Kernkraftwerk Darlington

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Kernkraftwerk Darlington
Darlington Nuclear Generating Station panorama2.jpg
Standort
Land Flag of Canada.svg Kanada
Provinz Ontario
Ort Bowmanville
Koordinaten 43° 52′ 6″ N, 78° 43′ 29″ WTerra globe icon light.png 43° 52′ 6″ N, 78° 43′ 29″ W
Reaktordaten
Eigentümer Ontario Power Generation
Betreiber Ontario Power Generation
Vertragsjahr 1973
Betriebsaufnahme 1990
Im Betrieb 4 (3736 MW)
Einspeisung
Eingespeiste Energie im Jahr 2012 28350 GWh
Eingespeiste Energie seit 1990 535560 GWh
Stand der Daten 2013
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Die Quellen für diese Angaben sind in der Zusatzinformation einsehbar.

Das Kernkraftwerk Darlington (englisch Darlington Nuclear Power Plant, offiziell Darlington Nuclear Generating Station, kurz DNGS) steht nahe der Ortschaft Bowmanville in der kanadischen Provinz Ontario. Das am Ontariosee gelegene Werk weist eine lange Projektierungsphase und große Kostenüberschreitungen auf. Nichtsdestotrotz kann das Kernkraftwerk über die Jahre hinweg einen stabilen Betrieb vorweisen, abgesehen von den Problemen bei der Inbetriebnahme. Seit 2006 ist eine Erweiterung des Kernkraftwerks geplant, genannt Darlington B, die allerdings eine ungewisse Zukunft hat.

Geschichte

Im Jahr 1971 gab es seitens der Onlario Hydro Power Commission die Empfehlung vier neue Kraftwerke zu errichten. Neben der Erweiterung der bestehenden Kernkraftwerke in Pickering und Bruce um je vier Blöcke kündigte man den Bau eines neuen Ölkraftwerks bei Westleyville an, sowie den Neubau eines Kernkraftwerks nahe Browmanville mit vier Blöcke in der Provinz Ontario.[1][2] Mitte 1973 gab es seitens Ontario Hydro offiziell die Ankündigung, dass man das Kernkraftwerk Browmanville errichten werde. Das Werk erhielt erst im August 1974 seinen heutigen Namen Darlington.[3]

Das Kernkraftwerk Darlington besteht aktuell nur aus einer Anlage, die 1975 als Darlington A genehmigt wurde.[4][5] Die geplante Erweiterung des Kernkraftwerks trägt die Bezeichnung Darlington B.

Benannt ist das Kernkraftwerk nach dem ehemaligen Namen der Stadt Bowmanville, die bis in die 1830er Darlington Mills hieß. In den 1960ern war ein neuer Ortsteil geplant gewesen mit dem Namen Darlingtion, der allerdings 1985 in Newcastle umbenannt wurde.[6]

Darlington A

Der Eigentümer und Betreiber dieser Werke, Ontario Hydro, bestellte 1973 für Bruce, Pickering und Browmanville insgesamt 12 Reaktoren vom Typ CANDU bei Atomic Energy of Canada Limited. Während die Anlage in Pickering mit den bestehenden Blöcken weitestgehend baugleich werden sollte, sah Ontario Hydro vor in Browmanville eine Kopie der in Bruce bereits errichteten und erneut bestellten CANDU-750B zu errichten. Für die Anlage bei Browmanville war die Betriebsaufnahme ab 1982 geplant. Die Tatsache, dass so viele Blöcke in den 1980ern gleichzeitig in Bau sein würden, erlaubte es, aufgrund der beschränkten Leistungsfähigkeit der kanadischen Atomwirtschaft, nur einen Block im Jahr neu ans Netz zunehmen.[7][8] Da Darlington als letzte Anlage nach Pickering und Bruce in dieser Reihenfolge realisiert werden sollte, waren die Planungen zu diesem Zeitpunkt noch sehr unsicher formuliert.[9] Grund dafür war die Anlage zur Herstellung von schwerem Wasser in Bruce, die aus zwei Produktionseinheiten bestand und nicht genug schweres Wasser für alle 12 zusätzlichen Blöcke erzeugen konnte. Hierfür wäre der Bau von zwei zusätzlichen Anlagen nötig gewesen. Allerdings gehörte das Schwerwasserwerk der Atomic Energy of Canada Limited, die unter staatlicher Kontrolle stand, die für einen Ausbau des Werkes eine entsprechende Genehmigung seitens der Regierung benötigte um die beiden zusätzliche Anlagen zu errichten.[10] Um mehr Unabhängigkeit im Bau und Betrieb neuer Reaktoren zu erlangen wollte Ontario Hydro, ebenfalls ein Staatsunternehmen das aber der Provinz Ontario gehört, unter allen Umständen das 800 Tonnen im Jahr leistungsfähige Schwerwasserwerk in Bruce erwerben und selbst ausbauen um die Kapazität auf 1600 Tonnen im Jahr zu verdoppeln.[11]

Im Jahr 1974 gab Atomic Energy of Canada Limited bekannt für das Kernkraftwerk Darlington eine eigene Reaktorkonstruktion des CANDU auf Basis des CANDU-750B anzufertigen, den CANDU-850, der wichtige fortschrittliche Entwicklungen und Änderungen enthält, im Gegensatz zu den Blöcken die noch für Bruce B vorgesehen waren.[12] Im Jahr 1975 reichte Ontario Hydro das Gesuch für eine Standortgenehmigung für Darlington A mit vier Reaktoren ein. Damit folgten die lokalen Anhörungen und Treffen zum Projekt seitens des Atomic Energy Control Board in Browmanville.[4][5] Aufgrund der geringen Zuwachsraten im Energieverbrauch, welche zwischen 4 und 1,1 % lagen[13] gab Ontario Hydro eine Verschiebung des Projekts bekannt, die sich auf rund zwei Jahre belief. Während dieser Zeit wurde eine erste Kostenabschätzung des Projekts auf 3,2 Milliarden Kanadische Dollar berechnet.[14] Im Juli 1977 wurde mit den Erschließungsarbeiten am Standort begonnen.[15][16] Im Januar 1978 wurde die vorläufige Baugenehmigung für die vier Blöcke erteilt.[17] Für die Lieferung der vier Sattdampfturbinen wurde 1978 Brown Boverie Canada beauftragt. Der Auftrag wurde zusammen mit einem weiteren Auftrag für die Lieferung von zwei 200 MW starken Turbinen für das Kraftwerk Atikokan vergeben, weshalb sich der Gesamtwert auf 360 Millionen Kanadische Dollar belief.[18] Für die Fertigung der Pumpen wurde das kanadische Unternehmen Byron Jackson beauftragt, die die 16 Primärpumpen herstellen sollten, mit jeweils einen Gewicht von 90 Tonnen, 12.600 Pferdestärken und einer Förderleistung von 185,49 Kubikmeter schweres Wasser pro Minute. Der Auftragswert belief sich auf 12 Millionen Kanadische Dollar.[19]

Lokal bildete sich gegen das Kernkraftwerk ein gewisser Widerstand seitens des Ontarion Non Nuclear Network, dass gegen sämtliche Kernkraftwerke in der Provinz Ontario Proteste organisierte.[20] Aufgrund der 1979 weiterhin geringen Verbrauchsprognosen stoppte Ontario Hydro zugunsten der Anlagen Bruce B und Darlington den Bau eines zweiblöckigen Ölkraftwerks und stornierte den Bau eines Kohlekraftwerks. Um die beiden Kernkraftwerksprojekte weiter zu realisieren gab es seitens Ontario Hydro die Überlegung den Bau in die Länge zu ziehen und nur langsam die Blöcke nacheinander zu vollenden.[21] Der Grund für diese Option war, dass die Umweltverträglichkeitsprüfung bei der weiteren Verschiebung der Planungen nachgeholt werden hätte müssen.[22] Für das Werk selbst wurde keine Umweltverträglichkeitsprüfung veranlasst, da rechtlich keine nötig war. Dies ist darauf zurückzuführen, dass Ontario Hydro eine so genannten provinzielle Crown corporation of Canada ist, die de facto dem Staat gehört und daher die Regierung der Provinz Ontario die Entscheidung darüber fällen musste, ob es eine Prüfung geben solle oder nicht. Die Provinzregierung verweigerte diese zum Bedauern von vielen Aktivisten. Diese Ausnahmen im Umweltrecht für diese Crown Corporations war allerdings angefochten worden und stand vor dem Aus, weshalb man darauf drängte noch vor Änderung des Rechts den Bau des Werkes vorzunehmen, um nicht die Prüfung nachholen zu müssen.[23] Bis 1982 wurde versucht ein Referendum zu erwirken, mit dem die Umweltverträglichkeitsprüfung erzwungen werden sollte, allerdings konnten die Aktivisten nur 1000 von 15000 nötigen Unterschriften sammeln, woraufhin sie ihren Widerstand endgültig beilegten.[24]

Als weitere Alternative stand auch die Reduzierung der Projekte Bruce B und Darlington um jeweils zwei Blöcke zur Debatte. Eine Folge wäre gewesen, dass der Ausbau des Schwerwasserwerks in Bruce hätte verringert werden können, da weniger schweres Wasser benötigt worden wäre. Diese Option wurde allerdings nicht gewählt, da die Kernkraftwerke preiswertere Elektrizität erzeugen würden als die konventionellen Anlagen.[25] Bereits zu diesem Zeitpunkt war aufgrund der Verschiebungen klar, dass die Anlage weit mehr kosten würde als ursprünglich geplant. 1979 lag der Preis bereits bei neun bis zehn Milliarden Kanadische Dollar.[26] Die zweite Verschiebung des Projekts belief sich auf rund 18 Monate.[27] Im Jahr 1980 gab das Atomic Energy Control Board dem Eigentümer und Betreiber Ontario Hydro offiziell die eigentliche Baugenehmigung für das Kernkraftwerk nach einer verlängerten Warteperiode von dreieinhalb Jahren. Zu diesem Zeitpunkt war bereits klar, dass das Kernkraftwerk weitaus mehr kosten würde als ursprünglich angenommen und mit Kosten von 6,64 Milliarden kanadischen Dollar Kanadas teuerstes Kernkraftwerk werden würde. Das Gelände selbst war bereits erschlossen und entsprechend geebnet worden. Mit den ersten Bauarbeiten sollte noch 1980 begonnen werden und rund 600 Arbeiter nach Darlington versetzt werden. Bis 1980 sollten auf dem Höhepunkt der Bauarbeiten rund 2600 Arbeiter auf der Baustelle sein.[28][29] Die Siemens AG wurde im gleichen Jahr beauftragt eine neue 550 kV-Hochspannungsschaltanlage für das Kernkraftwerk für 36 Millionen Deutsche Mark zu errichten, und Hochspannungsmotoren im Wert von 14 Millionen Deutsche Mark für die Anlage zu liefern.[30]

Bau

Am 1. September 1981 wurde mit dem Bau des ersten Blockes, genauer Block 2, offiziell begonnen.[31] Grund hierfür ist die Lage des zentralen Kontrollgebäudes, dass sich zwischen Block 2 und 3 in der Mitte des vierblöckigen Anlagenkomplexes befindet. Um an alle Stellen des zweiten Blocks heranzukommen, sowie keine fehlerhaften Verschiebungen zu provozieren, wird mit dem Bau der Blöcke von diesem Mittelteil des Gebäudes begonnen. Bei den ähnlichen Gebäudekonstruktionen von Bruce A und B wurde ebenso vorgegangen. Seitens der Regierung der Provinz Ontario gab es 1981 die Initiative den Bau des Werks zu beschleunigen im Rahmen eines langfristigen Wirtschaftsprogramms, das ziemlich energielastig war und die eigene Energieerzeugung der Provinz ankurbeln sollte.[32] Am 1. April 1982 wurde mit dem Bau des ersten Blocks begonnen.[31] Im November 1982 wurde zur Verschiebung des Kreditbedarfs beschlossen, den Bau der Blöcke 3 und 4 langsamer umzusetzen und so die Bauarbeiten um zwei zusätzliche Jahre in die Länge zuziehen. Dadurch sollten in den kommenden Jahren 250 Millionen Kanadische Dollar eingespart werden.[24] Diese Einsparungen sind berechtigt, da der Preis von Darlington bis 1983 bereits auf 9,74 Milliarden Kanadische Dollar angestiegen war und damit 97 % über den ursprünglichen Preis lag.[33]

Beim Gießen des Betons in Darlington gab es schwere Probleme, nachdem sich Ontario Hydro dafür entschieden hatte im großen Maßstab Betonpumpen einzusetzen. Fast die sämtlichen 600.000 Kubikmeter Beton, die für das gesamte Werk benötigt werden, sollten mit den Pumpen gegossen werden. Allerdings ist das Gebäude aufgrund seines Designs in einer sehr tiefen Baugrube gelegen, was den Arbeitern Probleme machte mit den von der deutschen Firma Schwing gelieferten Betonpumpen an die entsprechenden Gebäudeteile zu gelangen und insgesamt den Spielraum verkleinerte. Während man zunächst mit einer Betonpumpe je Block arbeitete wurde zur Beschleunigung der Arbeiten drei zusätzliche Pumpen beschafft. Während eine Pumpe mit einem 36 Meter großen Ausleger ausgestattet war, hatten die anderen drei Pumpen einen 38 Meter langen Ausleger. Die erdbebenfeste Auslegung von Darlington machte zusätzlich Probleme, da der Bewährungsstahl so eng ineinander verflochten ist, dass teilweise der Beton nicht richtig zwischen die Stahlbewährungen fließen konnte. Obwohl Darlington Bruce A und B stark ähnelt, hatten die beiden Vorgängerblöcke keine solche Erdbebenauslegung. In Darlington mussten teilweise aufgrund fehlerhaft gegossenen Betons die Armierungen erneuert und der Beton erneut gegossen werden.[34] Aufgrund dieser Probleme steig der Preis bis Ende 1983 auf ganze 11,843 Milliarden Kanadische Dollar. Im Juni 1983 waren rund 2300 Arbeiter auf der Baustelle beschäftigt.[35] Noch innerhalb des Jahrs 1983 wurde die erste Calandria für das Werk aus Montreal per Schiff zum Kernkraftwerk gebracht.[36]

Am 1. September 1984 ging der dritte Block offiziell in Bau.[31] Im Jahr 1984 wurden die Kosten für das Kernkraftwerk erneut berichtigt auf 12 Milliarden Dollar. Man ging davon aus, dass dies der vollständige Preis für Darlington sein würde.[37] Am 1. Juli 1985 ging der Vierte und letzte Block des Kernkraftwerks in Bau.[31] Bis 1986 stauten sich allerdings die Kosten immer weiter an, sodass bis dahin ganze 7 Milliarden Kanadische Dollar in das Projekt investiert worden waren. Dabei waren erst rund 45 % der Bauarbeiten abgeschlossen und 80 % der konventionellen Arbeiten vollendet. Dies führte dazu, dass man auch die Stornierung oder den Baustopp an einigen Blöcken als Möglichkeit sah, um das Projekt fertigzustellen. Ein von der Legislative aufgestellte Kommission evaluierte den Fall und gab bekannt, dass der Bau sämtlicher Blöcke fortgesetzt würde und das Werk damit vollendet wird.[38] Abgesehen davon machte der Reaktorunfall von Tschernobyl im gleichen Jahr Probleme, da in der Bevölkerung Unverständnis für das Kernkraftwerk Darlington aufzog. Sekundär stellten sich Politiker auch gegen das Werk, weshalb es überraschend erschien, dass man sich trotzdem für die Vollendung des Werkes aussprach.[39] Die Forderungen nach einer Stornierung wurden allerdings lauter, woraufhin sich Premierminister David Peterson zu Wort meldete, und diese Forderungen als Folge des Unfalls in Tschernobyl als einseitige Betrachtung zurückwies.[40] Im Jahr 1991 wurden die Kosten für das Werk noch einmal auf 12,8 Milliarden Kanadische Dollar korrigiert.[41] Bis 1992 wurden die Kosten auf 13,3 Milliarden Kanadische Dollar korrigiert. Kritiker griffen den Konzern an und argumentierten, dass die Anlage niemals konkurrenzfähig Energie erzeugen könnte und deshalb sehr teuer sei. Der Projektmanager für Darlington wies diese Anschuldigung zurück und erklärte, dass das Werk selbst bei diesen Kosten noch Energie für 4 Cent je Kilowattstunde erzeugen könnte und noch billiger sei als ein konventionelles Kraftwerk.[42] Bis 1993 stiegen die Kosten des Werkes auf die endgültige Summe zwischen 14,3 und 14,4 Milliarden Kanadische Dollar.[43]

Betrieb

Die ersten Planungen von Ontario Hydro waren, dass das Kernkraftwerk Darlington ab 1982 mit den ersten Block in Betrieb gehen würde und 1983, 1984 und 1985 die restlichen Blöcke nacheinander in Betrieb gehen würden.[44] Durch den zweijährigen Verzug rechnete Ontario Hydro 1975 mit der Inbetriebnahme nicht vor 1986,[14] allerdings mit einer schnelleren Inbetriebnahme der verbleibenden drei Blöcke bis 1988.[45] Nach der Entscheidung aus dem Jahr 1979 das Kernkraftwerk langsamer und später umzusetzen als ursprünglich geplant verschob die die Inbetriebnahme des Werkes in das Jahr 1990. Bis 1992 sollten alle Blöcke am Netz sein.[46] Nach den überarbeiteten Plänen von 1981 sollten die ersten beiden Blöcke gegen Mitte 1988 am Netz sein, die Blöcke 3 und 4 im Jahr 1989 und 1990. Dadurch sollte der Bau neuer Kohlekraftwerke umgangen werden. Aufgrund finanzieller Schwierigkeiten wurde die Inbetriebnahme der letzten beiden Blöcke im November 1982 um zwei Jahre auf 1991 und 1992 verschoben.[24]

Am 5. November 1989 wurde der Reaktor in Block 2 erstmals kritisch gefahren.[31] Während des alleinigen Probebetriebs des Reaktorsystems gab es 1989 mehrfach Probleme mit dem computergesteuerten Notabschaltsystem des Blocks, was Reparaturen an der Anlage erforderte.[47] Am 15. Januar 1990 konnte der Block erstmals mit dem Stromnetz synchronisiert werden.[31] Aufgrund von Rissen am Rotor des Generators musste dieser allerdings ausgetauscht werden.[47] Am 9. Oktober 1990 wurde der Block in den kommerziellen Betrieb übergeben. 20 Tage später wurde der Reaktor in Block 2 am 26. Oktober 1990 erstmals kritisch gefahren. Am 19. Dezember 1990 wurde der Block erstmals mit dem Stromnetz synchronisiert.[31] Aufgrund von Vibrationen an der Dampfturbine des Blocks, die auch am zweiten Block vorher auftraten, entschied sich Ontario Hydro die Läufer in beiden Blöcken auszutauschen. Im Falle von Block 1 verzögerte sich dadurch die Inbetriebnahme um mehrere Wochen. Am 15. Januar 1991 ging Block 1 für diesen Tausch vom Netz.[48] Etwa zur gleichen Zeit wurde dies auch im zweiten Block umgesetzt, der wegen einem anderen Problem vom Netz musste. Während des Betriebs kam es zu mehreren Leckagen an Brennelementen die zum Ausspülen von Brennstoffpartikeln führten und diese im Primärkreislauf verteilten, bis in die Pumpen hinein. Nach der Abschaltung versuchte man den Brennstoff aus den Druckröhren zu entfernen, was aber nicht gelang. Zunächst ging man von einem Herstellungsfehler an den Brennelementen aus. Nach einer achtmonatigen Untersuchung und Reparatur des Reaktors wurde festgestellt, dass der Brennstoff in den Druckröhren vibrierte und zu einer mechanischen Belastung führte, die die Verschlüsse der Brennstäbe lockerte. Da die Eigenfrequenz der Druckröhren zu den Brennelementen nicht gleichmäßig und ohne Störungen war verfolgte man den Ursprung der Vibrationen bis zu den Pumpen. Diese verursachten mit ihren Impellern eine Frequenz von 150 Hertz, die die gleiche Frequenz der Brennelemente zum Vibrieren brachte. Ontario Hydro löste dieses Problem durch eine Abänderung des Pumpendesigns an den Imprellern.[49] Die zuvor eingebauten Impereller mit fünf Förderschaufeln wurden durch neue mit sieben Förderschaufeln ersetzt.[50] Allerdings war dazu eine Genehmigung der Aufsichtsbehörde nötig, weshalb der Block länger als ein Jahr vom Netz blieb.[49] Nachdem der erste Block Ende 1991 nach Tausch der Turbine wieder in Betrieb ging, genehmigte das Atomic Energy Control Board Ende 1991 den Volllastbetrieb des Blocks.[48] Nachdem allerdings in diesem Block das gleiche Problem mit dem Brennstoff auftrat, wie zuvor im zweiten Block, wurde auch dieser abgeschaltet. Hierbei wurde allerdings nur ein einzelnes Brennelement beschädigt. Erst im September 1992 gingen beide Reaktoren wieder ans Netz.[49]

Dieses Problem ist für Darlingtion einzigartig, begründet durch die Konfiguration der Leitungen zu den Reaktoren.[51] Tatsächlich gab es das Problem aber auch in den anderen CANDU-Werken in Bruce und Pickering, wo es allerdings nur leichte Reibungen gab und der Effekt nicht so stark ausgeprägt war.[50] Am 9. November 1992 wurde Block 3 erstmals kritisch gefahren und am 14. November 1992 wurde Block 1[31] um mehrere Monate verzögert, aufgrund der genannten Probleme,[51] in den kommerziellen Betrieb überführt. Block 3 ging am 7. Dezember 1992 erstmals ans Netz und konnte am 14. Februar 1993 in den kommerziellen Betrieb überführt werden. Am 13. März 1993 wurde der Reaktor im vierten Block erstmals kritisch gefahren und ging am 17. April 1993 erstmals ans Netz. Am 14. Juni 1993 wurde der Block in den kommerziellen Betrieb überführt.[31] Mitte der 1990er wurde Personal aus den Kernkraftwerken Pickering und Bruce nach Darlington verlegt, nachdem dort die Blöcke aufgrund des Alters für eine Generalüberholung für mehrere Jahre vom Netz gingen. Bis Oktober 2005 entschied die Ontario Power Authority, der Mutterkonzern der Ontario Power Generation, dass Pickering-2 und Pickering-3 aufgrund der schlechten physikalischen Verfassung nicht überholt und wieder ans Netz gehen werden. Ein großer Teil des Personals blieb deshalb in Darlington wo bereits frühere Berechnungen ergaben, dass sich eine Generalüberholung nach Ablauf der halben Standzeit der Blöcke lohnen wird.[52] Im Jahr 2005 beschäftigte das Kernkraftwerk Darlington insgesamt 2300 Personen.[53] Am 28. Februar 2008 wurde eine neue Betriebslizenz für die vier Blöcke, die eine einzelne gemeinsame Lizenz besitzen, ausgestellt, die fünf Jahre ab dem 1. März 2008 bis zum 28. Februar 2013 gültig war.[54]

Im Februar 2010 entschied Ontario Power Generation das Kernkraftwerk Darlington vollständig zu überholen, während man sich entschied die Laufzeit von Pickering B nur noch um zehn Jahre zu verlängern und das Werk dann stillzulegen.[55] Am 5. März 2012 beauftragte die Ontario Power Generation ein Konsortium aus SNC-Lavalin und Aecon Industrial für Überholung der vier Blöcke zum weiteren Betrieb der Blöcke für 25 bis 30 Jahre. Die Überholung umfasst neben der Ersetzung der 480 Druckröhren in jedem Reaktoren auch den Tausch der 960 Röhren in jedem Wärmetauscher. Die Kosten hierfür belaufen sich auf 600 Millionen Kanadische Dollar. Um den Tausch zu Erproben baut SNC-Lavalin ein 1:1 Modell eines der Reaktoren. Daran soll auch das entsprechende Werkzeug, das zum Tausch benötigt wird, entwickelt und erprobt werden. Der Tausch sollte zwischen 2016 und 2023 stattfinden.[56] Eine entsprechende Umweltverträglichkeitsprüfung für die Überholung der Blöcke wurde im März 2012 seitens der Canadian Nuclear Safety Commission angenommen.[57] Anfang April 2013 beauftragte Ontario Power Generation den französischen Konzern Alstom alle vier Turbosätze des Werkes für 350 Millionen Dollar zu überholen. Die Arbeiten sollen zwischen 2016 und 2024 vorgenommen werden.[58]

Für die Laufzeitverlängerung von weiteren 14 Jahren bis 2028 reichte Ontario Power Generation im Dezember 2013 einen Antrag bei der Canadian Nuclear Safety Commission ein und spezifizierte diese mit weiteren Informationen im Februar 2014. Solch eine lange Laufzeitverlängerung wurde bisher keinen kanadischen Reaktor genehmigt, lediglich standardmäßig eine Relizenzierung alle fünf Jahre. Da die Blöcke jedoch für rund acht Jahre für die Generalüberholung stillstehen werden, reduziert sich die Betriebszeit wieder auf rund fünf Jahre. Im März 2014 gab die Canadian Nuclear Safety Commission bekannt, dass man eine Entscheidung darüber im November 2014 fällen wolle bei einer öffentlichen Anhörung. Da die bestehende Betriebslizenz aber im Dezember 2014 abgelaufen wäre und der Relizenzierungsprozess, damit auch die Überholung der Blöcke, sich um rund ein Jahr verzögert hätte, beantragte Ontario Power Generation eine Lizenzverlängerung um ein Jahr, was im Juli 2014 genehmigt wurde, sodass die Blöcke über den Auslauf der anderen Betriebsgenehmigung gefahren werden können.[59]

Darlington B

Bereits bei der Planung von Darlington A wurde in einer Verträglichkeitsprüfung der Bau der baugleichen Anlage Darlingtion B im Jahr 1975 evaluiert.[60] Im Rahmen des 1981 anlaufenden Wirtschaftsprogramms plante die Regierung der Provinz Ontario neben der Beschleunigung des Baus von Darlington A eventuell den Bau von Darlington B umzusetzen, mit dem die Kapazität des Werkes mit baugleichen Reaktoren verdoppelt werden sollte. Tatsächlich setzte die Provinz aufgrund neuer Kostenrechnungen verstärkt auf Kernenergie, da sich die Kosten-Nutzen-Faktor innerhalb von drei Jahren bemerkbar macht, auch bei einem Betrieb mit reduzierter Leistung. Die Verbrauchsprognosen stiegen konstant mit rund 3,5 % im Jahr, sollten aber in rund 20 Jahren auf ein niedrigeres Niveau von 3,1 % fallen. Ontario Hydro sah deshalb die Option durchaus als realistisch an, in den 1990er Jahren die Errichtung von Darlington B umzusetzen. Als langfristigen Plan sah Ontario Hydro die Option die Vorgehensweise an dem abgeschalteten Ölkraftwerk in Wesleyville möglicherweise noch einmal zu kopieren und das Ölkraftwerk stillzulegen, zugunsten eines Kernkraftwerks.[32] Allerdings gab es die Option für Darlington anstatt der CANDU-850, die bei Darlington A zum Einsatz kommen, die auf diesen Reaktormodell basierende Weiterentwicklung vom Typ CANDU-950 (später umbenannt in CANDU-9) zu verwenden.[61] Bis Mitte der 1980er wurde das Projekt auf zwei Blöcke reduziert. Grund hierfür waren einerseits die Verbrauchsprognosen und die Tatsache, dass die Leistung aus den Blöcken erst gegen das Jahr 2000 benötigt werden würde. Außerdem kam noch der soziale Wandel hinzu, durch den mit mehr Widerstand aus der Bevölkerung gegen solche Projekte zu rechnen war.[62]

Im Jahr 1989 wurde der auf 25 Jahre angelegte Plan im Bezug auf Nachfrage und Bedarf seitens Ontario Hydro veröffentlicht. Der Maßnahmenplan dazu sah vor, dass mit Darlington A zunächst das letzte Kernkraftwerk im 20. Jahrhundert in Kanada in Betrieb geht. Zehn neue Reaktoren, darunter die Blöcke für Darlington B, sollten erst ab zirka 2014 folgen. Mit der Wahl der neuen demokratischen Partei als Regierung in der Provinz Ontario wurden im September 1990 sämtliche Kernkraftwerkspläne eingefroren, auch die projektierten Neubauten ab 2014.[63] Im Jahr 1996 gab es allerdings großes Interesse anstatt neuer Reaktoren den Prototyp des International Thermonuclear Experimental Reactor (kurz ITER) am Standort Darlington oder Bruce zu errichten. Sowohl die Regierung Kanadas, die Regierung der Provinz Ontario, als auch Ontario Hydro befürworteten Darlington als Standort.[64] Insbesondere die Tatsache, dass Tritium aus den bestehenden Blöcken und Pickering in Darlingtion abgeschieden wird, war einer der starken Argumente den ITER in Darlingtion zu errichten, da er das Tritium zur Kernfusion benötigt. Allerdings stieg Kanada im Jahr 2003, aufgrund fehlender Gelder, aus dem Projekt aus, weshalb Darlington als Standortoption wegfiel.[65]

Im Juni 2006 wurden im Rahmen eines Investitionsprogramms seitens Ontario Power Generation eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das Kernkraftwerk Darlington begonnen, die den Bau zwei bis vier neuer Reaktoren evaluieren sollte, analog zu einer Prüfung für bis zu vier neue Blöcke am Werk Bruce C, die seitens Bruce Power gestellt wurde. Gewählt werden sollte allerdings nur einer der Standorte. Im September 2006 stellte Ontario Power Generation einen Antrag für eine Baugenehmigung bei der Canadian Nuclear Safety Comission.[66] Im März 2008 lancierte der Minister für Energie der Provinz Ontario die geschlossene Ausschreibung, in der nur Areva, Atomic Energy of Canada Limited, General Electric-Hitachi und Westinghouse zugelassen waren. Bei der Wahl der vier Anbieter orientierte man sich an die genehmigten Bieter bei der geschlossenen Ausschreibung um neue Kernkraftwerke im Vereinigten Königreich. Als wichtigste Variable wurde gefordert, dass das Werk bis 2018 in Betrieb sei unter der Annahme, dass mit der Erschließung im Jahr 2012 begonnen werde. Innerhalb Kanadas gab es insbesondere eine starke Lobby das Angebot von Atomic Energy of Canada Limited zu nehmen, das den Bau von zwei ACR-1000 umfasste. 101 Unternehmen warben dafür. Bis Juli 2008 konnten Angebote eingereicht werden.[67] Im Juni 2008 wurde Darlington als Standort für die beiden neuen Blöcke offiziell bestätigt, womit Bruce C nicht auf staatlicher Grundlage errichtet werden würde, allerdings privatwirtschaftlich mit neuer Umweltverträglichkeitsprüfung umsetzbar wäre.[68] Bis Juli 2008 waren nur drei der vier Bieter, nämlich Areva, Westinghouse und Atomic Energy of Canada Limited, bereit ihre Angebote zu übermitteln. Die Provinzregierung verlängerte die Zeitspanne allerdings bis zum 1. Oktober 2008, dass die drei Teilnehmer ihre Angebote noch verfeinern und verbessern konnten.[69]

Nach einer weiteren Verlängerung erhielt Ontario Power Generation die Angebote am 27 Februar 2009 von den drei Bietern. General Electric-Hitachi übermittelten kein Angebot, nachdem sie eine entsprechende Ankündigung im April 2008 machten, nicht teilzunehmen. Als Grund nannte das Konsortium, dass man sich auf die Lizenzierung des ESBWR bei der Nuclear Regulatory Commission konzentrieren wolle.[70] Im Juni 2009 stoppte die Provinzregierung Ontarios die Erweiterungspläne, nachdem die Angebote aus dem Ausland ohne Vorgaben übermittelt wurden und daher ausschieden, sowie die Zukunft von Atomic Energy of Canada Limited einerseits ungewiss sei und das Angebot, das allen Ausschreibungskriterien entsprach, zu teuer war. Aufgrund der finanziellen Situation von Atomic Energy of Canada Limited gab es seitens der Regierung den Plan, das Staatsunternehmen in zwei Unternehmen aufzuspalten. Die eine Hälfte sollte nur für die Forschungseinrichtungen zuständig sein, die andere Hälfte für die Entwicklung der CANDU-Reaktoren.[71] Im Monat danach stoppte auch Bruce Power seine Neubaupläne für Bruce C und einem neuen Kernkraftwerk in Nanticoke. Als Begründung für Nanticoke wurde ein gesunkener Bedarf begründet, für Bruce C gab es keine genaue Begründung.[72] Der im November 2010 veröffentliche Strategieplan bis 2030 sah allerdings nach wie vor den Bau von neuen Kernkraftwerken vor für den Ausstieg aus der Kohle. Trotz des Planungsstopps setzte Ontario Power Generation die Umweltverträglichkeitsprüfung fort, um bei einem Fortsetzen der Planungen möglichst schnell die Umsetzung zu ermöglichen.[73] Am 26. August 2011 gab bei einer Prüfung der Umweltverträglichkeit ein unabhängiges Gremium bekannt, dass die Umweltverträglichkeit des Werkes angenommen wird. Damit wäre der Bau von bis zu vier Reaktoren mit 4800 MW frei. Nach diesem Ergebnis lag die Entscheidung, ob Darlingtion B gebaut werden würde oder nicht, bei der Provinzregierung von Ontario.[74]

Am 3. Mai 2012 akzeptierte die Provinzregierung Ontarios die Umweltverträglichkeitsprüfung für die beiden Blöcke, womit der Weg für Ontario Power Generation frei war den Antrag für eine Standortlizenz zu stellen.[75] Da die Reaktormodellfrage weiterhin eine unüberwindbare Hürde blieb, bereitete Westinghouse im Juli 2012 aus eigenem Antrieb ein neues Angebot, mit detailierten Baudetails und Kostenfragen für Ontario Power Generation, für zwei AP1000 vor. Bereits einige Zeit zuvor im gleichen Monat schloss Westinghouse zusammen mit Ontario Power Generation und SNC-Lavalin ein Abkommen zur Verfügungstellung von zusätzlichen Geldern zum Bau der neuen Blöcke, deren Kosten auf rund 26 Milliarden Kanadische Dollar geschätzt wurden. Dieser hohe Preis ist der Grund, weshalb Westinghouse bei seinem neuen Angebot genauere Kostenstrukturen und Zeitplanungen berücksichtigen wollte.[76] SNC-Lavalin wollte ebenfalls ein neues Angebot abgeben für ihre neue Tochter, die Candu Energy, die aus der Insolvenzmasse von Atomic Energy of Canada Limited 2012 an SNC-Lavalin verkauft wurde. Allerdings schlug Candu Energy einen Enhanced CANDU 6 vor, da der ACR-1000 aufgrund der teuren Entwicklung praktisch nicht mehr weiterentwickelt wurde. Wichtig an den neuen Angebote war, dass es nur noch um den Bau von zwei Blöcken ging und das Projekt de facto reduziert wurde. Am 17. August 2012 genehmigte die Canadian Nuclear Safety Commission die Erschließungsgenehmigung des Standortes, die vom 17. August 2012 genau zehn Jahre bis zum 17. August 2022 gültig ist. Es ist die erste Lizenz für den Neubau eines Kernkraftwerks in Kanada seit mehr als 25 Jahren.[77]

Bis zum 1. Juli 2013 erhielt Ontario Power Generation von Candu Energy und Westinghouse spezifizierte Angebote mit Zeitplänen und spezifischen Kosten für die beiden neuen Blöcke.[78] Im Oktober gab die Premierministern der Provinz Ontario, Kathleen Wynne, die Anweisung die Planungen für die beiden Blöcke zu stornieren. Der Energieminister der Provinz, Bob Chiarelli, setzte am 10. Oktober 2013 diesen Beschluss um, sodass keine neuen Kernkraftwerke in den nächsten Jahren in der Provinz Ontario entstehen werden. Begründet wurde dies damit, dass man in der Provinz bereits einen Energieüberschuss habe und der Bau neuer Blöcke deshalb nicht nötig sei. Stattdessen setze man eher darauf die bestehenden Reaktoren am Standort Darlington zu überholen. Tom Mitchell, Vorstand von Ontario Power Generation, kritisierte diesen Schritt und erklärte, dass die Atomwirtschaft Kanadas ein kritisches Jahrzehnt bevorstehe, da viele Reaktoren in den nächsten Jahren in das Alter kommen, in denen sie überholt werden müssen. Diese Überholungen seien besonders schwierig und teuer, was das Beispiel des Kernkraftwerks Pickering zeige. Von den vier Reaktoren, die überholt werden sollten, wurden nur zwei Blöcke für den doppelten Preis, als für alle vier Blöcke ehemals anvisiert, überholt, die anderen beiden Blöcke stillgelegt, weil sich eine Überholung dieser nicht mehr lohnte.[79] Trotz dieser Entscheidung standen bei einer Umfrage im gleichen Monat von 1049 befragten Personen insgesamt 54 % für die Nutzung der Kernenergie in Ontario, lediglich 23 % waren dagegen und 23 % unentschlossen. Parallel dazu wurde zur Entscheidung über die Stornierung der beiden Blöcke gefragt, in der 40 % diese Entscheidung der Premierministerin akzeptieren, 38 % diese ablehnten und 22 % unsicher über die Entscheidung waren.[80]

Im Mai 2014 wurde eine Klage zugunsten von Greenpeace entschieden, die 2006 eine Klage gegen die Bundesaufsichtsbehörde initiierte, nachdem diese ohne Umweltverträglichkeitsprüfung die Baugenehmigung für bis zu vier neue Reaktoren in Darlington ausstellte. Die Baugenehmigung wurde mit dem Urteil unwirksam. Das Gericht wies im Urteil daraufhin, dass sich die Ontario Power Generation für neue Reaktoren dem Prüfungsverfahren nicht entziehen kann. Im Schlusswort erklärte der Richter, dass man doch erst eine Lösung für die bereits erzeugten Abfälle finden sollte, bevor man neuen erzeuge.[81]

Standortdetails

Der Standort des Kernkraftwerks Darlington ist groß genug, um bis zu acht Reaktoren aufzunehmen. Dies wurde bereits berücksichtigt, allerdings nicht vorzugsweise gewünscht, dass die Anlagen in Darlington errichtet werden. In den 1980ern plante man, falls neue Anlagen entstehen würden, zunächst weitere Reaktoren am Standort Bruce zu errichten, der bis zu 16 Reaktoren und deshalb zusätzliche acht Blöcke aufnehmen konnte, während Darlington aufgrund der vorteilhaften Lage für zukünftige größere Blöcke freigehalten werden sollte.[82] Für Darlington evaluierte man die in den 1970ern stark verfolgte Idee zukünftig Kernkraftwerke unterirdisch zu errichten. In Darlington wurde dazu ein Probeloch gebohrt, dessen Analysen allerdings keine Eignung des Standortes für solch ein unterirdisches Kernkraftwerk zeigten. Für solche Kernkraftwerke wäre am besten präkambrischer Gneis geeignet, um die Reaktoren in jeweils 90 Meter lange, 35 Meter breite und 60 Meter hohe Kavernen unterzubringen, den es in Browmanville gibt. Das 300 Meter tiefe Bohrloch wurde anschließend für Versuche mit Hydraulic Fracturing verwendet, das zum Bau der Kavernen des Werkes zum Einsatz kommen sollte um den harten, soliden Granitfels zu brechen. Bei der Analyse wurde festgestellt, dass der Untergrund des Kernkraftwerks vornehmlich aus ordovizischem Kalkstein und präkambrischer Granitgneis besteht.[83]

Trotz der fehlenden Umweltverträglichkeitsprüfung wurden die Auswirkungen des Kernkraftwerks in der zweiten Hälfte der 1990er nachträglich evaluiert, darunter insbesondere die seismischen Eigenschaften des Standortes Darlington und des wenige Kilometer entfernten Kernkraftwerks Pickering.[84]

Das Werk speist seine Energie über die Schaltanlage Bowmanville in das Stromnetz der Provinz Ontario ein. Die Schaltanlage wurde von Siemens entwickelt und errichtet, bei der erstmals neuartige Lastschalter eingesetzt wurden, die bei einer Spannung von 550 kV eine sehr hohe Kapazität von 100.000 Ampere erreichen. Um Kurzschlüsse zu vermeiden sind die Lastschalter in einem geschlossenen Raum untergebracht unter spezieller Gasatmosphäre.[85] Im Oktober 1994 wurde zur Stärkung des Verteilnetzes in der Provinz Ontario eine zusätzliche 500 kV-Leitung mit zwei Systemen zwischen der Schaltanlage Bowmanville und der Schaltanlage Lennox in Betrieb genommen.[86] Ehemals war das Kernkraftwerk dafür vorgesehen in Lastfolge zu fahren. Berechnungen ergaben, dass das Kernkraftwerk auch unter diesen Bedingungen mit einem Lastfaktor von 50 % wirtschaftlich zu Betreiben wäre.[87]

Technik Darlington A

Die vier Blöcke von Darlington A sind mit Reaktoren vom Typ CANDU-850 ausgestattet, die bei einer thermischen Leistung von 2776 MW eine elektrische Leistung von 934 MW erreichen, von denen 881 MW netto in das Elektrizitätsnetz gespeist werden.[31]

Für alle vier Blöcke des Kernkraftwerks Darlington gibt es eine einzige zentrale Schaltwarte im Kontrollgebäude zwischen den Blöcken 2 und 3. Als erstes kanadisches Kernkraftwerk erhielt Darlington A unter anderem eine Notschaltwarte, eine sekundäre Wasserbezugsquelle und eine sekundäre Notstromquelle, falls die Hauptsysteme und die Hauptschaltwarte durch ein Feuer, Erdbeben oder beim Zerreißen der Turbine unbenutzbar werden.[32] Das computergesteuerte Notsystem der Blöcke wurde zwischen 1991 und 1993 insgesamt 7000 Tests unterzogen. Diese ergaben eine Zugverlässlichkeit des Systems von 99,99 % und eine Ausfallsicherheit von 50 %,[88] dh das System ist zweifach redundant ausgelegt.[89]

Eigentümer und Betreiber

Vom Beginn der Planung bis zum 31. März 1999 gehörte das Werk der Ontario Hydro. Am 1. April 1999 wurde im Einverständnis mit dem Atomic Energy Control Board die Lizenz für die Reaktoren an den neuen Eigentümer und Betreiber, der Ontario Power Generation übertragen. Der Konzern wurde im Rahmen einer Reorganisation der staatlichen Ontario Hydro neu gegründet.[90]

  • 1982–1999 Ontario Hydro
  • seit 1999 Ontario Power Generation

Wissenswertes

  • Am 7. Juni 1980 gab es eine Protestaktion am Werksgelände während den Bauarbeiten. Ontario Hydro stellte für die friedlich angesetzte Demonstration Mülleimer sowie mobile Toiletten zur Verfügung und schnitt das Gras. Greenpeace war vor Ort mit einem Boot angefahren gekommen. Der Protest artete aber aus nachdem Greenpeace am Abend der Demonstration die auf den Boot gelagerten Decken nahm und diese über den Sicherheitszaun legte. Dies erfüllte den Zweck, dass 120 Personen auf die Baustelle des Kernkraftwerks eingedrungen waren und in der Folge ohne weitere Taten sofort von der Polizei festgenommen wurden.[91]
  • Als Nebenprodukt kommt bei den Reaktoren Tritium zustande. Die Schweizer Firma Sulzer lieferte für die Blöcke dafür ein katalytisches Tritiumfiltersystem. Das Kernkraftwerk Darlington alleine erzeugt jährlich rund 1 Kilo davon. Das Tritium würde sich theoretisch dafür eigenen in thermonuklearen Reaktoren (Fusionsreaktoren) eingesetzt zu werden.[92] Ehemals war geplant gewesen sowohl in Pickering, als auch in Darlington solch eine Tritiumfilteranlage zu errichten. Aufgrund der hohen Kosten für zwei Anlagen und der vorausgesagten geringen Auslastung entschied man sich die Anlage in Pickering zu stornieren. Stattdessen wird das mit Tritium kontaminierte Wasser vom 50 Kilometer westlichen Pickering per Tankschiff zum Kernkraftwerk Darlington gebracht.[62] Die Filteranlage in Darlington war die weltgrößte ihrer Art und basiert auf einer kleineren Anlage die sich im französischen Grenoble befindet. Die Anlage kann 360 Kilo D2O pro Stunde verarbeiten. Jährlich werden mit dem kontaminierte Wasser aus Pickering rund 2 Kilo Tritium erzeugt mit einer Reinheit von 99 %.[93]

Daten der Reaktorblöcke

Das Kernkraftwerk Darlington besteht aus vier Blöcken, die sich alle in Betrieb befinden.

Reaktorblock[31] Reaktortyp Leistung Baubeginn Netzsyn-
chronisation
Kommer-
zieller Betrieb
Stilllegung
Typ Baulinie Netto Brutto
Darlington-1 PHWR CANDU-850 934 MW 878 MW 01.04.1982 19.12.1990 14.11.1992
Darlington-2 PHWR CANDU-850 934 MW 878 MW 01.09.1981 15.01.1990 09.10.1990
Darlington-3 PHWR CANDU-850 934 MW 878 MW 01.09.1984 07.12.1992 14.02.1993
Darlington-4 PHWR CANDU-850 934 MW 878 MW 01.07.1985 17.04.1993 14.06.1993

Einzelnachweise

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  2. Ontario Hydro: Statistical Yearbook. Ontario Hydro., 1972. Seite 4.
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  4. a b American Nuclear Society: Nuclear News, Band 18,Teil 1. American Nuclear Society, 1975. Seite 83.
  5. a b Nuclear Engineering International, Band 20. Heywood-Temple Industrial Publications Limited. Seite 139.
  6. Royal Commission on the Future of the Toronto Waterfront: Regeneration - Toronto's Waterfront and trhe sustainable City: Final Report. Minister of Supply and Services Canada, 1992. ISBN 066014400X. Seite 443, 444.
  7. Nuclear Engineering International, Band 18. Heywood-Temple Industrial Publications Limited. Seite 522.
  8. Energy International, Band 10. Miller Freeman Publications, 1973. Seite 33.
  9. American Nuclear Society: Nuclear News, Band 16,Ausgabe 2. American Nuclear Society, 1973. Seite 60.
  10. Science Forum, Band 6. 1973. Seite 24.
  11. Electrical World, Band 180,Teil 1. McGraw-Hill, 1973. Seite 35.
  12. Nuclear Engineering International, Band 19. Heywood-Temple Industrial Publications Limited. Seite 479.
  13. E. P. Hincks, u.a.: Nuclear issues in the Canadian energy context: proceedings of a national conference : organized by the Committee on Nuclear Issues in the Community, Vancouver, Canada, March 7-9, 1979. Royal Society of Canada, 1979. Seite 237.
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Siehe auch

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