und legt sonstige für den Betrieb notwendige Grenzen fest. Danach findet noch eine öffentliche Anhörung (engl. mandatory hearing) der Anwohner statt, an welche sich in der Regel die Erteilung der Bau- und Betriebslizenz anschließt. Der ganze Prozess nimmt etwa sechs Jahre in Anspruch. In Großbritannien ist das Verfahren geteilt: Hier wird erst das Reaktordesign generell untersucht, ob es die Sicherheitsanforderungen des Gesetzgebers erfüllt, und dann die Designlizenz vergeben. Für die Erteilung der Baugenehmigung muss jedoch ein separater Antrag gestellt werden, in dem der Bauplatz auf seine Eignung überprüft wird, was etwa 18 Monate in Anspruch nimmt. Die politische Genehmigung unterscheidet sich ebenfalls von Staat zu Staat: Während in Frankreich und den USA die generelle Erlaubnis ein Kernkraftwerk errichten zu dürfen ausreicht, muss in Finnland jeder Neubau durch das finnische Parlament genehmigt werden. In Großbritannien müssen sowohl das Parlament des Vereinigten Königreichs als auch die lokale Gemeinde dem Bauvorhaben zustimmen.

Baustelle von Olkiluoto 3, im Jahr 2009

Sind die verwaltungstechnischen Hürden beseitigt, was über sechs Jahre in Anspruch nehmen kann, kann mit dem Bau begonnen werden. Dabei wird zuerst mit den Erdarbeiten begonnen (engl. site preparation), was sich auf ein Jahr hinziehen kann. In dieser Zeit werden auch die Tunnel für die Wasserzu- und abfuhr gegraben. Erst danach folgt der Guss des Fundaments bzw. der Gründung (engl. first concrete), ab welchem sich das Kraftwerk gemäß den Richtlinien der Internationale Atomenergie-Organisation (IAEA) offiziell im Bau befindet. Nachdem die Bodenplatte der Nuklearen Insel gegossen wurde, wird mit dem Schweißen des inneren Stahl-Liners begonnen. Dabei werden auf der Baustelle Ringsegmente geschweißt, die mit Kränen auf der Nuklearen Insel übereinander gestapelt und miteinander verschweißt werden. Ein Ring besitzt einen Durchmesser von 42 Metern bei einer Höhe von rund fünf Meter und einem Gesamtgewicht von 218 Tonnen.[73] Da der Stahl-Liner von der Konvoi-Serie übernommen wurde und in französischen Kraftwerken nicht vorhanden ist, kam es bei dessen Fertigung mehrmals zu Verzögerungen. Parallel dazu werden das innere und äußere Containment errichtet, wobei der Stahl-Liner zuerst vollendet wird. Vor dem Aufsetzen der Kuppel wird noch der Brückenkran des Containments (engl. polar crane) eingesetzt. Die Kuppel wird ebenfalls vor Ort auf der Baustelle zusammengeschweißt, und mit einem Kran in Position gesetzt und dort von Hand verschweißt. Diese hat einen Umfang von 147 Meter, ein Gewicht von 270 Tonnen und ist die bisher größte für ein Kernkraftwerk.[74] Danach wird zuerst das innere Containment aus Spannbeton vollendet, und der Betonbau der Nuklearen Insel mit dem äußeren Sicherheitsbehälter aus Stahlbeton abgeschlossen. Zu diesem Zeitpunkt wurden bereits mehr als 100 km Kabel verlegt. Noch während die Sicherheitsbehälter vollendet werden, wird mit dem Einbau der Komponenten begonnen. So werden die Rohrleitungen der Sicherheitssysteme wie des Essential Water Service System verlegt und mit dem Einbau der Notstrombatterien begonnen.[75] Dazu befindet sich eine kreisrunde Öffnung zwischen dem Containment und der Umgebung, durch die die Bauteile hineingereicht werden können. Durch diese werden auch der Reaktordruckbehälter sowie die Dampferzeuger und die Druckhalter geführt. Die Bauteile werden dazu von einem Baustellenkran angehoben und auf ein Schienenfahrzeug gesetzt. Dieses fährt auf Gleisen, welche von einem an das Gebäude angebauten Gerüst durch die kreisrunde Öffnung bis zum Inneren der Nuklearen Insel reichen. Im Inneren werden die Bauteile vom Brückenkran wieder angehoben, an ihre Position gesetzt und dort eingebaut. Nachdem die Stahlkuppel installiert wurde, wird auch mit dem Einbau der Notstromaggregate in die entsprechenden Gebäude begonnen.[76] Das Turbinengebäude mit dem Turbosatz ist zu diesem Zeitpunkt fast fertiggestellt, und wurde parallel zur Nuklearen Insel errichtet.[73] Als Nächstes wird das Flutbecken (IRWST) testweise mit Wasser befüllt, und dieses wieder abgelassen. Nun beginnt die arbeitsintensive Entfettung des Liners: Dabei wird mit einer wässrigen Lösung Staub und Fett weggewaschen, und anschließend die Oberfläche passiviert. Nach einer Spülung mit demineralisiertem Wasser wird der Liner auf verbliebene Korrosionsstellen untersucht, und diese mechanisch beseitigt. In der Zwischenzeit wird der Brückenkran des Brennstofflagers in Betrieb genommen, um auch hier alle Einbauten vornehmen zu können.[77] Sind auch die Kuppeln der beiden Containments fertig, wird der Kamin in einem Stück auf das Gebäude gesetzt und dort befestigt. Nach Abschluss der Konstruktionsarbeiten erfolgt der Einbau der Inneneinrichtung, das weitere Verlegen von Kabeln und andere Kleinigkeiten. So wird zum Beispiel das Melt Plug Transportation System auf seine Funktion überprüft. Dieses kann den „Stöpsel“ in der Reaktorgrube heben und entfernen, um die Reaktorgrube durch den Kernfänger zugänglich zu machen. Dadurch kann der Reaktordruckbehälter bei Wartungsintervallen inspiziert werden. Zu diesem Zeitpunkt wurden bereits mehr als 1000 km Kabel verlegt, was 70 % der gesamten Leitungslänge entspricht.[78] Ist die Anlage fertiggestellt, wird diese zum ersten Mal mit Kernbrennstoff beladen und ausgiebig getestet. Sind alle Baumängel beseitigt worden, die vom Kunden und der zuständigen Aufsichtsbehörde bei der abschließenden Inspektion noch entdeckt wurden, erfolgt die Abnahme des Kernkraftwerks durch die Aufsichtsbehörde und die Netzsynchronisation des EPR.

Von der Entscheidung eines Energieversorgungsunternehmens einen EPR zu errichten bis zur ersten eingespeisten Kilowattstunde können mehr als 10 Jahre vergehen. So benötigt alleine die Erteilung der Baugenehmigung in Großbritannien mindestens 18 Monate, die folgenden Erdarbeiten fast ein Jahr, sowie mindestens 5 Jahre für den Bau des Kraftwerks. Bis zur Netzsynchronisation vergeht fast ein weiteres Jahr. Die in der Tabelle rechts aufgelisteten Bauzeiten beziehen sich auf die Definition der IAEA, Baubeginn ist also der Guss des Fundaments.

Auf der Baustelle eines EPR arbeiten über 4000 Menschen aus verschiedenen Ländern, da die Zulieferer über den Globus verteilt sind.[79] In der Regel bekommt der günstigste Anbieter den Zuschlag. So werden zum Beispiel die Segmente des Reaktordruckbehälters von Flamanville 3 von Japan Steel Works in Muroran geschmiedet und von Mitsubishi Heavy Industries in Kōbe zum fertigen Druckbehälter vereinigt.[80] Die Dampferzeuger und Reaktordruckbehälter von Taishan  werden direkt vor Ort von der Shanghai Electric Heavy Industries Group Corporation (SEC) beziehungsweise Dongfang Electric Corporation (DEC) gefertigt.[81] Areva selbst fertigt meist nur einen unsignifikanten Anteil der Komponenten, in der Regel die Dampferzeuger und Druckhalter. Der Hauptbeitrag ist personeller Art, so sind allein auf der Baustelle in Taishan 500 Mitarbeiter aus Frankreich, 300 aus Deutschland und 300 aus China im Einsatz.[82] Auch deutsche Firmen sind als Zulieferer eingebunden, so fertigte Babcock Noell unter anderem den Stahl-Liner von Olkiluoto 3 und Siempelkamp Nukleartechnik den Kernfänger.[83][4]

Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten]

Die Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerkes ergibt sich aus den Stromgestehungskosten sowie den am Markt bzw. der Strombörse erzielten Erlösen. Die Stromgestehungskosten ergeben sich wiederum aus den Investitionskosten und Rückbaukosten für ein Kraftwerk sowie den fixen und variablen Betriebskosten. Das Praxishandbuch Energiewirtschaft gab für ein den Spezifikationen des EPR entsprechendes in Grundlast betriebenes Kernkraftwerk mit einer Leistung von 1600 MW und einem Anschaffungspreis von 4,2 Mrd. Euro mit Inbetriebnahme 2004 Stromgestehungskosten von 50,2 Euro/MWh an.[84] Da sich seit diesem Zeitpunkt insbesondere die Investitionskosten ca. verdoppelt haben (s.u.) sind die Stromgestehungskosten mittlerweile deutlich angestiegen. Aktuellen Angaben zufolge liegen sie zwischen 70 und 110 Euro/MWh und damit deutlich oberhalb des Marktpreises von elektrischer Energie.[85][86][87]

Investitionskosten[Bearbeiten]

Wie immer bei Stromerzeugung durch Kernkraftwerke hat auch der EPR vergleichsweise hohe Investitionskosten; diese sollen durch niedrige Betriebskosten über den Betriebszeitraum ausgeglichen werden. Die Investitionskosten des EPR sind dabei recht hoch: Wurde ursprünglich mit etwas über 3 Mrd. Euro pro Block gerechnet, vermutete H. Böck vom Atominstitut an der TU Wien im Jahr 2009, dass der reale Preis bei über 5 Mrd. Euro liegen dürfte.[31] Aktuelle Projekte in Europa liegen Stand 2013 bei rund 8,5 bis 9,5 Mrd. Euro (siehe Tabelle). Anlagen in China können laut Areva um 40 % preisgünstiger sein als Reaktoren in Frankreich.[88] Das kann mehrere Ursachen haben: Zum einen ist der Renminbi gegenüber dem Euro deutlich unterbewertet, gemäß dem Big-Mac-Index um 48 %. Komponenten die in China gefertigt werden profitieren davon und kosten weniger. Zum anderen liegt in China erheblich mehr Bauerfahrung bei der Errichtung von KKWs vor: So konnte der Stahl-Liner von Taishan 1 kosten- und fristgerecht fertiggestellt werden, was in Olkiluoto 3 und Flamanville 3 nicht gelang.[89]

Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die EPR-Projekte und deren Kosten.

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Nr. Typ Standort Baubeginn geplantes Bauende geplante Fertig-
stellung
veran-
schlagte Kosten
reale Bau-
kosten
Stei-
gerung
Block-
leistung (netto)
spezifische Investitions-
kosten
Mrd. € Mrd. € % MWel €/kW
1 FIN-EPR Olkiluoto 3 12.08.2005 6/2009 2017[90] 3,21 8,5[91] +165 1600 5312
2 Standard-EPR Flamanville 3 03.12.2007 5/2012 2016 42 8,5[92] +112,5 1630 5214
3 Standard-EPR Taishan 1 28.10.2009 12/2013 2014 3,83 ? ? 1660 2289
4 Standard-EPR Taishan 2 15.04.2010 11/2014 2015 3,83 ? ? 1660 2289
5 Standard-EPR Hinkley Point C1 2014? 2023  ? 8 Mrd. £[93] (ca. 9,5 Mrd. €) - - 1630 ca. 5800
6 Standard-EPR Hinkley Point C2 2014? 2023  ? 8 Mrd. £[93] (ca. 9,5 Mrd. €) - - 1630 ca. 5800
1 Der Versorger Teollisuuden Voima Oyj (TVO) schloss einen Festpreisvertrag über 3,2 Mrd. Euro ab; der Differenzbetrag wird von Areva bezahlt.[94] Für TVO betragen die spezifischen Investitionskosten damit 2000 €/kW.
2 2005, also weit vor Baubeginn, wurde von 3,3 Mrd. Euro ausgegangen, was 3,55 Mrd. Euro im Jahr 2008 entsprach. Ende 2008 wurden die Kosten auf 4 Mrd. Euro korrigiert.[95] Laut der am Bau beteiligten TPF GROUP betrug der Preis 3,4 Mrd. Euro ohne Steuern.[96] Mit einer Umsatzsteuer von 19,6 % ergeben sich dann etwa 4 Mrd. Euro Baukosten.
3 Gemäß Kaufvertrag vom 26. November 2007 beide Blöcke für 8 Mrd. Euro, inklusive Brennstoff bis 2026.[97] Pro Block wird 3,5 Mrd. Euro vermutet, plus Turbosatz für 300 Mio. Euro.[98]

Erzeugungskosten[Bearbeiten]

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Folgende Teile dieses Abschnitts scheinen seit September 2013 nicht mehr aktuell zu sein: Dieser Abschnitt verwendet maßgeblich Prognosen aus dem Jahr 2008, die nicht mehr aktuell sind. Bei allen in Bau befindlichen sowie geplanten EPRs (Olkiluoto, Flamanville, Hinkley Point) kam es zu großen Kostensteigerungen, die in deutlich höheren Erzeugungskosten resultieren als hier dargestellt. Bitte hilf mit, die fehlenden Informationen zu recherchieren und einzufügen.

Prinzipiell erfolgt die Berechnung der Erzeugungskosten eines Kraftwerkes immer nach demselben Schema: Basierend auf den spezifischen Investitionskosten, der Auslastung und der Auslegungslebensdauer des Kraftwerkes werden die Kosten addiert, die beim Betrieb der Anlage anfallen.

Die Erzeugungskosten eines Kernkraftwerkes setzen sich zusammen aus Betriebskosten, Wartungskosten, Brennstoff- und Entsorgungskosten. In manchen Studien, wie beispielsweise in „Comparison of electricity generation costs“ der Technischen Universität Lappeenranta (LUT) von Risto Tarjanne und Aija Kivistö aus dem Jahr 2008[99], werden die Entsorgungskosten auch in die Betriebs- und Wartungskosten eingerechnet.[99] Im Folgenden werden diese getrennt aufgelistet:

  • Kapitalkosten: Ein maßgeblicher Kostenpunkt beim Betrieb eines Kernkraftwerkes sind die Kapitalkosten für den Bau des Kraftwerks, die üblicherweise sowohl per Eigen- als auch per Fremdkapital gedeckt werden. Bei der Aufnahme von Fremdkapital sind drei Faktoren maßgeblich: Die Höhe des Darlehens, dessen Zinssatz und dessen Laufzeit. Bei allen Studien wird mit Annuitätendarlehen gerechnet, wodurch sich die Erzeugungskosten im Abschreibungszeitraum um einen konstanten Betrag (in diesem Fall um 2,0 €-ct/kWh) erhöhen. Die oben zitierte LUT-Studie nimmt beispielsweise einen 40-jährigen Abschreibungszeitraum, 5 % Realzins und 100 % Fremdfinanzierung an. In der Studie wird auch angemerkt, dass die vollständige Finanzierung eines Kraftwerks durch Fremdkapital eine konservative Annahme darstellt, ebenso der Zinssatz von 5 %, der etwa 2 % höher lag als damals marktüblich.[99] Da EVUs in der Regel ein A-Rating besitzen, sind die Zinssätze relativ niedrig. Die Investitionskosten wurden in der Studie mit 2750 €/kW angesetzt, die Leistung mit 1500 MW, wodurch sich Investitionskosten für einen Kraftwerksblock von 4,125 Mrd. Euro ergaben. Diese Zahlen sind aber mittlerweile veraltet. Stand 2013 liegen die Investitionskosten bei den in Europa in Bau befindlichen Reaktoren in Olkiluoto und Flamanville bei etwa 5200-5300 €/kW und damit etwa doppelt so hoch, wie in der Studie von 2008 angenommen. Die geplanten Kraftwerke am Standort Hinley Point liegen bei ca. 5800 €/kW (siehe Tabelle oben). Die Kapitalkosten steigen dementsprechend im gleichen Verhältnis auf 3,8-4,0 €-ct/kWh (Olkiluoto und Flamanville) bzw. 4,3 €-ct/kWh (Hinley Point).
  • Betriebskosten: Diese Kosten fallen beim Betrieb der Anlage an, für Personal, Inspektionen, Strombedarf während der Leerlaufzeiten und andere Dinge. Der EPR erzielt durch seine höhere Blockleistung gegenüber bisherigen Kraftwerken durch den Größendegressionseffekt möglicherweise Einspareffekte – mehr Stromproduktion bei weniger Personal und Bauteilen pro Kilowattstunde. Das Energieministeriums der Vereinigten Staaten (DoE) gibt Erzeugungskosten in Höhe von 1 $-ct/kWh für existierende (d.h. abgeschriebene) KKW der USA an.[100] In dieser Angabe sind allerdings auch die amerikanischen Entsorgungskosten enthalten.
  • Wartungskosten: Wartungskosten fallen an, wenn kaputte Bauteile ersetzt werden müssen oder die Anlage durch neue Dampferzeuger oder einen neuen Turbosatz leistungsgesteigert wird. Der EPR verfügt gegenüber den Vorgängermodellen um 16 % weniger Pumpen- und Turbinenteile, 23 % weniger Bauteile in den Wärmetauschern, 30 % weniger Tanks und 26 % weniger Ventile. Areva gibt deshalb eine Einsparung von 35 % bei den Wartungskosten an.[40] Die LUT-Studie gibt Betriebs- und Wartungskosten mit 1 ct/kWh angibt, worin auch die Entsorgungskosten enthalten sind.[99] Das Nuclear Energy Institute (NEI) gibt für die existierenden Leistungsreaktoren der USA 1,49 $-ct/kWh (1,1 €-ct/kWh) für Betriebs- und Wartungskosten angibt.[101]
  • Brennstoffkosten: Der 235U-Anteil im Kernbrennstoff des EPR muss zwischen 1,9 und 4,9 % liegen. Der Preis für Uran(V,VI)-oxid und Urantrennarbeit kann dabei an der Börse tagesaktuell eingesehen werden. Die Verwendung von MOX-Brennelementen verursacht erheblich höhere Brennstoffkosten, die von der Herkunft des Plutoniums abhängt.

In der Studie der Technischen Universität Lappeenranta werden beispielsweise Erzeugungskosten im Abschreibungszeitraum von 3,5 ct/kWh errechnet, da die Abschreibung hier auf 25 Jahre gestreckt wird und die Investitionskosten geringer sind.[99]

Areva selbst gibt an, dass die Erzeugungskosten um mindestens 10 % geringer sind als bei bestehenden Kernkraftwerken mit 1500 MWe Leistung.[40] In diesen Berechnungen sind nicht die Kosten für Entsorgung, Wiederaufbereitung und Endlagerung radioaktiver Spaltprodukte enthalten.

Datentabellen[Bearbeiten]

Hinweis: Die Angaben beziehen sich auf den ersten EPR im KKW Olkiluoto
Technische Daten:
Thermische Leistung 4300 MWth
Generatorleistung 1720 MW
Elektrische Leistung (Netto) 1600 MW
Wirkungsgrad (Netto) 37 %
Elektrischer Eigenbedarf 120 MW
Projektierte Betriebsdauer 60 Jahre
Gesamtvolumen des Kraftwerks 1.000.000 m³
Kernreaktor:
Kernbrennstoff UO2
Zahl der Brennstoffbündel 241
Brennstäbe pro Bündel 265
Länge der Bündel 4,8 m
Aktive Höhe des Kerns 4,2 m
Durchmesser des Kerns 3,77 m
Brennstoffmasse etwa 128 t Uran
Anreicherung 1,9—4,9 % Spaltmaterial
Abbrand 45 GWd/t
Spaltanteil bei Plutoniummischoxidbrennstoff 50 % 239Pu; 27 % 235U; 14 % 241Pu; 9 % 238U
Absorberbündel 89
Grenz-Neutronenfluenz (> 1 MeV) für Druckgefäß etwa 1019 n/cm²
Durchschnittliche Heizrate pro Brennstab 156,1 W/cm
Energiedichte des Kerns etwa 91,7 MW/m³
Reaktoreintrittstemperatur 296 °C
Reaktoraustrittstemperatur 328 °C
Kreiselpumpen:
Anzahl 4
Massenstrom pro Pumpe 23.135 kg/s
Druck im Kreislauf 155 bar
Maximale Förderhöhe 102 m, ±%5
Rotationsgeschwindigkeit 1465/min
Leistungsbedarf pro Pumpe 9 MW
Druckhalter:
Anzahl 1
Auslegungsdruck 176 bar
Auslegungstemperatur 362 °C
Leermasse 150 t
Entlastungsventile 3 × 300 t/h
Sicherheitsventil (Berstscheibe) 1 × 900 t/h
Dampferzeuger:
Anzahl 4
Wärmetauscherfläche pro Dampferzeuger 7960 m²
Anzahl der Röhrchen pro Dampferzeuger 5980
Gesamtmasse 520 t
Speisewassertemperatur 230 °C
Heißdampftemperatur 293 °C
Dampfdruck 78 bar
Dampfmassenstrom 2443 kg/s
Turbine:
Anzahl 1
Dampfdruck Hochdruckturbine 75,5 bar
Anzahl Hochdruckturbinen 1
Anzahl Niederdruckturbinen 3
Drehzahl 1500/min
Gesamtdurchmesser 6,72 m
Länge des Turbosatzes 68 m
Turbinenaustrittsfläche 180 m²
Generator:
Anzahl 1
Nominalleistung 1992 MVA
Effektive Leistung 1793 MWel
Magnetisierungsstrom 9471 A
Leistungsfaktor 0,9
Kühlgas Wasserstoff
Kondensatoren:
Anzahl 6
Kühlfläche 110.000 m²
Kühlwasservolumenstrom 57 m³/s
Kondensatordruck 24,7 mbar
Speisewasser:
Speisewasserpumpen 4
Speisewasservorwärmer 7 Stufen
Sicherheitstechnik:
Containmentvolumen 80.000 m²
Auslegungsdruck 5,3–5,5 bar
Zahl der Sicherheitsbehälter 2
Notkühlsysteme 4 × 100 %
Noteinspeisung in Dampferzeuger 4 × 50 %
Maximale Bodenbeschleunigung 0,25 g

Weblinks[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. a b c Areva: The EPR™ Reactor: Evolution to Gen III+ based on proven technology (PDF; 746 kB)
  2. IAEA Studsvik Report: ADVANCED NUCLEAR REACTOR TYPES AND TECHNOLOGIES (PDF; 7,5 MB)
  3. LRST Aachen: EU-CoMaS
  4. a b Siempelkamp Nukleartechnik: Core-catcher-Komponenten für EPR
  5. a b Gesellschaft für Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) – Simulation of Melt Spreading in Consideration of Phase Transitions (PDF; 1,2 MB)
  6. a b CEA: The VULCANO Spreading Programme (PDF; 341 kB)
  7. Ex-Vessel Core Melt Stabilization Research (ECOSTAR)
  8. Olkiluoto 3 to be ready in 2018. In: Helsinki Times, 9. Oktober 2014. Abgerufen am 9. Oktober 2014.
  9. Das Milliardengrab. taz. 9. Oktober 2014. Abgerufen am 9. Oktober 2014.
  10. Handelsblatt: Zu Hause geächtet, international begehrt
  11. Focus: EPR-Reaktor in Flamanville kostet noch mal 2 Milliarden Euro mehr 3. Dezember 2012, abgerufen am 5. Dezember 2012.
  12. EDF, 20. Juli 2011: [url=http://medias.edf.com/communiques-de-presse/tous-les-communiques-de-presse/communiques-2011/edf-commercialisera-les-premiers-kwh-produits-par-lyepr-de-flamanville-en-2016-85321.html&return=54 EDF commercialisera les premiers kWh produits par l'EPR de Flamanville en 2016], Zugriff=16. März 2012
  13. areva.com: Taishan 1&2 - Key Milestones (zuletzt aktualisiert Dezember 2012), abgerufen am 28. Oktober 2014.
  14. WNN, 19. November 2014: Flamanville start-up put back one year
  15. a b c Unterschiede im gestaffelten Sicherheitskonzept: Vergleich Fukushima Daiichi mit deutschen Anlagen
  16. a b c KIT: Kapitel 3: Fortgeschrittene Leichtwasserreaktoren (PDF; 4,4 MB)
  17. a b JAITAPUR EPR REACTOR (PDF; 48 kB)
  18. Gen IV Forum – Basis for the Safety Approach for Design & Assessment of Generation IV Nuclear Systems: „In parallel, versus the Gen II systems, the quantitative safety objectives applicable to the reactors of the third generation (e.g. AP1000 and EPR) are very ambitious and guarantee an improved level of protection reducing the level of risk in a demonstrable way. The RSWG believes that this achieved level is excellent and can be kept as a reference for future reactors.“ (PDF; 1,3 MB)
  19. AREVA: Tests der passiven Sicherheitssysteme des SWR 1000 am neu aufgebauten INKA-Versuchsstand in Karlstein
  20. Areva/Mitsubishi ATMEA1 (PDF; 1,1 MB)
  21. a b Visiatome – Nucléaire du Futur / Enjeux et Technologies / La voie alternative du thorium (PDF; 1,3 MB)
  22. a b Centre national de la recherche scientifique (CNRS) – Parcs symbiotiques RNR-EPR cycle U et Th (PDF; 5,6 MB)
  23. Experten fordern Nachrüstung französischer AKWs. In: Süddeutsche Zeitung, 17. November 2011, abgerufen am 18. November 2011
  24. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t TVO (PDF; 7,4 MB)
  25. a b c d e f g h i j k US-EPR
  26. WNA – Plutonium / Areva's EPR design is capable of running a full core load of MOX.
  27. Areva – EPR reactor: the very high power reactor / An EPR power plant can operate with uranium enriched up to 5 %, reprocessed uranium or MOX fuel (in variable proportions according to customer needs and up to 100 %)
  28. Forschungszentrum Jülich: Optimierte Umwandlung von Plutonium und Americium in Druckwasserreaktoren (PDF; 11,8 MB) Die Grafik ist auf Seite 43/185 abgebildet. Bei etwa 50 MWd/kg für eine Konvoi-Anlage ergeben sich etwa 15 % Pu-241 und 50 % Pu-239
  29. Thorium Power, Ltd. – Rodman & Renshaw Presentation September 2009 (Die Firma benannte sich am 29. September 2009 in Lightbridge Corporation um.)
  30. Advanced reactors with innovative fuels: second workshop proceedings – Thorium Fuel in LWR: An option for an effective reduction of plutonium stockpiles
  31. a b c Vienna University of Technology /Austria (PDF; 3,9 MB)
  32. Siemens AG – Raising steam on an unprecedented scale (PDF; 474 kB)
  33. Alstom – ARABELLE™ Steam Turbine for Nuclear Power Plants
  34. Alstom – Technical Project Datasheet
  35. a b MAIN FEATURES OF THE CORE MELT STABILIZATION SYSTEMOF THE EUROPEAN PRESSURIZED WATER REACTOR (EPR)
  36. a b c UK-EPR: CHAPTER 6: CONTAINMENT AND SAFEGUARD SYSTEMS (PDF; 2,0 MB)
  37. a b EDF – EPR Technology Fact Sheet
  38. a b c UK-EPR: FUNDAMENTAL SAFETY OVERVIEW: „Redundant 100% capacity safety systems (one per Safeguard Building) arranged in four trains are strictly separated into four divisions. This divisional separation is provided for electrical and mechanical safety systems. The four divisions of safety systems are consistent with an N+2 safety concept. With four divisions, one division can be out-ofservice for maintenance and one division can fail to operate, while the remaining two divisions are available to perform the necessary safety functions even if one is ineffective due to the initiating event.“
  39. U.S. EPR Standard Design Certification, AREVA NP Inc. (PDF; 77 kB)
  40. a b c Areva – EPR™: The safest GEN III+ reactor (PDF; 917 kB)
  41. THE VALIDITY OF SAFETY GOALS (PDF; 65 kB)
  42. Nomination of Land adjacent to Oldbury Nuclear Power Station – Further information on flood risk, storm surge and tsunami
  43. STUK – PRELIMINARY SAFETY ASSESSMENT ON OLKILUOTO 4 NUCLEAR POWER PLANT PROJECT (PDF; 1,2 MB)
  44. U.S. EPR Mechanical Systems
  45. UK-EPR: FUNDAMENTAL SAFETY OVERVIEW VOLUME 2: DESIGN AND SAFETY (PDF; 225 kB)
  46. UK-EPR: PCSR – Sub-chapter 6.6 – Emergency Feedwater System (ASG) (EFWS) (PDF; 306 kB)
  47. PCSR – Sub-chapter 15.3 – PSA of accidents in the spent fuel pool
  48. a b Tim Stack/Areva: EPR Severe Accident Design Features
  49. Application for a desicion-in-principle concerning the construction of an nuclear power plant unit – Olkiluoto 4 / Ensuring fuel integrity (PDF; 2,7 MB)
  50. SMiRT-15 EPR Accident Scenarios and Provisions
  51. UK-EPR: PCSR – Sub-chapter 15.3 – PSA of accidents in the spent fuel pool
  52. AP1000® : A Simple, Safe, and Innovative Design that leads to Reduction in Safety Risk (PDF; 1,9 MB)
  53. Department of Energy – The Westinghouse AP1000 Advanced Nuclear Plant
  54. Introduction and General Description of Plant – AP1000 Design Control Document (PDF; 451 kB)
  55. GE-Hitachi – ESBWR Overview
  56. The TELEPERM XS Qualified Display System. Overview, Concept and Applications (PDF; 87 kB)
  57. Joint Regulatory Position Statement on the EPR Pressurised Water Reactor
  58. world nucler news: EPR system modifications satisfy UK regulator
  59. ARIS
  60. World Nuclear Association – Load-following with PWR nuclear plants
  61. spiegel.de vom 24. Februar 2009: Franzosen bauen Kernkraftwerke in Italien
  62. Financial Times Deutschland, 13. Juni 2011: Schwere Niederlage für Berlusconi in Atom-AbstimmungVorlage:Webarchiv/Wartung/Nummerierte_Parameter
  63. FAZ, 13. Juni 2011: Italien stimmt gegen Atomkraft - und gegen Berlusconi
  64. La Repubblica: Speciale elezioni 2011, abgerufen am 16. Juni 2011
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  68. Britain, EDF strike deal on nuclear project. In: Global Post, 17. Oktober 2013. Abgerufen am 18. Oktober 2013.
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  71. Bell Bend FAQ
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  86. E.ON und RWE kippen AKW-Pläne in Großbritannien. In: Reuters, 29. März 2012. Abgerufen am 2. Januar 2014.
  87. Britain, EDF strike deal on nuclear project. In: Global Post, 17. Oktober 2013. Abgerufen am 2. Januar 2014.
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  94. WNN: Areva expects losses after extra Olkiluoto provision
  95. WNA: Nuclear Power in France
  96. TPR Engineering: NUCLEAR POWER PLANT EPR Flamanville - France
  97. Areva: The Taishan 1&2 project (PDF; 2,9 MB)
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  99. a b c d e Comparison of electricity generation costs (PDF; 357 kB)
  100. EIA: Average Power Plant Operating Expenses for Major U.S. Investor-Owned Electric Utilities
  101. NEI: Costs: Fuel, Operation and Waste Disposal