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Framatome EPR

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Framatome EPR
Fotomontage des im Bau befindlichen EPR (links im Bild) des Kernkraftwerks Olkiluoto, rechts zwei ASEA BWR 75
Fotomontage des im Bau befindlichen EPR (links im Bild) des Kernkraftwerks Olkiluoto, rechts zwei ASEA BWR 75
Grundlegende Informationen
Entwicklungsland Europa
Entwicklungsjahr 1998
Entwickler Areva
Hersteller Areva
Auslegung
Reaktortyp Druckwasserreaktor
Bauart Druckbehälter
Moderator Wasser
Kühlmittel Wasser
Reaktivitätskoeffizient Fairytale down.png negativ
Brennstoff
Brennstoff UO2, MOX
Form Pellets
Geometrie Tetragonal
Wechsel Im abgeschalteten Zustand
Sonstige Details
Errichtete Exemplare (4)

Der EPR ist der größte Kernkraftwerkstyp des französischen Nuklearkonzerns Areva. Früher als European Pressurized Water Reactor vermarktet, ist die Abkürzung EPR heute ein eigenständiger Markenname, die Langform wird praktisch nicht mehr verwendet. In den Vereinigten Staaten wird die Anlage auch als Evolutionary Power Reactor vermarktet. Der EPR kann wie die CP-Serie von Framatome ebenfalls Exporterfolge verzeichnen, nachdem die Vorgängermodelle P4 und N4 nur in Frankreich gebaut wurden.


Geschichte

Beginn der Entwicklung

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 deshalb eine Reihe von Forschungsprogrammen initiiert, um den Einbau eines Kernfängers (eng. core catcher) zu ermöglichen.

COMAS

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 und dem Karlsruher Institut für Technologie (KIT). Zur Vorbereitung der Großversuche erfolgten kleine Laborexperimente durch die Firma Siemens KWU, die eigentlichen COMAS-Versuche wurden dabei am KIT durchgeführt.[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

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 2270K 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 bis 3 cm. Die Ausbreitungsgeschwindigkeit konnte dabei zu 10 bis 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

Im DISCO-Experiment untersuchte Effekte bei einem Hochdruckversagen des Reaktordruckbehälters

Am ECOSTAR-Projekt (Ex-Vessel Core Melt Stabilization Research) beteiligten sich 12 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, so dass 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, welche 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 bis 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, und dadurch die Erosionstiefe im Unfallszenario auf 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 × 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-/Metalschmelze mit 20 l/s auf eine 2 m x 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 rauhe Oberfläche zustande, welche 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 Technische Hochschule Stockholm durchgeführt, und ein theoretisches Modell dazu an der Universität Stuttgart entwickelt.

Ziele europäischer Staaten

Noch 1996 sollte das Reaktordesign für eine Leistungsklasse von 1400 MW ausgelegt werden, entsprechend nach dem durchschnittlichen Bedarf im europäischen Verbundnetz. Seitens Belgien, Spanien und dem Vereinigten Königreich wurde die Entwicklung aufgrund eigener Interessen politisch unterstützt. Der Reaktor sollte jedoch so ausgelegt werden, dass die Anlage auch bei Bedarf nach einer Lastfolge fahren kann bei gleichzeitig gesteigerter Effizienz des Brennstoffabbrands.[8] Das wichtigste Ziel war es jedoch die Sicherheit der Anlage so zu optimieren, dass der Reaktor in jedem Land in Europa genehmigungsfähig ist.[9] Seitens Deutschland bot das Projekt überhaupt den einzigen Weg zur Entwicklung eines neuen Kernreaktors. Eine Schätzung der Zeitschrift Atomwirtschaft, Atomtechnik aus dem Jahre 1989 beziffert die Entwicklungskosten eines von Grund auf neuen Reaktormodells auf einen einstelligen Milliardenbetrag, zumal die Entwicklung der KWU-Baulinie '80 bis zur Baureife bereits einen dreistelligen Millionenbetrag verschlungen hatte.[10]

Fertigstellung

Bereits 1998 wurde das grundsätzliche Design der Anlage festgelegt.[1] In der Zwischenzeit hatten die Unternehmen Siemens und Framatome ihre Nuklearaktivitäten zusammengeführt. Das neue Unternehmen entstand am 1. Januar 2001, den Namen Areva wählte die Gründerin Anne Lauvergeon zufällig aus einer Liste spanischer Klöster. 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, 2007 erfolgte der erste Bau in Frankreich im Kernkraftwerk Flamanville. Mit dem Auftrag in Finnland konnte der EPR auch erstmals Exporterfolge verzeichnen, was Frankreich zuletzt mit den Kraftwerkstypen der CP-Serie aus den 70er und 80er Jahren gelang. 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.[11]

Überblick

Generation III+

Wie bereits 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 welche sich dadurch besser kühlen lässt, der Nachteil der höhere Konstruktionsaufwand. Obwohl diese dezidierte Vorrichtung nicht von jedem Hersteller als Kernfänger (engl. core catcher) bezeichnet wird, erfüllen sie doch denselben Zweck, auch wenn sich der Aufbau stark unterscheidet. 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 Kernkraftwerk Lungmen, 2006

Im Gegensatz zu den Entwicklungen der 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.[12] Um diese Prozedur zu vermeiden, müsste soviel Wasser innerhalb der Anlage gespeichert werden, dass diese in einen kalten, unterkritischen Zustand überführt werden kann, beziehungsweise 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.[13] So befinden sich im EPR fast 2000 Tonnen Wasser im Flutbecken, zuzüglich zu den etwa 1600 Tonnen im EFWS-Noteinspeisesystem.[14] 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.[15]

Die Wirtschaftlichkeit der Anlagen wurde ebenfalls verbessert. Dies wurde beim EPR hauptsächlich durch eine größere Blockleistung realisiert, sowie einen gesteigerten Abbrand und Prozesswirkungsgrad. 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 den Brutfaktor steigert. In der späteren Phase des Brennstoffzyklus wird dann ein höherer Massenstrom durch den Kern gewälzt, was zu einem weicheren Neutronenspektrum führt und zum Verbrauch des erbrüteten Plutoniums.[13] Da der Brutfaktor höher als bei vorherigen Kernkraftwerken liegt, aber immer noch unter 1, werden diese nicht als Thermische Brüter sondern Hochkonverter bezeichnet. Die Blockleistung des EPR ist momentan noch durch seinen Turbosatz beschränkt (siehe unten), in Zukunft kann aber ein Prozesswirkungsgrad von etwa 39% erwartet werden. Die 39% Wirkungsgrad dürften 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

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

  • Der Druckwasserreaktor EPR als Spitzenmodell mit der höchsten Blockleistung von über 1600 MWe, hohem Abbrand, der meisten Sicherheitstechnik und der breitesten Brennstoffpalette. Nachteilig sind die sehr hohen Investitionskosten.
  • Der KERENA, welcher eine Weiterentwicklung der Siedewasserreaktoren 72 der Blöcke B und C des Kernkraftwerks Gundremmingen darstellt. Da die Notkühlsysteme über ein Prinzip kommunizierender Röhren rein passiv arbeiten, wurde in Karlstein am Main mit dem INKA-Versuchsstand ein komplettes Modell der Anlage gebaut.[16] 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.[17]

Energiepolitik Frankreichs

Kühltürme des Kernkraftwerks Chooz

Die Kernkraftwerke Frankreichs basieren auf vier verschiedenen Designs. Die Ersten sind Kraftwerke vom Typ CP0, CP1 und CP2 welche 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 Reaktoren 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, welche 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, welche 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.[18][19]

Im Detail betrachtet kann der EPR die älteren Leistungsreaktoren der CP-Serie durch seine Blockleistung im Verhältnis 2:1 ersetzen, was es ermöglicht die Zahl der Kraftwerke deutlich zu reduzieren. Die Baureihen P4 und N4 müssten dann durch Kernkraftwerke der Generation IV ersetzt werden, da diese Anlagen erst nach 1986 ans Netz gingen. Allerdings bleibt abzuwarten, ob dies angesichts des hohen Stückpreises für einen EPR verwirklicht werden kann.

Technik

Kreisprozess

Vereinfachtes Schema eines Druck-</br> wasserreaktors. Nach der Hochdruck-</br> 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).[20]

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), welche 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 einer einen Druckhalter, welcher 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.[20]

Der Primärkreislauf hat nur die Aufgabe die Wärme des Kernreaktors an einen Sekundärkreislauf abzugeben, welcher 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, welcher 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, und 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.[20]

Der EPR wird von Areva mit einer Blockleistung von 1600 MWe und einem thermischen Wirkungsgrad von 37% vermarktet. Theoretisch kann der Kernreaktor jede beliebige Leistung freisetzten, 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.[20] Neben einer höheren Blockleistung kann so auch der Wirkungsgrad gesteigert werden, was bei einer Erhöhung des Kühlwasserdurchflusses alleine nicht möglich wäre. In diesem Fall scheint ein Wirkungsgrad von 39% und eine Blockleistung von über 2000 MWe erreichbar.[Ah. 1]

Reaktordruckbehälter

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 Kernspaltung. 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 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, welcher in ringförmige Strukturen geschmiedet und anschließend zusammengeschweißt wird. Der Bereich, welcher 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, welcher Abbrand und Brutfaktor steigern soll.[20][21]

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.[20] 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. thermocuple) zur Messung der Kernaustrittstemperatur und sechs Sensoren im Kern zur Messung des Neutronenflusses, sowie drei bis vier Aeroball-Sonden. In diese werden Kugel aus einer Vanadiumlegierung oder Stahl gefüllt, welche nach drei Minuten Bestrahlung im Reaktor pneumatisch zum Auslesegerät geblasen werden. Dort wird in fünf Minuten 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.[21] 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 Kernreaktionen 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.[20]

Typische Kernbeladung eines EPR

In den insgesamt 63.865 Brennstäben aus einer M5-Zirconiumlegierung befinden sich die keramischen Brennstoffpeletts 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%.[20] Bei der Beladung mit Mischoxiden (engl. mixed oxides, MOX) entspricht das Verhältnis von Pu-239 zu U-238 demselben Energieäquivalent wie bei der Beladung mit angereichertem Uran (engl. light enriched uranium, LEU).[21] Der EPR kann dabei mit jedem beliebigen Mischungsverhältnis der Brennstoffe beladen werden, von 100% LEU bis 100% MOX ist alles möglich.[22][23] Der Abbrand wird dabei von Areva mit etwa 70 GWd/t angegeben, der exakte Brutfaktor (Konversionsrate) wurde nicht veröffentlicht.[21] Gegenüber einer Konvoi-Anlage, welche etwa 0,6 erreicht, konnte dieser Wert mit Sicherheit gesteigert werden. Zum einen durch den Stahlreflektor um den Kern, welcher 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 wiederspiegelt. 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.[24] 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.[18][19] 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 Th-232 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.[25] 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.[26]

Um die Überschussreaktivität im Kern abzubauen werden neuen Brennelementen 2 bis 8 Gewichtsprozent Gd2O3 als Neutronenabsorber beigemischt.[27] 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 Boratom 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, welche 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". Insgesamt befinden sich im Kern fast drei Tonnen Silber.[Ah. 2] 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, welcher 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.[20]

Druckhalter

Der Druckhalter bedrückt die Primärkreisläufe, sodass 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 m². 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 zu Regeln 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 steigt, und somit auch der Druck der Primärkreisläufe. 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, welche 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.[20]

Dampferzeuger

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 5.980 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).[20]

Turbosatz

Die Dampfturbine entzieht dem Sattdampf Enthalpie und wandelt diese in Rotationsenergie um, welche 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, welches 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 welche 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, welcher 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 kann auch mit Hilfe eines Beipass überbrückt werden.[20]

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, welche sich je nach Blattlänge und Rotationsgeschwindigkeit strömungsgünstig verbiegen. Sie sind die einzigen Blätter in der Turbine, welche 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.[28]

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, welcher 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%.[20]

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.[29] 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.[30] 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.[20]

Kondensatoren

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.[20]

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.[20]

Sicherheitstechnik

Überblick

Aufgrund der hohen Energiedichte der Kernenergie – die Fission von einem Kilogramm angereichertem Uran im EPR setzt die Energie von 206.416 kg Steinkohleeinheiten frei – sind besondere Sicherheitsmaßnahmen erforderlich, um die Energiefreisetzung kontrolliert ablaufen zu lassen.[Ah. 3] Da sich Unfälle nie vollständig vermeiden lassen, 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.[21] 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.[31] Weitere Anforderungen wie die Erdbebensicherheit sind den European Utility Requirements (EUR) entnommen.

Die Sicherheittechnik im EPR ist wie in jedem Kernkraftwerk redundant und vielschichtig (engl. defence-in-depth) aufgebaut. Dabei werden alle Bauteile, welche prinzipbedingt mit radioaktiven Stoffen in Berührung kommen, in der sogenannt "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.[14] 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, welche 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.[32] 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.[21][27] Der Abscheidegrad des Filters wird dabei mit etwa 99,9% angegeben.[32]

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.[33][34] Das der Maschinenhalle gegenüberliegende Gebäude nimmt das Abklingbecken und Brennstofflager auf. Im Stockwerk oberhalb der Sicherheitsgebäude, welche 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.[21] 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.[20]

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.[35] 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.[34] Jedes Notstromaggregat besitzt genug Treibstoff, um ohne Betankung bis zu 72 Stunden lang betrieben zu werden.[36]

Das sogenannte Restrisiko, also das multiple Versagen verschiedener Sicherheitsysteme 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.[37] 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).[38] 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 Designs zu erreichen.

Subsysteme

Das Sicherheitskonzept des EPR enthält verschiedene Subsysteme an verschiedenen Positionen im Kraftwerk, welche hier aufgelistet werden.[21] 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 Zirkoniumcarbid, und mit einem bis zu 50 cm dicken Betonüberzug als Opferschicht (engl. sacrificial concrete) versehen.[32] 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, dass Wasser fließt dann über die Seitenwände in diesen hinein. Das verdampfende Wasser wird über einen Kamin in den oberen Bereich des Containments geleitet.[31]

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-Eispeisesystem kann ab einem Druck von 85–97 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, welches die Wärme an die Hauptwärmesenke abführt. Bei längeren Standzeiten oder einem Brennelementewechsel wird mit Hilfe der LHSI-CCWS-ESWS-Kreisläufe die Nachzerfallswärme abgeführt, welche 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.[39] 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.[40][41] 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.[42]
  • 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 zunehmendender 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.[34]
  • 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, welcher nur eine Pumpe besitzt und die Wärme ebenfalls an das CCWS abgeben kann.[43]
    • Fuel Pool Purification System (FPPS): Besteht aus mehreren Kreisläufen welche 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

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. Wieviel 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.[12] 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, kommunizierende 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. Ab einem Druck von 85–97 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, welches sich bereits in den Dampferzeugern befindet. Laut Areva dauert es bei Ausfall der Speisewasserpumpen mindestens 30 Minuten, bevor die Dampferzeuger trocken liegen.[21] Danach wird das Emergency Feedwater System (EFWS) eingesetzt: In allen 4 Dampferzeugern wird insgesamt 1600 t Wasser eingespeist, um dort zu verdampfen und vor der Turbine ins Freie geleitet zu werden. Dadurch kann die Karenzzeit auf knapp über 46 Stunden erhöht werden.[Ah. 4] Während dieser Zeit kann die Werksfeuerwehr 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. Bis zur weiteren Verdampfung der 2000 t Wasser im IRWST vergehen insgesamt 141 Stunden nach Unfallbeginn.[Ah. 5] 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.[44] 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. Die Nachzerfallswärme ist bis zu diesem Zeitpunkt auf etwa 11,2 MWth abgeklungen.[Ah. 6]
  • 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.[45] In diesem Fall verdampft nach der Reaktorschnellabschaltung erst 30 Minuten lang das Wasser, welches 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 Notdiesel 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 und somit 46 Stunden zur Verfügung, in denen Wassertanks und mobile Pumpen an die Ansaugventile des EFWS angeschlossen werden können, um nach Leerung der EFWTs mit der Noteinspeisung zu beginnen.[Ah. 7] 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.[12] 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.[46] 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 142 Stunden seit Unfallbeginn kein Wasser über externe Quellen in das Flutbecken gepumpt werden tritt ein auslegungsüberschreitender Störfall ein, da der Kernfänger nicht mehr gekühlt werden kann.[Ah. 8]
  • 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. Insgesamt stehen fast 64 Stunden zur Verfügung, um Wasser über externe Quellen in das Flutbecken zu pumpen.[Ah. 9] 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.[44]
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, welche 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, welches 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.[47] 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: So besitzt der AP1000 von Westinghouse ein IRWST mit 2236 m³ Wasser, bei einer thermischen Nennleistung von 3400 MW.[13] Damit kann eine Karenzzeit von etwa 96 Stunden errechnet werden.[Ah. 10] Westinghouse selbst gibt 72 Stunden an.[48] 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.[49][50] 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.[51]

Steuerungstechnik

Während des Leistungsbetriebes arbeiten etwa 150 bis 300 Personen im Kraftwerk. Die Steuerung der Anlage erfolgt dabei aus dem Kontrollraum, welcher sich über den beiden Sicherheitsgebäuden befindet, welche dem Turbinengebäude zugewand 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.[20][21] 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, welcher die QDS-Entwicklungsumgebung enthält. Der Download erfolgt über Ethernet beim Hochfahren der Recher. 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.[52]

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.[53] 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.[54] Dabei werden die Sensoren und Schalter der Notwarte nun durch ein analoges Hardwired backup systems (HBS) ergänzt.[20] Der US-EPR soll nach bisherigen Plänen weiter rein digital gesteuert werden, die Nuclear Regulatory Commission hat diesbezüglich keine Bedenken angemeldet.[21]

Die Lastfolgefähigkeit des EPR, wichtig für das Kraftwerksmanagement, wird wie folgt angegeben:[55]

  • 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.[56]

Versionen

Standard-EPR

Der Standard-EPR ist die Version, welche für Deutschland und Frankreich entwickelt wurde. Frankreich wird damit seine älteren Kernkraftwerke der CP-Serie ersetzen. Da Italien plante seinen Atomstromanteil von (importierten) 10% auf langfristig 25% zu erhöhen, schloss der italienische Versorger Enel mit EdF am 30. November 2007 eine Vereinbarung: Dabei wurde der Bau von 6 EPR in Frankreich vereinbart, wobei sich Enel zu 12,5% am Bau beteiligt.[33] Zusätzlich plante Italien den Bau von vier bis fünf eigenen EPR. Dies wurde jedoch durch eine Volksabstimmung verhindert, so dass momentan nur die Import-Komponente verwirklicht wird.[57] Der erste EPR in Frankreich wird am Standort Flamanville gebaut. Die technischen Details der Version sind oben beschrieben.

FRANKREICH:

CHINA:

FIN-EPR

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, welcher 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, welche vom Finnischen Parlament im Juli 2010 genemigt wurden. Hauptunterschied des FIN-EPR zur Standardversion ist der reduzierte Abbrand von 45 GWd/t.[20]

FINNLAND:

UK-EPR

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.[58] 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. Da die Erteilung derselben etwa 18 Monate in Anspruch nehmen wird, ist mit einem Baubeginn nicht vor 2013 zu rechnen.[59] Während EdF an seinen Standorten Hinkley Point und Sizewell Reaktoren vom Typ EPR errichten wird, haben sich Horizon Nuclear Power und NuGeneration noch nicht für ein Modell entschieden. Der EPR konkurriert hier mit dem AP1000 von Westinghouse. Der Baubeginn der anderen Anlagen wird für 2015 oder später erwartet.

GROSSBRITANNIEN:

US-EPR

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.[60] Für das neue Kernkraftwerk Bell Bend wird die Erteilung der Betriebslizenz frühstens 2013 erwartet. Ob die neuen Einheiten gebaut werden hängt auch davon ab, ob sich Investoren für das Projekt finden.[61] Hauptunterschied des US-EPR zur Standardversion ist, neben dem Generator, die höhere Standfestigkeit bis zu einer Bodenbeschleunigung von 0,3 g.[62]

Konstruktion

Der Bau eines Kernkraftwerkes ist zeit- und kostspielig. Prinzipiell sind dafür drei Dinge notwendig: Ein Energieversorgungsunternehmen welches in das Kraftwerk investriert, 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 der Fundaments bzw. der Gründung (engl. first concrete), ab welchem sich das Kraftwerk gemäß den Richtlinien der 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, welche 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.[63] 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.[64] 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.[65] Dazu befindet sich eine kreisrunde Öffnung zwischen dem Containment und der Umgebung, durch welche 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.[66] Das Turbinengebäude mit dem Turbosatz ist zu diesem Zeitpunkt fast fertiggestellt, und wurde parallel zur Nuklearen Insel errichtet.[63] 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 verbliebende Korrosionstellen untersucht, und diese mechanisch beseitigt. In der Zwischenzeit wird der Brückenkran des Brennstofflagers in Betrieb genommen, um auch hier alle Einbauten vornehmen zu können.[67] 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.[68] Ist die Anlage fertiggestellt, wird diese zum ersten Mal mit Kernbrennstoff beladen und ausgiebig getestet. Sind alle Baumängel beseitigt worden, welche 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.

Bauzeiten nach IAEA
Nummer Typ Kraftwerk Baubeginn Bauende Bauzeit
1 FIN-EPR Olkiluoto 3 12. August 2005 12/2012 87 Monate
2 Standard-EPR Flamanville 3 03. Dezember 2007 2016 108 Monate
3 Standard-EPR Taishan 1 28. Oktober 2009 2013 50 Monate
4 Standard-EPR Taishan 2 15. April 2010 2014 56 Monate

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.[69] 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.[70] Die Dampferzeuger und Reaktordruckbehälter von Taishan 2 werden direkt vor Ort von der Shanghai Electric Heavy Industries Group Corporation (SEC) beziehungsweise Dongfang Electric Corporation (DEC) gefertigt.[71] 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.[72] Auch deutsche Firmen sind als Zulieferer eingebunden, so fertigte Babcock Noell unter anderem den Stahl-Liner von Olkiluoto 3 und Siempelkamp Nukleartechnik den Kernfänger.[73][4]

Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten

Stromerzeugungskosten in den USA im Jahr 2009[74]
in ct/kWh Kernkraft Kohlekraft Wasserkraft Gaskraft
Betriebskosten in US-Dollar 1 0,423 0,488 0,305
Wartungskosten in US-Dollar 0,634 0,396 0,35 0,258
Brennstoffkosten in US-Dollar 0,535 3,23 0 5,193
Gesamtkosten in US-Dollar 2,169 4,048 0,838 5,755
Gesamtkosten in Euro 1,586 2,96 0,612 4,208

Für Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) spielen verschiedene Gründe eine Rolle, sich für ein Kernkraftwerk zu entscheiden. Wie in der Tabelle des Energieministeriums der Vereinigten Staaten rechts erkennbar, ist Strom aus abgeschriebenen Kern- und Wasserkraftwerken am preiswertesten, und verspricht für den Betreiber die größte Gewinnspanne. Volkswirtschaftlich ist es ebenfalls sinnvoll möglichst preiswert Strom zu produzieren, weswegen der Bau von großen Wasser- und Kernkraftwerken in manchen Ländern auch politisch gefördert wird. Augenscheinlich sind Kraftwerke umso größer, je preiswerter ihre Erzeugungskosten sind. So besitzen Wasser- und Kernkraftwerke sehr hohe Leistungen (vgl. Itaipú mit 14 GW und Uljin mit 6,1 GW), während Kohle- und Gaskraftwerke eher mittlere und kleine installierte Leistungen aufweisen (vgl. Niederaußem mit 3,6 GW und Irsching mit 1,5 GW). Der momentane Höhepunkt der Jagd nach möglichst viel preiswertem Strom ist der Drei-Schluchten-Damm, welcher mit einer installierten Generatorleistung von 18.200 Megawatt das größte Kraftwerk der Welt ist.

Die Kehrseite günstiger Erzeugungskosten sind jedoch die hohen Investitionskosten: Die Baukosten des Drei-Schluchten-Damms schlugen mit etwa 75 Mrd. US-Dollar zu Buche, was zu spezifischen Investitionskosten von $4076/kW führt. Kernkraftwerke bewegen sich meist im selben Bereich. Kohle- und Gaskraftwerke sind wesentlich günstiger. So kostete der Block K des Kraftwerks Niederaußem 1,2 Mrd. Euro bei 950 MW Erzeugungskapazität, also € 1263 pro Kilowattstunde. Die spezifischen Investitionskosten von Gaskraftwerken liegen deutlich darunter. Da Energieversorgungsunternehmen nur über beschränkte Mengen an Eigenkapital verfügen, muss zur Errichtung eines teuren Kraftwerkes ein Darlehen aufgenommen werden. Dieses muss in jährlichen Raten zurückgezahlt werden, und schmälert damit den Gewinn während der Laufzeit des Darlehens. Die Stromerzeugung der meisten Industriestaaten basiert deshalb hauptsächlich auf Kohlekraft, als Kompromiss zwischen Erzeugungs- und Investitionskosten.

Die Investitionskosten des EPR sind dabei recht hoch: Wurde ursprünglich noch mit knapp über 3 Mrd. Euro pro Block gerechnet, dürfte der reale Preis bei über 5 Mrd. liegen.[27] Die Anlagen in China können dabei laut Areva um 40% preiswerter sein.[75] Das kann mehrere Ursachen haben: Zum einen ist der Renminbi gegenüber dem Euro stark unterbewertet, gemäß dem Big-Mac-Index sogar um -48%. Komponenten die in China gefertigt werden profitieren davon und werden preiswerter. 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 und zu erheblichen Verzögerungen führte.[76] Da bei Großprojekten wie dem Bau eines EPR mit sehr großen Summen gearbeitet wird, kann die Inflation nicht mehr vernachlässigt werden. Bei Investitionskosten von 5 Mrd. Euro und 2% Inflation bedeuten 2 Jahre Verzögerung bereits Mehrkosten von 202 Mio. Euro. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die EPR-Projekte und deren Kosten. Bei im Bau befindlichen Anlagen wird pauschal von 2,5% Inflation ausgegangen, was der Inflation im Oktober 2011 entsprach.[77]

Nummer Typ Standort Baubeginn geplantes Bauende Fertigstellung veranschlagte Kosten reale Baukosten Steigerung inflationsbereinigte veranschlagte Kosten inflationsbereinigte Steigerung Blockleistung (netto) spezifische Investitionskosten
1 FIN-EPR Olkiluoto 3 12.08.2005 6/2009 12/2012 € 3,2 Mrd. € 6,6 Mrd. 1 +106% € 3,49 Mrd. +89% 1600 MWe € 4125/kW 1
2 Standard-EPR Flamanville 3 03.12.2007 5/2012 2016 € 4 Mrd. 2 € 6 Mrd. +50% € 4,47 Mrd. +34% 1630 MWe € 3681/kW
3 Standard-EPR Taishan 1 28.10.2009 12/2013 12/2013 € 3,8 Mrd. 3 € 3,8 Mrd. +0% € 3,8 Mrd. 0% 1660 MWe € 2289/kW
4 Standard-EPR Taishan 2 15.04.2010 11/2014 11/2014 € 3,8 Mrd. 3 € 3,8 Mrd. +0% € 3,8 Mrd. 0% 1660 MWe € 2289/kW

1 Der Versorger Teollisuuden Voima Oyj (TVO) schloss einen Festpreisvertrag über 3,2 Mrd. Euro ab; der Differenzbetrag wird von Areva bezahlt.[78] Für TVO betragen die spezifischen Investitionskosten damit € 2000/kW.
2 2005, also weit vor Baubeginn, wurde von 3,3 Mrd. Euro ausgegangen, was im Jahr 2008 3,55 Mrd. Euro entsprach. Ende 2008 wurden die Kosten auf 4 Mrd. Euro korrigiert.[79] Laut der am Bau beteiligten TPF GROUP betrug der Preis 3,4 Mrd. Euro ohne Steuern.[80] Mit einer Umsatzsteuer von 19,6% ergeben sich dann etwa 4 Mrd. Euro Baukosten.
3 Gemäß Kaufvertrag vom 26.11.'07 beide Blöcke für 8 Mrd. Euro, inklusive Brennstoff bis 2026.[81] Pro Block wird € 3,5 Mrd. vermutet, plus Turbosatz für 300 Mio. Euro.[82]

Erzeugungskosten

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, welche beim Betrieb der Anlage anfallen. Die Errechung der Erzeugungskosten des EPR orientiert sich an der Studie „Comparison of electricity generation costs“ der Technischen Universität Lappeenranta (LUT) von Risto Tarjanne und Aija Kivistö aus dem Jahr 2008. Dort wurde von einem Kernkraftwerk mit spezifischen Investitionskosten von € 2750/kW ausgegangen, sowie einer Blockleistung von 1500 MWe und einer 40-jährigen Auslegungslebensdauer, bei einer Auslastung von 8000 Volllaststunden im Jahr (91,3%).[83]

Davon ausgehend werden die Werte für den EPR errechnet. Die Auslastung von 8000 Stunden im Jahr (91,3%) wird im Sinne einer konservativen Annahme beibehalten, obwohl Areva >92% angibt.[36] Für die Blockleistung wird mit der Nominalleistung von 1600 MWe gerechnet, bei 5 Mrd. Euro Baukosten pro Leistungsreaktor. Dies resultiert in spezifischen Investitionskosten von 3125 Euro pro Kilowatt im Jahr 2011. Da die Kernkraftwerke der Vereinigten Staaten bereits eine Betriebserlaubnis von 60 Jahren besitzten, wird auch beim EPR von 60 Jahren Betrieb ausgegangen, wie es auch von Areva angegeben wird.

Die Erzeugungskosten eines Kernkraftwerkes setzen sich zusammen aus Betriebskosten, Wartungskosten, Brennstoff- und Entsorgungskosten. In manchen Studien, wie in der oben zitierten von der Technischen Universität Lappeenranta, werden die Entsorgungskosten auch in die Betriebs- und Wartungskosten eingerechnet.[83] Im Folgenden werden diese getrennt aufgelistet:

  • Betriebskosten: Diese Kosten fallen beim Betrieb der Anlage an, für Personal, Inspektionen, Strombedarf während der Leerlaufzeiten und andere Dinge. Obwohl der EPR durch seine höhere Blockleistung gegenüber bisherigen Kraftwerken durch den Größendegressionseffekt sicher Einspareffekte erzielt – mehr Stromproduktion bei weniger Personal und Bauteilen pro Kilowattstunde – wird der obige Wert von $ 1 ct/kWh übernommen. Da die amerikanischen Entsorgungskosten in den Betriebs- und Wartungskosten versteckt sind, muss hier noch $ 0,1 ct/kWh abgezogen werden, was zu Betriebskosten von € 0,65 ct/kWh führt.
  • 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.[36] Mit dem obigen Wert von $ 0,634 ct/kWh ergeben sich dann Wartungskosten von € 0,3 ct/kWh. Der Wert ist vergleichbar mit dem der LUT-Studie, welche die Betriebs- und Wartungskosten mit 1 ct/kWh angibt, worin auch die Entsorgungskosten enthalten sind.[83] Er korreliert auch gut mit den Daten des Nuclear Energy Institute (NEI), welches für die existierenden Leistungsreaktoren der USA $ 1,49 ct/kWh (€ 1,1 ct/kWh) für Betriebs- und Wartungskosten angibt.[84]
  • Brennstoffkosten: Der 235U-Anteil im Kernbrennstoff des EPR muss zwischen 1,9–4,9% liegen. Als konservative Annahme wird davon ausgegangen, dass das komplette Reaktorinventar auf 4,9% angereichert werden muss. Der Preis für Uran(IV,VI)-oxid und Urantrennarbeit kann dabei an der Börse tagesaktuell eingesehen werden. Im Folgenden wurden die Daten der Ux Consulting Company (UxC) vom 31. Oktober 2011 verwendet. Mit einem Preis von € 37,34 pro Pfund U3O8 (€ 82,42 pro kg) und einem Preis von € 104,12 für eine Urantrennarbeit ergibt sich damit 1951 Euro pro Kilogramm Brennstoff.[Ah. 11] Bei einem Abbrand von etwa 70 GWd/t und einem Prozesswirkungsgrad von 37% können so Brennstoffkosten von € 0,31 ct/kWh errechnet werden.[Ah. 12] Die Verwendung von MOX-Brennelementen verursacht erheblich höhere Brennstoffkosten, welche von der Herkunft des Plutoniums abhängt.
  • Entsorgungskosten: Die Kernenergiebranche ist auch weiterhin die Einzige, welche die Kosten der Entsorgung auf den Stompreis umlegt. Damit wird die Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle, der Rückbau des Kraftwerks und in manchen Ländern auch die Wiederaufarbeitung finanziert. In fast allen EPR-Nutzerländern erfolgt die Finanzierung über einen staatliche Fonds, in welchen die Energieversorgungsunternehmen (bzw. die Stromkunden) einzahlen. Der Betrag ist dabei von Staat zu Staat unterschiedlich, und betrug im Jahr 2011:
    • CHINA: Die Entsorgungsabgabe beträgt hier 2,6 Fēn pro Kilowattstunde (€ 0,29 ct/kWh).[85]
    • FINNLAND: Die Entsorgungsabgabe beträgt hier etwa 10% der Erzeugungskosten, und liegt damit bei etwa € 0,15 ct/kWh.[86]
    • FRANKREICH: Électricité de France berechnet € 0,14 ct/kWh für die Entsorgung.[87]
Die Entsorgungsabgabe wird dabei in unregelmäßigen Abständen an die aktuelle Preisentwicklung angepasst.
  • Fremdkapitalkosten: Wenn das Eigenkapital zum Bau eines EPR nicht ausreicht, muss das Energieversorgungsunternehmen (EVU) ein Darlehen aufnehmen. Hier sind drei Faktoren entscheidend: Die Höhe des Darlehens, sowie dessen Zinssatz und Laufzeit. Bei allen Studien wird mit Annuitätendarlehen gerechnet, wodurch sich die Erzeugungskosten im Abschreibungszeitraum um einen konstanten Betrag erhöhen. Die oben zitierte LUT-Studie geht beispielsweise von einem 25-jährigen Abschreibungszeitraum, 5% Realzins und 100% Fremdfinanzierung aus. In der Studie wird auch angemerkt, dass die vollständige Finanzierung eines Kraftwerks durch Fremdkapital eine konservative Annahme darstellt, ebenso der Zinssatz von 5%, welcher etwa 2% höher lag als damals marktüblich.[83] Da EVUs in der Regel ein A-Rating besitzten, sind die Zinssätze relativ niedrig. Die Zinssätze für Corporate Bonds können beispielsweise an der Börse Stuttgart eingesehen werden, und betrugen Ende 2011 für Laufzeiten von über 10 Jahre bei guter Bonität etwa 4,5%.[88] Da die Inflationsrate zur selben Zeit etwa 2,5% beträgt, ergibt sich ein Realzins von nur 2%.[77] Im Sinne einer konservativen Annahme wird wie in der LUT-Studie mit 5% Realzins gerechnet, aber der Abschreibungszeitraum auf 20 Jahre verringert. Damit ergeben sich Kapitalkosten von 3,13 ct/kWh im Abschreibungszeitraum.[Ah. 13]

Zusammengerechnet ergeben sich mit französischen Entsorgungskosten Erzeugungskosten von 4,53 ct/kWh im Abschreibungszeitraum, sowie 1,4 ct/kWh für ein abgeschriebenes Kraftwerk. Über die 60-jährige Lebensdauer des Kraftwerks gemittelt ergeben sich 2,44 ct/kWh. Die Erzeugungskosten im Abschreibungszeitraum sind dabei nur schwer abschätzbar. Wenn die Anlage mit weniger als 8000 Volllaststunden im Jahr ausgelastet ist und der Energieversorger den EPR in weniger als 20 Jahren abschreiben möchte, sind mühelos Erzeugungskosten von über 5 ct/kWh möglich. 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.[83]

Areva selbst gibt an, dass die Erzeugungskosten um mindestens 10% geringer sind als bei bestehenden Kernkraftwerken mit 1500 MWe Leistung.[36] Da keine Referenzzahlen vorliegen, lässt sich die Aussage nur schwer überprüfen. Wird von einem abgeschriebenen EPR ausgegangen, können die vom Energieministerium der Vereinigten Staaten angegebenen $ 2,169 ct/kWh (€ 1,586 ct/kWh) als Referenz genommen werden. Mit 10% Kostenersparnis ergeben sich dann Erzeugungskosten von € 1,42 ct/kWh, was mit dem oben errechneten Wert sehr gut übereinstimmt. Die mittleren Erzeugungskosten deutscher Kernkraftwerke wurden 2010 vom BMWi mit 2,65 ct/kWh angegeben, und der südkoreanische Versorger KHNP gab für das Jahr 2008 mittlere Erzeugungskosten von 39,02₩/kWh (€ 2,47ct) für Atomstrom an.[89] Die von Areva angegebenen Einsparungen von 10% sollten also zu weniger als 2,38 ct/kWh führen. Dies kann auch erreicht werden, wenn ein Teil der Investitionskosten durch Eigenkapital finanziert wird und mit einem realistischen Realzins gerechnet wird.

Datentabellen

Hinweis: Die Angaben beziehen sich auf den ersten EPR im KKW Olkiluoto
Technische Daten:
Thermische Leistung 4.300 MWth
Generatorleistung 1.720 MW
Elektrische Leistung (Netto) 1.600 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 tU
Anreicherung 1,9%—4,9% Spaltmaterial
Abbrand 45 GWd/t
Spaltanteil bei 100% UO2 50% Pu-239; 27% U-235; 14% Pu-241; 9% U-238
Absorberbündel 89
Neutronenfluss etwa 1019 n/cm²
Durchschnittliche Heizrate pro Brennstoffbündel 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 1.465 U/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 7.960 m²
Anzahl der Röhrchen pro Dampferzeuger 5.980
Gesamtmasse 520 t
Speisewassertemperatur 230°C
Heißdampftemperatur 293°C
Dampfdruck 78 bar
Dampfmassenstrom 2.443 kg/s
Turbine:
Anzahl 1
Dampfdruck Hochdruckturbine 75,5 bar
Anzahl Hochdruckturbinen 1
Anzahl Niederdruckturbinen 3
Umdrehungsgeschwindigkeit 1.500 U/min
Gesamtdurchmesser 6,72 m
Länge des Turbosatzes 68 m
Turbinenaustrittsfläche 180 m²
Generator:
Anzahl 1
Nominalleistung 1.992 MVA
Effektive Leistung 1.793 MWel
Magnetisierungsstrom 9.471 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

Anhang

  1. Die maximale thermische Leistung des Kernreaktors kann mit folgender Formel berechnet werden:
    Dabei ist die thermische Leistung des Reaktors von 4300 MWth, der Kühlmassenstrom durch den Kern, die spezifische Wärmekapazität des Kühlwassers und die Temperaturdifferenz vor und nach Durchströmen des Kernreaktors. Mit den zur Verfügung stehenden Daten kann ein Wert für abgeschätzt werden:
    Bei einem höheren Kreislaufdruck ändert sich der Massenstrom nicht, aber die Reaktoraustrittstemperatur kann auf 351°C (624 K) gesteigert werden. Die – rein theoretische – maximale Reaktorleistung beträgt damit:
    Wie für die Nutzung der Kernenergie typisch stellt die maximale thermische Leitung des Kernreaktors keine Begrenzung der Blockleistung dar. Die Beschränkungen treten dabei im Sekundärkreislauf auf, dessen Eckparameter nun bestimmt werden müssen. Der maximale Wirkungsgrad kann über den Carnot-Wirkungsgrad wie folgt abgeschätzt werden:
    Bei einem Wirkungsgrad von 37% für eine Sattdampftemperatur von 293°C (566 K) kann die hypothetische Kaltpunkttemperatur errechnet werden:
    Und damit der neue Wirkungsgrad bei einer Sattdampftemperatur von 311°C (584 K):
    Die 39% Wirkungsgrad dürften das Maximum für einen konventionellen Kreislauf darstellen, höhere Wirkungsgrade sind nur mit einem überkritischen Dampfprozess möglich. Der Wärmestrom steigt ebenfalls an: Das Speisewasser der Dampferzeugers strömt mit 230°C (503 K) in diesen hinein, um ihn mit 293°C (566 K) bzw. 311°C (584 K) wieder zu verlassen. Aufgrund des linearen Zusammenhanges zwischen Temperaturdifferenz und Wärmestrom erfolgt eine Steigerung des Wärmestroms um etwa 28%:
    Damit kann die maximale Blockleistung eines EPR abgeschätzt werden zu:
    Wenn das Wasser der Hauptwärmesenke um dasselbe wie bei einer Blockleistung von 1600 MWe erhöht werden soll, muss der Kühlmassenstrom auf über 57 m³/s vergrößert werden, was die benötigte Pumpenleistung erhöht und die Nettostromproduktion reduziert. Somit scheint eine Blockleistung von über 2000 MWe erreichbar.
  2. Der Durchmesser der Metallmischung im Regelstab soll laut TVO 8,65 mm betragen, die Länge der Mischung 2900 mm und die spezifische Dichte 10,17 g/cm³. Damit ergibt sich pro Regelstab eine Masse von:
    Bei 80% Silber, 15% Indium und 5% Cadmium ergibt sich eine Silbermasse von etwa 1387 Gramm pro Regelstab. Bei 24 Stäben pro Bündel und 89 Regelbündeln beträgt die gesamte Silbermasse im Kern dann
  3. Bei einem Abbrand von 70 GWd/t ergibt sich eine Energiedichte:
    Bei 29,3 MJ/kg pro Steinkohleeinheit, also 29,3 GJ/t, ergibt sich ein Verhältnis von:
  4. Wird ein Reaktor für die Dauer mit der Leistung betrieben, so ist die Nachzerfallsleistung zum Zeitpunkt nach dem Abschalten des Reaktors
    Dabei sind T0 und t in Sekunden einzusetzen. Die Formel gilt (bei einer hinreichend langen Betriebsdauer T0) für den Zeitraum etwa 10 Sekunden bis etwa 100 Tage nach der Abschaltung, was für diesen Berechnungszweck genügt. Bei 11 Monaten Betrieb (28512000 s), einer Leistung von 4500 MWth und 1600000 kg Wasser mit einer Verdampfungswärme von 2,26 MJ/kg ergibt sich nach 30 Minuten (1800 s) Kühlzeit die Gleichung
    Diese wird numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas über 165200 s, und somit 46 Stunden.
  5. Diesmal ab t=46 Stunden mit 2000000 kg Wasser zu 2,26 MJ/kg Verdampfungsenthalpie:
    Wieder numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas unter 508800 s, und somit 141 Stunden.
  6. Kann mit der Formel
    errechnet werden.
  7. Wieder ab t=30 Minuten mit 1600 t Wasser zu 2,26 MJ/kg Verdampfungsenthalpie:
    Und wieder numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas über 165200 s, und somit 46 Stunden.
  8. Diesmal ab 46 EFWS-Kühlstunden plus 1 Stunde in der Reaktorgrube, also 47 Stunden insgesamt mit 2000 t Wasser im IRWST zu 2,26 MJ/kg Verdampfungsenthalpie:
    Wieder numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas unter 512000 s, und somit 142 Stunden.
  9. Diesmal ab einer Stunde in der Reaktorgrube, also 3600 s mit 2000 t Wasser im IRWST zu 2,26 MJ/kg Verdampfungsenthalpie:
    Wieder numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas unter 230000 s, und somit fast 64 Stunden.
  10. Selbe Annahmen wie oben, nur mit 3400 MWth und 2236 t Wasser im IRWST zu 2,26 MJ/kg Verdampfungsenthalpie. In den Vereinigten Staaten wird mit 6,6% der Nennleistung gerechnet:
    Numerisch im Schießverfahren gelöst, dabei ergibt sich t zu etwas unter 345000 s, und somit etwa 96 Stunden.
  11. Die World Nuclear Association (WNA) gibt die Kosten für Konversion mit $ 13 pro Kilogramm (€ 9,42) an, bezogen auf die Uranmasse. Die Kosten für die BE-Fertigung wird mit $ 240/kg (174 Euro/kg) angegeben. Für die Anreicherung vom Natururan mit 0,711% 235U-Anteil auf 4,9% sind 7 UTA notwendig, und somit 728,84 Euro. Die Uranmasse zur Konversion kann wie folgt bestimmt werden: Mit dem Uranium Enrichment Calculator kann für einen Feed Assay von 0,711%, einen Tail Assay von 0,3% und eine Anreicherung von 4,9% der Uranbedarf auf 11,12 t (Feed) bei 1 t Produkt errechnet werden. Da der Brennstoff als UO2 vorliegt muss über die Molmassen der Bedarf an U3O8 errechnet werden:
    Bei einem Preis von € 82,42 pro kg U3O8 ergeben sich damit 956 Euro pro Kilogramm Brennstoff. Der Urananteil von 11,6 kg U3O8 kann zu
    errechnet werden. Nun können endlich auch die Konversionskosten zu 92,50 Euro pro Kilogramm bestimmt werden. Am Ende werden alle Kosten addiert, und man erhält somit 92,50 Euro Konversion plus 956 Euro U3O8 plus 728,84 Euro für die Anreicherung und 174 Euro für die BE-Fertigung. Zusammen 1951 Euro pro Kilogramm Brennstoff.
  12. Bei einem Abbrand von 70 GWd/t ergeben sich bei € 1951 pro kg Brennstoff und 37% Prozesswirkungsgrad
    Brennstoffkosten.
  13. Mit Hilfe der Annuitätenformel kann dann gerechnet werden:
    beziehungsweise mit Zahlen, bei 5 Mrd. Euro Investitionskosten:
    Bei einer Blockleistung von 1600 MWe und einer Auslastung von 8000 Stunden im Jahr ergeben sich damit
    im 20-jährigen Abschreibungszeitraum.

Einzelnachweise

  1. a b c Areva: The EPR™ Reactor: Evolution to Gen III+ based on proven technology
  2. IAEA Studsvik Report: ADVANCED NUCLEAR REACTOR TYPES AND TECHNOLOGIES
  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
  6. a b CEA: The VULCANO Spreading Programme
  7. [ftp://ftp.cordis.europa.eu/pub/fp5-euratom/docs/fisa2003_3-1_ecostar_en.pdf Ex-Vessel Core Melt Stabilization Research (ECOSTAR)]
  8. Reinhold Christian, u.a.: Atomfreies Mitteleuropa: Chancen und Beiträge Österreichs : Tagungsband zur Veranstaltung der Österreichischen Gesellschaft für Ökologie. R. Christian, 1996. Seite 59.
  9. Bernd Diekmann, u.a.: Energie: physikalische Grundlagen ihrer Erzeugung, Umwandlung und Nutzung. In: Teubner Studienbücher. Vieweg +Teubner, 1997. ISBN 3519130572. Seite 263.
  10. Kerntechnische Gesellschaft im Deutschen Atomforum: Atomwirtschaft, Atomtechnik, Band 34. Handelsblatt GmbH, 1989. Seite 121.
  11. Handelsblatt: Zu Hause geächtet, international begehrt
  12. a b c Unterschiede im gestaffelten Sicherheitskonzept: Vergleich Fukushima Daiichi mit deutschen Anlagen
  13. a b c KIT: Kapitel 3: Fortgeschrittene Leichtwasserreaktoren
  14. a b JAITAPUR EPR REACTOR
  15. 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.“
  16. AREVA: Tests der passiven Sicherheitssysteme des SWR 1000 am neu aufgebauten INKA-Versuchsstand in Karlstein
  17. Areva/Mitsubishi ATMEA1
  18. a b Visiatome – Nucléaire du Futur / Enjeux et Technologies / La voie alternative du thorium
  19. a b Centre national de la recherche scientifique (CNRS) – Parcs symbiotiques RNR-EPR cycle U et Th
  20. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t TVO
  21. a b c d e f g h i j k US-EPR
  22. WNA – Plutonium / Areva's EPR design is capable of running a full core load of MOX.
  23. 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%)
  24. Forschungszentrum Jülich: Optimierte Umwandlung von Plutonium und Americium in Druckwasserreaktoren 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
  25. Thorium Power, Ltd. – Rodman & Renshaw Presentation September 2009 (Die Firma benannte sich am 29.09.2009 in Lightbridge Corporation um)
  26. Advanced reactors with innovative fuels: second workshop proceedings – Thorium Fuel in LWR: An option for an effective reduction of plutonium stockpiles
  27. a b c Vienna University of Technology /Austria
  28. Siemens AG – Raising steam on an unprecedented scale
  29. Alstom – ARABELLE™ Steam Turbine for Nuclear Power Plants
  30. Alstom – Technical Project Datasheet
  31. a b MAIN FEATURES OF THE CORE MELT STABILIZATION SYSTEMOF THE EUROPEAN PRESSURIZED WATER REACTOR (EPR)
  32. a b c UK-EPR: CHAPTER 6: CONTAINMENT AND SAFEGUARD SYSTEMS
  33. a b EDF – EPR Technology Fact Sheet
  34. 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.“
  35. U.S. EPR Standard Design Certification, AREVA NP Inc.
  36. a b c d Areva – EPR™: The safest GEN III+ reactor
  37. THE VALIDITY OF SAFETY GOALS
  38. Nomination of Land adjacent to Oldbury Nuclear Power Station – Further information on flood risk, storm surge and tsunami
  39. STUK – PRELIMINARY SAFETY ASSESSMENT ON OLKILUOTO 4 NUCLEAR POWER PLANT PROJECT
  40. U.S. EPR Mechanical Systems
  41. UK-EPR: FUNDAMENTAL SAFETY OVERVIEW VOLUME 2: DESIGN AND SAFETY
  42. UK-EPR: PCSR – Sub-chapter 6.6 – Emergency Feedwater System (ASG) (EFWS)
  43. PCSR – Sub-chapter 15.3 – PSA of accidents in the spent fuel pool
  44. a b Tim Stack/Areva: EPR Severe Accident Design Features
  45. Application for a desicion-in-principle concerning the construction of an nuclear power plant unit – Olkiluoto 4 / Ensuring fuel integrity
  46. SMiRT-15 EPR Accident Scenarios and Provisions
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