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Kernkraftwerk Vogtle: Unterschied zwischen den Versionen

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Das '''Kernkraftwerk Vogtle''' (englisch ''Vogtle Nuclear Power Plant'', voller Name ''Alvin Ward Vogtle Nuclear Power Plant'') steht nahe der Stadt Waynesboro in Burke County im US-Bundesstaat Georgia. Die Anlage war nach dem [[Kernkraftwerk Hatch]] die zweite Kernkraftanlage im Bundesstaat Georgia. Bekanntheit erlangte die Anlage hinsichtlich des 2008 angekündigten ersten Kernkraftwerksneubau seit dem [[Unfall von Three Mile Island]] im Jahre 1979. Auf der anderen Seite des Savannah Rivers befindet sich im US-Bundesstaat South Carolina die [[Savannah River Site]]. Die Entfernung zu den nächsten größeren Städten beträgt nach Waynesboro 22 Kilometer, sowie nach Augusta, Barnwell und Millen je 40 Kilometer.
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Das '''Kernkraftwerk Vogtle''' (englisch ''Vogtle Nuclear Power Plant'', voller Name ''Alvin Ward Vogtle Nuclear Power Plant'') steht nahe der Stadt Waynesboro in Burke County im US-Bundesstaat Georgia. Die Anlage war nach dem [[Kernkraftwerk Hatch]] die zweite Kernkraftanlage im Bundesstaat Georgia. Bekanntheit erlangte die Anlage hinsichtlich des 2008 angekündigten ersten Kernkraftwerksneubaus seit dem [[Unfall von Three Mile Island]] im Jahre 1979. Auf der anderen Seite des Savannah Rivers befindet sich im US-Bundesstaat South Carolina die [[Savannah River Site]]. Die Entfernung zu den nächsten größeren Städten beträgt nach Waynesboro 22 Kilometer, sowie nach Augusta, Barnwell und Millen je 40 Kilometer. Nach Vollendung der beiden neuen Blöcke 3 und 4 wird die Anlage mit einer Kapazität von 4758 MW das leistungsstärkste Kernkraftwerk der vereinigten Staaten sein und damit das [[Kernkraftwerk Palo Verde]] nahe Phoenix im Bundesstaat Arizona ablösen.
  
 
== Geschichte ==
 
== Geschichte ==
 
Mit den Planungen für ein Kernkraftwerk nahe Hancock Landing am Savannah River begann die Georgia Power Company im Jahre 1971. Geplant waren zunächst zwei Westinghouse-Reaktoren.<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear news, Band 14,Ausgaben 9-12''. American Nuclear Society., 1971.</ref> Allerdings wurden die Planungen noch im selben Jahr auf vier Reaktoren erweitert.<ref>United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: ''Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21''. 1973.</ref> Seitens der Atomic Energy Commission wurde die Euphorie jedoch gestoppt und archäologische Untersuchungen am geplanten Standort aufgrund eines Hinweises der Smithsonian Institution gefordert. Hätte sich jedoch hierbei herausgestellt, dass es sich um eine archäologische Fundstätte handelte, wäre bis auf weiteres keine Baugenehmigung für die Anlage ausgehändigt worden, bis die Arbeiten der Archäologen vollständig abgeschlossen gewesen wären.<ref>U.S. Atomic Energy Commission: ''Annual report to Congress - U.S. Atomic Energy Commission''. Atomic Energy Commission., 1972.</ref>
 
Mit den Planungen für ein Kernkraftwerk nahe Hancock Landing am Savannah River begann die Georgia Power Company im Jahre 1971. Geplant waren zunächst zwei Westinghouse-Reaktoren.<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear news, Band 14,Ausgaben 9-12''. American Nuclear Society., 1971.</ref> Allerdings wurden die Planungen noch im selben Jahr auf vier Reaktoren erweitert.<ref>United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: ''Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21''. 1973.</ref> Seitens der Atomic Energy Commission wurde die Euphorie jedoch gestoppt und archäologische Untersuchungen am geplanten Standort aufgrund eines Hinweises der Smithsonian Institution gefordert. Hätte sich jedoch hierbei herausgestellt, dass es sich um eine archäologische Fundstätte handelte, wäre bis auf weiteres keine Baugenehmigung für die Anlage ausgehändigt worden, bis die Arbeiten der Archäologen vollständig abgeschlossen gewesen wären.<ref>U.S. Atomic Energy Commission: ''Annual report to Congress - U.S. Atomic Energy Commission''. Atomic Energy Commission., 1972.</ref>
  
Für den Bau der Anschlussleitungen der Anlage wurde eine Fläche von {{Konvert|13916|acre|km2}}&nbsp;Quadratkilometern sowie die Abholzung von 0,03&nbsp;% der gesamten Waldfläche von Georgia notwendig. Allerdings hätten weitere archäologische Fundstätten hiervon betroffen sein können, weshalb keine genaueren Untersuchungen seitens des Georgia Power Company hierüber fortgesetzt wurden.<ref name="monitor 102 3">United States. Environmental Protection Agency, u.a.: ''102 monitor, Band 3,Ausgaben 6-12''. Council on Environmental Quality, 1973.</ref> Bis 1974 gab es allerdings Probleme mit der Finanzierung des Projekts, weshalb die Georgia Power Company eine Partnerschaft mit Oglethorpe Electric für das Jahr 1975 anstrebte. Hierdurch wurde das Festkapital für die Anlage von 513&nbsp;Millionen Dollar auf 1,06&nbsp;Milliarden Dollar angehoben. Die Georgia Power Company zog ebenfalls die Beteiligung von Gemeinden und Städten an dem Projekt in Betracht.<ref>American Bar Association. Section of Public Utility Law: ''Annual report''. American Bar Association, 1973.</ref> Als weitere Folge wurden 1974 die Blöcke drei und vier<ref>''2010-2011 Information Digest''. Government Printing Office.</ref> und damit auch der Vertrag für die zwei Kühltürme der Blöcke, die erst 1983 für 21&nbsp;Millionen Dollar bestellt worden waren, storniert.<ref>''Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186''. W.J. Johnston, 1976.</ref> Der Baubeginn für die ersten beiden Blöcke sowie deren Planung wurde bis auf Weiteres gestoppt. Alvin Vogtle, Aufsichtsratsvorsitzender des Konzerns und Namensgeber der Anlage, kritisierte die langsame Lizenzierung der Anlagen und machte auf Schritte aufmerksam, um diese Verfahren zu beschleunigen.<ref>''Power, Band 118,Teil 2''. Hill Pub. Co., 1974.</ref> Am 28.&nbsp;Mai 1974 wurde eine beschränkte Arbeitsgenehmigung für Vorarbeiten ausgehändigt.<ref>''Nuclear engineering international, Band 20''. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1975.</ref>
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Für den Bau der Anschlussleitungen der Anlage wurde eine Fläche von {{Konvert|13916|acre|km2}}&nbsp;Quadratkilometern sowie die Abholzung von 0,03&nbsp;% der gesamten Waldfläche von Georgia notwendig. Allerdings hätten weitere archäologische Fundstätten hiervon betroffen sein können, weshalb keine genaueren Untersuchungen seitens des Georgia Power Company hierüber fortgesetzt wurden.<ref name="monitor 102 3">United States. Environmental Protection Agency, u.a.: ''102 monitor, Band 3,Ausgaben 6-12''. Council on Environmental Quality, 1973.</ref> Bis 1974 gab es allerdings Probleme mit der Finanzierung des Projekts, weshalb die Georgia Power Company eine Partnerschaft mit Oglethorpe Electric für das Jahr 1975 anstrebte. Hierdurch wurde das Eigenkapital für die Anlage von 513&nbsp;Millionen Dollar auf 1,06&nbsp;Milliarden Dollar angehoben. Die Georgia Power Company zog ebenfalls die Beteiligung von Gemeinden und Städten an dem Projekt in Betracht.<ref>American Bar Association. Section of Public Utility Law: ''Annual report''. American Bar Association, 1973.</ref> Als weitere Folge wurden 1974 die Blöcke 3 und 4<ref>''2010-2011 Information Digest''. Government Printing Office.</ref> und damit auch der Vertrag für die zwei Kühltürme der Blöcke, die erst 1983 für 21&nbsp;Millionen Dollar bestellt worden waren, storniert.<ref>''Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186''. W.J. Johnston, 1976.</ref> Der Baubeginn für die ersten beiden Blöcke sowie deren Planung wurde bis auf Weiteres gestoppt. Alvin Vogtle, Aufsichtsratsvorsitzender des Konzerns und Namensgeber der Anlage, kritisierte die langsame Lizenzierung der Anlagen und machte auf Schritte aufmerksam, um diese Verfahren zu beschleunigen.<ref>''Power, Band 118,Teil 2''. Hill Pub. Co., 1974.</ref> Am 28.&nbsp;Mai 1974 wurde eine beschränkte Arbeitsgenehmigung für Vorarbeiten ausgehändigt.<ref>''Nuclear engineering international, Band 20''. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1975.</ref>
  
Noch am 28.&nbsp;Juni 1974 wurde die Baugenehmigung für alle vier Blöcke seitens der Atomic Energy Comission erteilt. Die Inbetriebnahme hätte 1980 und 1981 stattfinden können.<ref>Kerntechnische Gesellschaft im Deutschen Atomforum: ''Atomwirtschaft, Atomtechnik, Band 19''. Handelsblatt GmbH, 1974.</ref> Im September 1974 wurden jedoch die Vorarbeiten für das gesamte Projekt mit der Option, den Bau von Block eins und zwei im Jahre 1976 fortzusetzen, bis auf Weiteres gestoppt. Dies würde allerdings eine Verschiebung der Betriebsaufnahme zur Folge haben. Zwischenzeitlich sollten die Hearings stattfinden, die allerdings nicht mehr gegen die Baugenehmigung geführt werden konnten. Zeitgleich versuchte die Gesellschaft, weitere Minderheitseigentümer für die Anlage zu finden, um die Kapitalkosten weiter aufzustocken. Bis zum Sommer 1975 war unklar, ob die Anlage überhaupt errichtet werden würde.<ref>U.S. Nuclear Regulatory Commission, u.a.: ''Nuclear Regulatory Commission issuances: opinions and decisions of the Nuclear Regulatory Commission with selected orders, Band 5,Teil 1''. United States Nuclear Regulatory Commission, 1977.</ref> Bereits 1976 fanden sich zwei weitere Anteilseigner, so unter anderem die Municipal Electric Authority of Georgia sowie die Stadt Dalton, weshalb mit den Arbeiten an der Anlage begonnen werden konnte. Um weitere Einsparungen vorzubereiten, hat die Georgia Power Company die Planungen für das Kraftwerk Scherer verschoben.<ref>''Corporation annual reports to shareholders''. 1976.</ref> Die Beteiligung am Kernkraftwerk Vogtle teilte sich unter den Anteilseignern wie folgt auf:<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear news, Band 19,Ausgaben 12-15''. American Nuclear Society., 1976.</ref>
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Noch am 28.&nbsp;Juni 1974 wurde die Baugenehmigung für alle vier Blöcke seitens der Atomic Energy Comission erteilt. Die Inbetriebnahme hätte 1980 und 1981 stattfinden können.<ref>Kerntechnische Gesellschaft im Deutschen Atomforum: ''Atomwirtschaft, Atomtechnik, Band 19''. Handelsblatt GmbH, 1974.</ref> Im September 1974 wurden jedoch die Vorarbeiten für das gesamte Projekt mit der Option, den Bau von Block 1 und 2 im Jahre 1976 fortzusetzen, bis auf Weiteres gestoppt. Dies hätte allerdings eine Verschiebung der Betriebsaufnahme zur Folge gehabt. Zwischenzeitlich sollten die Hearings stattfinden, die allerdings nicht mehr gegen die Baugenehmigung geführt werden konnten. Zeitgleich versuchte die Gesellschaft, weitere Minderheitseigentümer für die Anlage zu finden, um das Kapital weiter aufzustocken. Bis zum Sommer 1975 war unklar, ob die Anlage überhaupt errichtet werden würde.<ref>U.S. Nuclear Regulatory Commission, u.a.: ''Nuclear Regulatory Commission issuances: opinions and decisions of the Nuclear Regulatory Commission with selected orders, Band 5,Teil 1''. United States Nuclear Regulatory Commission, 1977.</ref> Bereits 1976 fanden sich zwei weitere Anteilseigner, so unter anderem die Municipal Electric Authority of Georgia sowie die Stadt Dalton, weshalb mit den Arbeiten an der Anlage begonnen werden konnte. Um weitere Einsparungen vorzubereiten, hatte die Georgia Power Company die Planungen für das Kraftwerk Scherer verschoben.<ref>''Corporation annual reports to shareholders''. 1976.</ref> Die Beteiligung am Kernkraftwerk Vogtle teilte sich unter den Anteilseignern wie folgt auf:<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear news, Band 19,Ausgaben 12-15''. American Nuclear Society., 1976.</ref>
 
* 50,7&nbsp;% Georgia Power Company (''Mehrheitseigentümer'')
 
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* 30,0&nbsp;% Oglethorpe Electric Membership Corporation
 
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Ehemals plante die Georgia Power Company, mindestens 90&nbsp;% an dem Kernkraftwerk zu halten, allerdings verbot Alvin Vogtle, der den Mutterkonzern Southern Company leitete, dem Tochterunternehmen, so große Anteile für sich selbst zu bestimmen. Er ermahnte die Gesellschaft und wies darauf hin, dass die Southern Company überhaupt glücklich sei, dass sich Investoren für die Anlage sich haben finden lassen. So konnten 100&nbsp;Millionen Dollar für die Stornierung der Anlage gespart werden.<ref>Jack Doyle, u.a.: ''Lines across the land: rural electric cooperatives, the changing politics of energy in rural America''. The Rural Land & Energy Project, Environmental Policy Institute, 1979.</ref>
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Ehemals plante die Georgia Power Company, mindestens 90&nbsp;% an dem Kernkraftwerk zu halten, allerdings verbot Alvin Vogtle, der den Mutterkonzern Southern Company leitete, dem Tochterunternehmen, so große Anteile für sich selbst zu bestimmen. Er ermahnte die Gesellschaft und wies darauf hin, dass die Southern Company glücklich darüber sein müsse, Investoren für die Anlage gefunden zu haben. So konnten 100&nbsp;Millionen Dollar für die Stornierung der Anlage gespart werden.<ref>Jack Doyle, u.a.: ''Lines across the land: rural electric cooperatives, the changing politics of energy in rural America''. The Rural Land & Energy Project, Environmental Policy Institute, 1979.</ref>
  
 
=== Bau ===
 
=== Bau ===
Mit dem Bau der beiden Reaktoren wurde am ersten August 1976 begonnen.<ref name="IAEA"/> Die Kosten für die beiden Blöcke wurden 1973 noch auf 660&nbsp;Millionen Dollar kalkuliert.<ref>''Nuclear engineering international, Band 18''. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1973.</ref> Allerdings stiegen die Kosten bis 1980 weiter an, sodass die Georgia Power Company im gleichen Jahr 30&nbsp;% ihrer Anteile an einem der Kernkraftwerke in Florida verkaufte, um die Kosten weiter decken zu können. Hierbei konnte die Gesellschaft nur einen Gewinn von 900000&nbsp;Dollar erzielen, jedoch genug, um die vorübergehenden Baukosten für Vogtle zu decken.<ref>''South, Band 7,Ausgaben 1-2''. Southern Business Pub. Co., 1980.</ref> Alleine zwischen 1972 und 1982 wurden bereits aufgrund intensiver Kostensteigerungen und dem Schock nach dem Unfall im [[Kernkraftwerk Three Mile Island]] 100&nbsp;Reaktoren für zehn Milliarden Dollar alleine in den USA storniert, wobei die [[Nuclear Regulatory Comission]] in einer Liste ebenfalls die Stornierung von Block zwei des Kernkraftwerks Vogtle erwartete, da die Finanzierung fraglich war.<ref>Bureau of National Affairs (Arlington, Va.): ''Energy users report, Band 11''. Bureau of National Affairs., 1983.</ref> Da das Kernkraftwerk Vogtle hinsichtlich der Kosten und der objektiven Größe das größte Bauprojekt in Georgia bis 1985 wurde, wurde eine Kostenprüfung vorgenommen. Demnach stockte die Georgia Power Company die Gesamtkosten für die Vollendung des Kernkraftwerks auf 7,2&nbsp;Milliarden Dollar auf. Da die Firma weitere Anteile an ihre Partner für den Kraftwerksbau überschrieb, beliefen sich die Anteilskosten der Gesellschaft nur auf 3,1&nbsp;Milliarden Dollar. Seitens der Rating-Agentur Moodys haben die Kosten aufgrund der vielen Anteilseigner noch nicht den Punkt der Stornierung erreicht.<ref>Moody's Investors Service: ''Moody's transportation news reports, Band 57''. Moody's Investors Service, 1985.</ref>
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Mit dem Bau der beiden Reaktoren wurde am 1.&nbsp;August 1976 begonnen.<ref name="IAEA"/> Die Kosten für die beiden Blöcke wurden 1973 noch auf 660&nbsp;Millionen Dollar kalkuliert.<ref>''Nuclear engineering international, Band 18''. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1973.</ref> Allerdings stiegen die Kosten bis 1980 weiter an, sodass die Georgia Power Company im gleichen Jahr 30&nbsp;% ihrer Anteile an einem der Kernkraftwerke in Florida verkaufte, um die Kosten weiter decken zu können. Hierbei konnte die Gesellschaft nur einen Gewinn von 900.000&nbsp;Dollar erzielen, jedoch genug, um die vorübergehenden Baukosten für Vogtle zu decken.<ref>''South, Band 7,Ausgaben 1-2''. Southern Business Pub. Co., 1980.</ref> Alleine zwischen 1972 und 1982 wurden bereits aufgrund intensiver Kostensteigerungen und dem Schock nach dem Unfall im [[Kernkraftwerk Three Mile Island]] 100&nbsp;Reaktoren für zehn Milliarden Dollar alleine in den USA storniert, wobei die [[Nuclear Regulatory Comission]] in einer Liste ebenfalls die Stornierung von Block 2 des Kernkraftwerks Vogtle erwartete, da die Finanzierung fraglich war.<ref>Bureau of National Affairs (Arlington, Va.): ''Energy users report, Band 11''. Bureau of National Affairs., 1983.</ref> Da das Kernkraftwerk Vogtle hinsichtlich der Kosten und der Blockgröße bis 1985 das größte Bauprojekt in Georgia wurde, wurde eine Kostenprüfung vorgenommen. Danach stockte die Georgia Power Company die Gesamtkosten für die Vollendung des Kernkraftwerks auf 7,2&nbsp;Milliarden Dollar auf. Da die Firma weitere Anteile an ihre Partner für den Kraftwerksbau überschrieb, beliefen sich die Anteilskosten der Gesellschaft nur auf 3,1&nbsp;Milliarden Dollar. Nach Ansicht der Rating-Agentur Moodys hatten die Kosten aufgrund der vielen Anteilseigner noch nicht den Punkt der Stornierung erreicht.<ref>Moody's Investors Service: ''Moody's transportation news reports, Band 57''. Moody's Investors Service, 1985.</ref>
  
Noch 1984 verkaufte die Georgia Power Company weitere fünf Prozent ihrer Anteile an die Municipal Electric Authority of Georgia. Grund sind die Baukosten, die die Georgia Power Company immer weiter in Bedrängnis bringt. Durch den Verkauf sollte eine Kostenentlastung in Höhe von 240&nbsp;Millionen Dollar für Georgia Power und eine weitere Belastung dieses Betrags von Municipal Electric Authority of Georgia stattfinden. Die Anteile teilen sich nun wie folgt auf:<ref>''Moody's bond survey, Band 76,Ausgaben 40-53''. Moody's Investors Service., 1984.</ref>
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Noch 1984 verkaufte die Georgia Power Company weitere fünf Prozent ihrer Anteile an die Municipal Electric Authority of Georgia. Grund waren die Baukosten, die die Georgia Power Company immer weiter in Bedrängnis brachten. Durch den Verkauf sollte eine Kostenentlastung in Höhe von 240&nbsp;Millionen Dollar für Georgia Power herausspringen, und eine weitere Belastung der Municipal Electric Authority of Georgia mit diesem Betrags stattfinden. Die Anteile teilen sich nun wie folgt auf:<ref>''Moody's bond survey, Band 76,Ausgaben 40-53''. Moody's Investors Service., 1984.</ref>
 
* 45,7&nbsp;% Georgia Power Company (''Mehrheitseigentümer'')
 
* 45,7&nbsp;% Georgia Power Company (''Mehrheitseigentümer'')
 
* 30,0&nbsp;% Oglethorpe Electric Membership Corporation
 
* 30,0&nbsp;% Oglethorpe Electric Membership Corporation
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* {{0}}1,6&nbsp;% Stadt Dalton
 
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Da das Projekt seitens des Staates Georgia und der Gesellschaft das größte finanzielle Projekt im Staat ist, wurde seitens der regierenden Partei im Bundesstaat dieses gefährliche Spiel mit dem Geld kritisiert. Würde die Anlage im letzen Moment storniert werden, so würde nicht nur die Georgia Power Company, sondern auch die Southern Company sowie der Bundesstaat Georgia vor einem wirtschaftlichen Zusammenbruch stehen. Dies mobilisierte erstmals Gegner gegen das Kernkraftwerk Vogtle.<ref>Institute for Southern Studies: ''Southern exposure, Band 13''. Institute for Southern Studies., 1985.</ref> Um die Kosten auszugleichen erhöhte die Georgia Power Company die Strompreise um 31&nbsp;%, um die Kosten für das 1987 bereits 8,87&nbsp;milliarden Dollar teure Kernkraftwerk zu decken.<ref>Crowell-Collier Educational Corporation, u.a.: ''Year book covering the year ...''. Crowell-Collier Educational Corp., 1987.</ref> Bis 1989 erhöhten sich die Kosten auf 9,2&nbsp;Milliarden Dollar. Das sind 800&nbsp;Millionen Dollar mehr, als die Georgia Power Company eigentlich zahlen wollte. Da aber die Inbetriebnahme des ersten Reaktors in den nächsten zehn Monaten erfolgen sollte, wurde der Bau fortgesetzt.<ref>''Engineering news-record, Band 216,Ausgaben 14-25''. McGraw-Hill, 1986.</ref>
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Da der Bau das größte finanzielle Projekt im Staate war, wurde seitens der regierenden Partei im Bundesstaat dieses gefährliche Spiel mit Geld kritisiert. Würde die Anlage im letzen Moment storniert werden, so würde nicht nur die Georgia Power Company, sondern auch die Southern Company und der Bundesstaat Georgia vor dem wirtschaftlichen Zusammenbruch stehen. Dies mobilisierte erstmals Gegner gegen das Kernkraftwerk Vogtle.<ref>Institute for Southern Studies: ''Southern exposure, Band 13''. Institute for Southern Studies., 1985.</ref> Um die Kosten auszugleichen erhöhte die Georgia Power Company die Strompreise um 31&nbsp;%, um die Kosten für das 1987 bereits 8,87&nbsp;Milliarden Dollar teure Kernkraftwerk zu decken.<ref>Crowell-Collier Educational Corporation, u.a.: ''Year book covering the year ...''. Crowell-Collier Educational Corp., 1987.</ref> Bis 1989 erhöhten sich die Kosten auf 9,2&nbsp;Milliarden Dollar. Das sind 800&nbsp;Millionen Dollar mehr, als die Georgia Power Company eigentlich zahlen wollte. Da aber die Inbetriebnahme des ersten Reaktors in den nächsten zehn Monaten erfolgen sollte, wurde der Bau fortgesetzt.<ref>''Engineering news-record, Band 216,Ausgaben 14-25''. McGraw-Hill, 1986.</ref>
  
 
=== Betrieb ===
 
=== Betrieb ===
 
[[Datei:Vogtle NPP.jpg|miniatur|Die beiden Blöcke bei Nacht]]
 
[[Datei:Vogtle NPP.jpg|miniatur|Die beiden Blöcke bei Nacht]]
Am 27.&nbsp;März 1987 wurde der erste Block erstmals für die Abgabe der Elektrizität mit dem Netz synchronisiert. Mm ersten Juni 1987 erfolgte die Übergabe in den kommerziellen Betrieb.<ref name="IAEA"/> Im Oktober 1988 wurde ein Ventil in unsachgemäße Stellung in einen der beiden Blöcke gebracht. Dadurch wurde eine direkte Verbindung zwischen den Tank für flüssige radioaktive Abfälle aus dem Reaktor direkt mit dem Reaktor geschaffen während des Betriebs. Hierdurch wollten sich die Operatoren die Arbeit für die Reinigung des Reaktors erleichtern. Allerdings stellt dies einen Zustand dar, in dem der Reaktor keinesfalls gefahren werden darf. Seitens des Betreibers wurde dies nie öffentlich gemacht, mit welchen Methoden die Reinigung erfolgte. Erst im Januar 1990 wurde die Nuclear Regulatory Comission darauf aufmerksam und überlegte die Verhängung eines Bußgeldes von 100000&nbsp;Dollar gegen die Georgia Power Company.<ref>United States. Dept. of Energy. Technical Information Center, u.a.: ''Nuclear safety''. Technical Information Center of the U.S. Dept. of Energy, 1992.</ref>
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Am 27.&nbsp;März 1987 wurde der erste Block erstmals für die Abgabe der Elektrizität mit dem Netz synchronisiert. Am 1.&nbsp;Juni 1987 erfolgte die Übergabe in den kommerziellen Betrieb.<ref name="IAEA"/> Im Oktober 1988 wurde ein Ventil in unsachgemäße Stellung in einen der beiden Blöcke gebracht. Dadurch wurde eine direkte Verbindung zwischen den Tank für flüssige radioaktive Abfälle aus dem Reaktor und dem Reaktor während des Betriebs geschaffen. Hierdurch wollten sich die Operatoren die Arbeit für die Reinigung des Reaktors erleichtern. Allerdings stellt dies einen Zustand dar, in dem der Reaktor keinesfalls gefahren werden darf. Seitens des Betreibers wurde dies nie öffentlich gemacht, mit welchen Methoden die Reinigung erfolgte. Erst im Januar 1990 wurde die Nuclear Regulatory Comission darauf aufmerksam und verhängte ein Bußgeld von 100.000&nbsp;Dollar gegen die Georgia Power Company.<ref>United States. Dept. of Energy. Technical Information Center, u.a.: ''Nuclear safety''. Technical Information Center of the U.S. Dept. of Energy, 1992.</ref>
  
Block zwei folgte am zehnten April 1989 mit der Netzsynchronisation und am 20.&nbsp;Mai 1989 mit dem kommerziellen Betrieb.<ref name="IAEA"/> Doch noch im gleichen Jahr bemängelte die State Public Service Comission die Finanzierung und erkannte einen Teil der Investitionen in die Anlage ab, um einerseits den finanziell maroden Zustand der Georgia Power Company zu stützen, andererseits um versuchsweise die Erzeugungskosten für die Elektrizität aus dem Kernkraftwerk Vogtle zu senken. Dieser Schritt führte dazu, dass die Baukosten insgesamt zurück auf 8,87&nbsp;Milliarden Dollar gedrückt werden konnten.<ref>Moody's Investors Service: ''Moody's public utility news reports, Band 62''. Moody's Investors Service, Inc., 1990.</ref> Um die Anlage überhaupt weiter Finanzieren zu können und um konkurrenzfähig Elektrizität zu erzeugen wurde der Konzern aufgefordert die Erzeugungskosten bis auf weiteres schrittweise zu senken.<ref>Public Utilities Reports, inc: ''Annual digest of public utilities reports''. Public Utilities Reports, Inc., 1991.</ref>
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Block 2 folgte am 10.&nbsp;April 1989 mit der Netzsynchronisation und am 20.&nbsp;Mai 1989 mit dem kommerziellen Betrieb.<ref name="IAEA"/> Doch noch im gleichen Jahr bemängelte die State Public Service Comission die Finanzierung und verzichtete auf einen Anteil an der Anlage, um einerseits den finanziell maroden Zustand der Georgia Power Company zu stützen, andererseits um versuchsweise die Erzeugungskosten für die Elektrizität aus dem Kernkraftwerk Vogtle zu senken. Dieser Schritt führte dazu, dass die Baukosten insgesamt zurück auf 8,87&nbsp;Milliarden Dollar gedrückt werden konnten.<ref>Moody's Investors Service: ''Moody's public utility news reports, Band 62''. Moody's Investors Service, Inc., 1990.</ref> Um die Anlage überhaupt weiter Finanzieren zu können und um konkurrenzfähig Elektrizität zu erzeugen wurde der Konzern aufgefordert die Erzeugungskosten bis auf weiteres schrittweise zu senken.<ref>Public Utilities Reports, inc: ''Annual digest of public utilities reports''. Public Utilities Reports, Inc., 1991.</ref>
  
Am 20.&nbsp;März 1990 kam es zu dem bisher schwersten Zwischenfall in der Anlage. Block eins befand sich zu diesem Zeit in der Revision, Block zwei im normalen Betrieb. Um 9:20&nbsp;Uhr morgens fuhr ein Lastwagen auf das Gelände, der Treibstoff und Schmieröle geladen hatte. Der Lastwagenfahrer war im bereich der Schaltanlage unterwegs und fuhr mit dem Laster gegen einen Hochspannungsmast, der die Leitungen für die externe Reservestromversorgung des Transformator&nbsp;A von ersten Blockes und dem Transformator&nbsp;B des zweiten Blockes trägt. In der Folge fiel die Stromversorgung für diese beiden Transformatoren vollständig aus. Grund ist ein zerbrochener Isolator an der Phase&nbsp;C (in Deutschland L3) die schließlich einen Erdschluss herbeiführte. Dadurch die Transformatoren immer mit Strom versorgt werden müssen und essentiell für die Betriebs- und Nachbetriebsphase sind, sprangen für Block zwei die Dieselgeneratoren an, um die Stromversorgung zu sichern. Aufgrund eines falsch geschalteten Transformators kam es jedoch zu einer [[Turbinenschnallabschaltung]] mit folgender [[Reaktorschnellabschaltung]]. Bei Block eins war die Lage komplizierter, dadurch die Dieselgeneratoren für den zweiten Redudanten Strang&nbsp;B sich aktuell in Wartung befanden und nicht gestartet werden konnten. In der Folge konnte die Pumpe zur Nachwärmeabfuhr nicht gestartet werden.<ref name="NRC90-95">Nuclear Regulatory Comisson: ''Information Notice No. 90-25:  LOSS OF VITAL AC POWER WITH SUBSEQUENT; REACTOR COOLANT SYSTEM HEAT-UP''. April 16, 1990. ([http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/gen-comm/info-notices/1990/in90025.html Online-Version])</ref>
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Am 20.&nbsp;März 1990 kam es zu dem bisher schwersten Zwischenfall in der Anlage. Block 1 befand sich zu diesem Zeit in der Revision, Block 2 im normalen Betrieb. Um 9:20&nbsp;Uhr morgens fuhr ein Lastwagen auf das Gelände, der Treibstoff und Schmieröle geladen hatte. Der Lastwagenfahrer war im bereich der Schaltanlage unterwegs und fuhr mit dem Laster gegen einen Hochspannungsmast, der die Leitungen für die externe Reservestromversorgung des Transformators&nbsp;A des ersten Blocks und dem Transformator&nbsp;B des zweiten Blocks trägt. In der Folge fiel die Stromversorgung für diese beiden Transformatoren vollständig aus. Grund war ein zerbrochener Isolator an der Phase&nbsp;C (in Deutschland L3) die schließlich einen Erdschluss herbeiführte. Da die Transformatoren immer mit Strom versorgt werden müssen und essentiell für die Betriebs- und Nachbetriebsphase sind, sprangen für Block 2 die Dieselgeneratoren an, um die Stromversorgung zu sichern. Aufgrund eines falsch geschalteten Transformators kam es jedoch zu einer Turbinenschnallabschaltung mit folgender [[Reaktorschnellabschaltung]]. Bei Block 1 war die Lage komplizierter, da sich die Dieselgeneratoren für den zweiten Redundanten Strang&nbsp;B aktuell in Wartung befanden und nicht gestartet werden konnten. In der Folge konnte die Pumpe zur Nachwärmeabfuhr nicht gestartet werden.<ref name="NRC90-95">Nuclear Regulatory Comisson: ''Information Notice No. 90-25:  LOSS OF VITAL AC POWER WITH SUBSEQUENT; REACTOR COOLANT SYSTEM HEAT-UP''. April 16, 1990. ([http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/gen-comm/info-notices/1990/in90025.html Online-Version])</ref>
  
Am betroffenen Strang&nbsp;A fiel die Spannung ab, sodass sich die Dieselgeneratoren des Strang&nbsp;A einschalteten. Allerdings fiel das System nach einer Minute und 20&nbsp;Sekunden aus unbekannten Gründen Vollständig aus. In der folge wurde um 9:40&nbsp;Uhr der Notstand im Kernkraftwerk erklärt. Als Grund hierfür gilt der Abschnitt der internen und externen Stromversorgung des ersten Blocks für mehr als 15&nbsp;Minuten. 18&nbsp;Minuten nach dem ersten Start der Dieselgeneratoren für Strang&nbsp;A wurden diese Zurückgesetzt, sodass das System erneut anfuhr, aufgrund des Spannungsausfalles. Allerdings stoppten diese nach einer Minute und zehn Sekunden erneut. Um 9:56&nbsp;Uhr wurde ein manueller Start der Dieselgeneratoren vorgenommen, womit einige der möglichen Abschaltursachen blockiert wurden. Dieser Versuch verlief erfolgreich, sodass die Nachwärmeabfuhrpumpe wieder in Betrieb genommen werden konnte. Um 10:15&nbsp;Uhr wurde der Notstand zu einem Alarm heruntergestuft. Die Temperatur des geöffneten Reaktors stieg während der 36&nbsp;Minuten von 90&nbsp;°F auf 136&nbsp;°F an. Nachdem die Wartungen am Strang&nbsp;B um 11:40&nbsp;Uhr beendet waren übernahm dieser um 12:38&nbsp;Uhr den weiteren Betrieb. Hierbei wurde festgestellt, dass es nicht möglich war die Versorgung der Stränge untereinander Blockspezifisch oder Blockübergreifen miteinander zu brücken. Grund hierfür waren die Vorschriften des Lizenzgebers, der keinerlei Vorschriften darüber verhängte.<ref name="NRC90-95"/> In der Folge wurden Verbesserungen am System vorgenommen, sowie die Lizenzierungsleitlinien seitens der Nuclear Regulatory Comission verbessert.<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear technology, Band 100''. American Nuclear Society, 1992.</ref>
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Am betroffenen Strang&nbsp;A fiel die Spannung ab, sodass sich die Dieselgeneratoren des Stranges&nbsp;A einschalteten. Allerdings fiel das System nach einer Minute und 20&nbsp;Sekunden aus unbekannten Gründen vollständig aus. In der Folge wurde um 9:40&nbsp;Uhr der Notstand im Kernkraftwerk erklärt. Als Grund hierfür galt der Abschnitt von der internen und externen Stromversorgung des ersten Blocks für mehr als 15&nbsp;Minuten. 18&nbsp;Minuten nach dem ersten Start der Dieselgeneratoren für Strang&nbsp;A wurden diese zurückgesetzt, sodass das System aufgrund des Spannungsausfalles erneut anfuhr. Allerdings stoppten diese nach einer Minute und zehn Sekunden erneut. Um 9:56&nbsp;Uhr wurde ein manueller Start der Dieselgeneratoren vorgenommen, womit einige der möglichen Abschaltursachen blockiert wurden. Dieser Versuch verlief erfolgreich, sodass die Nachwärmeabfuhrpumpe wieder in Betrieb genommen werden konnte. Um 10:15&nbsp;Uhr wurde der Notstand zu einem Alarm heruntergestuft. Die Temperatur des geöffneten Reaktors stieg während der 36&nbsp;Minuten von 90&nbsp;°F auf 136&nbsp;°F an. Nachdem die Wartungen am Strang&nbsp;B um 11:40&nbsp;Uhr beendet waren übernahm dieser um 12:38&nbsp;Uhr den weiteren Betrieb. Hierbei wurde festgestellt, dass es nicht möglich war die Versorgung der Stränge untereinander blockspezifisch oder blockübergreifen zu überbrücken. Grund hierfür waren die Vorschriften des Lizenzgebers, der keinerlei Angaben dazu machte.<ref name="NRC90-95"/> In der Folge wurden Verbesserungen am System vorgenommen, sowie die Lizenzierungsleitlinien der Nuclear Regulatory Comission verbessert.<ref>American Nuclear Society: ''Nuclear technology, Band 100''. American Nuclear Society, 1992.</ref>
  
Im Jahr 1995 wurden erstmals physische Verbesserungen an beiden Blöcken vorgenommen. Hierfür war eine Überarbeitung der Betriebslizenz erforderlich, dadurch die Erzeugungsleistung angehoben werden konnte.<ref>Mary J. Hutzler, u.a.: ''Voluntary reporting of greenhouse gases, 1995''. Energy Information Administration, Office of Integrated Analysis and Forecasting, U.S. Dept. of Energy, 1996.</ref> Ebenso installierte die Westinghouse Owners Group eine Pilotanlage zum Prüfen von Ventilen im [[Kernnotkühlsystem]].<ref>American Society of Mechanical Engineers, u.a.: ''Risk-based inservice testing: development of guidelines : an ASME research report, Band 1''. In: CRTD (Series); Risk-based Inservice Testing: Development of Guidelines : an ASME Research Report, American Society of Mechanical Engineers. Research; Task Force on Risk-Based Inservice Testing Technology. American Society of Mechanical Engineers, 1996. ISBN 0791812251.</ref> Im Jahre 1998 wurden umfangreiche Verbesserungen an der Betriebsführung vorgenommen. So wurde die Erzeugungsleistung gesteigert und Verbesserungen an der Strahlungsüberwachung durchgeführt, sowie zur besseren Überwachung der Systeme. Alle vier Monate sollten die sicherheitsrelevanten Teile der Anlage auf Probleme untersucht werden.<ref>American Institute of Physics, u.a.: ''Science abstracts: Physics abstracts, Ausgaben 15858-23364''. Institution of Electrical Engineers., 1998.</ref>
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Im Jahr 1995 wurden erstmals wirtschaftliche Verbesserungen an beiden Blöcken vorgenommen. Hierfür war eine Überarbeitung der Betriebslizenz erforderlich, da dadurch die Erzeugungsleistung angehoben werden konnte.<ref>Mary J. Hutzler, u.a.: ''Voluntary reporting of greenhouse gases, 1995''. Energy Information Administration, Office of Integrated Analysis and Forecasting, U.S. Dept. of Energy, 1996.</ref> Ebenso installierte die Westinghouse Owners Group eine Pilotanlage zum Prüfen von Ventilen im [[Kernnotkühlsystem]].<ref>American Society of Mechanical Engineers, u.a.: ''Risk-based inservice testing: development of guidelines : an ASME research report, Band 1''. In: CRTD (Series); Risk-based Inservice Testing: Development of Guidelines : an ASME Research Report, American Society of Mechanical Engineers. Research; Task Force on Risk-Based Inservice Testing Technology. American Society of Mechanical Engineers, 1996. ISBN 0791812251.</ref> Im Jahre 1998 wurden umfangreiche Verbesserungen an der Betriebsführung vorgenommen. So wurde die Erzeugungsleistung gesteigert und Verbesserungen an der Strahlungsüberwachung durchgeführt, sowie eine bessere Überwachung der Systeme implementiert. Die sicherheitsrelevanten Teile der Anlage sollten nun alle vier Monate auf Probleme untersucht werden.<ref>American Institute of Physics, u.a.: ''Science abstracts: Physics abstracts, Ausgaben 15858-23364''. Institution of Electrical Engineers., 1998.</ref>
  
 
== Technische Details ==
 
== Technische Details ==
Die beiden Blöcke der Anlage, sowie der zwei stornierten Anlagen sind [[Kernreaktoren]] des Typs Westinghouse 4-loop der 1150&nbsp;MW-Klasse. Die Reaktoren hatten im Basisdesign eine Leistung von 3425&nbsp;MW bei einer elektrischen Leistung von 1100&nbsp;MW netto. Die Betriebsgrenzen des Reaktordesigns liegen bei einer thermischen Leistung von 3579&nbsp;MW und 1159&nbsp;MW netto elektrisch, die für eine Leistungserhöhung bereits eingeplant worden waren.<ref name="gra 73">United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: ''Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21''. 1973.</ref> Heute erreichen die beiden errichteten Blöcke eine elektrische Leitung von 1150&nbsp;MW netto bei einer Leistung von 1203&nbsp;MW brutto (Block eins), beziehungsweise 1152&nbsp;MW netto bei 1202&nbsp;MW brutto (Block zwei).<ref name="IAEA"/> Das Kühlsystem der Anlage ist als geschlossenes System ausgelegt mit einem Naturzug-Nasskühlturm je Block.<ref name="gra 73"/> Jeder der beiden Kühltürme hat eine Höhe von {{Konvert|550|ft|m}}&nbsp;meter und einen Basisdurchmesser von {{Konvert|440|ft|m}}&nbsp;meter. Die Kapazität jedes Turms beträgt {{Konvert|475000|gal|L}}&nbsp;Liter pro Minute.<ref>''Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186''. W.J. Johnston, 1976.</ref> Das Wasser für dieses System wird aus dem anliegenden Savannah River entnommen,<ref name="gra 73"/> insgesamt {{Konvert|14930|gal|L}}&nbsp;Liter pro Minute je Block.<ref name="monitor 102 3"/>
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Die beiden Blöcke der Anlage, sowie der zwei stornierten Anlagen sind [[Kernreaktoren]] des Typs Westinghouse 4-loop der 1150&nbsp;MW-Klasse. Die Reaktoren hatten im Basisdesign eine Leistung von 3425&nbsp;MW bei einer elektrischen Leistung von 1100&nbsp;MW netto. Die Betriebsgrenzen des Reaktordesigns liegen bei einer thermischen Leistung von 3579&nbsp;MW und 1159&nbsp;MW netto elektrisch, die für eine Leistungserhöhung bereits eingeplant worden waren.<ref name="gra 73">United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: ''Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21''. 1973.</ref> Heute erreichen die beiden errichteten Blöcke eine elektrische Leitung von 1150&nbsp;MW netto bei einer Leistung von 1229&nbsp;MW brutto (Block 1), beziehungsweise 1152&nbsp;MW netto bei 1229&nbsp;MW brutto (Block 2).<ref name="IAEA"/> Das Kühlsystem der Anlage ist als geschlossenes System ausgelegt mit einem Naturzug-Nasskühlturm je Block.<ref name="gra 73"/> Jeder der beiden Kühltürme hat eine Höhe von {{Konvert|550|ft|m}}&nbsp;m und einen Basisdurchmesser von {{Konvert|440|ft|m}}&nbsp;m. Die Kapazität jedes Turms beträgt {{Konvert|475000|gal|L}}&nbsp;Liter pro Minute.<ref>''Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186''. W.J. Johnston, 1976.</ref> Das Wasser für dieses System wird aus dem anliegenden Savannah River entnommen,<ref name="gra 73"/> insgesamt {{Konvert|14930|gal|L}}&nbsp;Liter pro Minute je Block.<ref name="monitor 102 3"/>
  
 
== Neubau Block 3 und 4 ==
 
== Neubau Block 3 und 4 ==
Am 31.&nbsp;März 2008 reichte der Mutterkonzern der Georgia Power Company, die Southern Company, einen Antrag für eine kombinierte Bau- und Betriebslizenz (engl. ''Combined Construction and Operating License'', kurz ''COL'') bei der Nuclear Regulatory Comission ein für die Errichtung von zwei weiteren Reaktoren am Standort Vogtle ein.<ref name="ISBN_1437928277">Mark Holt: ''Nuclear Energy Policy''. DIANE Publishing, 2010. ISBN 1437928277.</ref> Nach Plan soll diese Lizenz bis zum 24.&nbsp;August 2011 genehmigt und dem Bauherren und Betreiber ausgehändigt werden.<ref name="ISBN_4431997784">Takeshi Yao: ''Zero-Carbon Energy Kyoto 2009: Proceedings of the First International Symposium of Kyoto University GCOE of Energy Science, Kyoto, Japan, August 2009''. In: Green Energy and Technology. Springer, 2010. ISBN 4431997784.</ref> Damit könnte frühstens mit dem Baubeginn im Jahre 2011 gerechnet werden, mit dem Betrieb frühstens 2017.<ref>''The petroleum economist, Band 76''. Petroleum Press Bureau, 2009.</ref> Die Anteile, Eigentümer und Betreiber für die neuen Blöcke werden gleich den ersten beiden Reaktoren unter der Georgia Power Company als Mehrheitseigentümer (bzw. der Mutterkonzern Souther Company) zwischen den Unternehmen Oglethorpe Power, und der Municipal Electric Authority of Georgia in gleichen Teilen aufgeteilt.<ref>Michael D. Scott, u.a.: ''Financing New Nuclear Power Plants – Opportunities, Challenges and Options for Governments, Sponsors and the Private Markets''. In: INPRO Dialogue Forum on Nuclear Energy Innovations. Wien, 4. bis 7. Oktober 2010. ([http://www.iaea.org/INPRO/2nd_Dialogue_Forum/Michael_Scott_Financing_new_NPPs.pdf Online-Version])</ref> Die Kosten für die beiden neuen 1100&nbsp;MW-Reaktoren wurden auf 14&nbsp;Milliarden Dollar geschätzt.<ref>Benjamin K. Sovacool: ''The dirty energy dilemma: what's blocking clean power in the United States''. ABC-CLIO, 2008. ISBN 0313355401.</ref> Nach Angaben der Georgia Power Company werden während des Baus 3500&nbsp;Stellen neu geschaffen, von denen 800&nbsp;Stellen während des Betriebs erhalten bleiben werden.<ref>Government Research Corporation: ''National journal, Band 42,Ausgaben 18-22''. National Journal Group Inc., 2010.</ref>
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Am 31.&nbsp;März 2008 reichte der Mutterkonzern der Georgia Power Company, die Southern Company, einen Antrag für eine kombinierte Bau- und Betriebslizenz (engl. ''Combined Construction and Operating License'', kurz ''COL'') bei der Nuclear Regulatory Comission ein für die Errichtung von zwei weiteren Reaktoren am Standort Vogtle ein.<ref name="ISBN_1437928277">Mark Holt: ''Nuclear Energy Policy''. DIANE Publishing, 2010. ISBN 1437928277.</ref> Nach Plan sollte diese Lizenz bis zum 24.&nbsp;August 2011 genehmigt und dem Bauherren und Betreiber ausgehändigt werden.<ref name="ISBN_4431997784">Takeshi Yao: ''Zero-Carbon Energy Kyoto 2009: Proceedings of the First International Symposium of Kyoto University GCOE of Energy Science, Kyoto, Japan, August 2009''. In: Green Energy and Technology. Springer, 2010. ISBN 4431997784.</ref> Damit könnte frühstens mit dem Baubeginn im Jahre 2011 gerechnet werden, mit dem Betrieb frühstens 2017.<ref>''The petroleum economist, Band 76''. Petroleum Press Bureau, 2009.</ref> Die Anteile, Eigentümer und Betreiber für die neuen Blöcke werden wie bei den ersten beiden Reaktoren unter der Georgia Power Company als Mehrheitseigentümer (bzw. der Mutterkonzern Souther Company), und zwischen den Unternehmen Oglethorpe Power und der Municipal Electric Authority of Georgia aufgeteilt.<ref>Michael D. Scott, u.a.: ''Financing New Nuclear Power Plants – Opportunities, Challenges and Options for Governments, Sponsors and the Private Markets''. In: INPRO Dialogue Forum on Nuclear Energy Innovations. Wien, 4. bis 7. Oktober 2010. ([http://www.iaea.org/INPRO/2nd_Dialogue_Forum/Michael_Scott_Financing_new_NPPs.pdf Online-Version])</ref> Die Kosten für die beiden neuen 1100&nbsp;MW-Reaktoren wurden auf 14&nbsp;Milliarden Dollar geschätzt.<ref>Benjamin K. Sovacool: ''The dirty energy dilemma: what's blocking clean power in the United States''. ABC-CLIO, 2008. ISBN 0313355401.</ref> Nach Angaben der Georgia Power Company werden während des Baus 3500&nbsp;Stellen neu geschaffen, von denen 800&nbsp;Stellen während des Betriebs erhalten bleiben werden.<ref>Government Research Corporation: ''National journal, Band 42,Ausgaben 18-22''. National Journal Group Inc., 2010.</ref>
  
Am achten April 2009 wurde die frühe Standortgenehmigung (engl. ''Early site permit'', kurz ''ESP'') mit [[NuStart]] unterzeichnet, womit die beiden Blöcke die ersten neuen Kernkraftwerke in den vereinigten Staaten vom Amerika nach 30&nbsp;Jahren Baustagnation sind.<ref name="ISBN_1437928277"/> Im August 2009 wurde schließlich die beschränkte Arbeitsgenehmigung dem Bauherren ausgehändigt, um vorausgehende Arbeiten für die neuen Blöcke zu tätigen.<ref>''2010-2011 Information Digest''. Government Printing Office.</ref>
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Am 8.&nbsp;April 2009 wurde die frühe Standortgenehmigung (engl. ''Early site permit'', kurz ''ESP'') mit [[NuStart]] unterzeichnet, womit die beiden Blöcke die ersten neuen Kernkraftwerke in den Vereinigten Staaten vom Amerika nach 30&nbsp;Jahren Baustagnation sind.<ref name="ISBN_1437928277"/> Im August 2009 wurde dem Bauherren schließlich die beschränkte Arbeitsgenehmigung ausgehändigt, um vorausgehende Arbeiten für die neuen Blöcke zu tätigen.<ref>''2010-2011 Information Digest''. Government Printing Office.</ref>
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=== Bau ===
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[[Datei:Vogtle-3 AP1000 UJA 66-6.png|mini|hochkant|Kartierung der Risse an Block-3]]
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Am 12.&nbsp;März 2013 wurde offiziell mit dem Bau des dritten Blocks begonnen.<ref name="IAEA"/> In diesem ersten Schritt wurde innerhalb von 41&nbsp;Stunden bis zum 14.&nbsp;März das Fundament des Werkes gegossen.<ref>Southern Company: ''First nuclear concrete placed at Plant Vogtle expansion'', 14.03.2013. [http://southerncompany.mediaroom.com/index.php?s=43&item=2790 Abgerufen] am 14.03.2013. ([http://www.webcitation.org/6F7Ts1gZY Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref> Während des Gusses des Fundaments ist es nachweislich beim Aushärten zu Rissen im Fundament gekommen. Die Rissen sind deutlich erkennbar durch die sich dort angesammelte Feuchtigkeit.<ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', April 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_2471w_text_s.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/cE6hE Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', April 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_2569.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/qwqu1 Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', April 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_2571.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/1VK6m Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', April 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_2573.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/56o88 Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', Juni 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_3254_wText.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/iU4lO Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref> Auf Anfrage bei der Westinghouse Electric Company wurde bestätigt, dass diese Unregelmäßigkeiten während des Aushärtens erwartet wurden und keine sicherheitstechnische Bedeutung hätten. Die Nuclear Regulatory Commission nahm das Fundament auch in dieser Form ab. Westinghouse argumentierte weiter, dass zusätzlicher Beton über das Fundament kämen und es daher keine Relevanz hätte.<ref>AP1000 Promotion site auf Facebook: ''Comments'', 08.05.2013. [https://www.facebook.com/WestinghouseAP1000/posts/10151578490127570?comment_id=25994795&offset=0&total_comments=2 Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/j4rG2 Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref> Tatsächlich wurde eine weitere Schicht vor Einheben des Containments darauf platziert, die allerdings auch Unregelmäßigkeiten in ihrer Form aufweist.<ref>Southern Company: ''Vogtle 3 and 4 Construction Photos'', Juni 2013. [http://www.southerncompany.com/what-doing/energy-innovation/nuclear-energy/gallery/images/_highRez/RW5_3254_wText.jpg Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/3O4nV Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref> Im Vergleich zum baugleichen Block&nbsp;2 am [[Kernkraftwerk Virgil Clifton Summer]] weist der dortige AP1000 am Fundament keine Risse auf.<ref>Flickr, South Carolina Electric & Gas: ''Nuclear Construction'', 03.04.2013. [http://www.flickr.com/photos/scegnews/8634315151/sizes/o/in/set-72157629244341909/ Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/WsUmS Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Flickr, South Carolina Electric & Gas: ''Nuclear Construction'', 03.04.2013. [http://www.flickr.com/photos/scegnews/8635421154/sizes/o/in/set-72157629244341909/ Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/urwRM Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Flickr, South Carolina Electric & Gas: ''Nuclear Construction'', 03.04.2013. [http://www.flickr.com/photos/scegnews/8635420548/sizes/o/in/set-72157629244341909/ Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/TL8cM Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref><ref>Flickr, South Carolina Electric & Gas: ''Nuclear Construction'', 03.04.2013. [http://www.flickr.com/photos/scegnews/8635420492/sizes/o/in/set-72157629244341909/ Abgerufen] am 02.11.2013. ([http://archive.is/UONdt Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref>
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Am 19.&nbsp;November 2013 ging der vierte Block offiziell in Bau.<ref name="IAEA"/>
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== Block 5 ==
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Georgia Power plante ursprünglich in Vogtle weitere Reaktoren zu errichten. Aufgrund der zu starken Zentralisierung der Erzeugungskapazitäten und der Tatsache, dass im westlichen Versorgungsgebiet eher die Energie benötigt wird, sprach sich das Unternehmen gegen eine weitere Erweiterung des Kernkraftwerks Vogtle aus. Dafür wurde ein neuer Standort in Steward County nahe der Stadt Columbus vorgeschlagen, der sich gegenwärtig in der Evaluierungsphase befindet.<ref>The Augusta Chronicle: ''Vogtle was rejected for additional reactor'', 09.06.2016. [http://chronicle.augusta.com/news/business/2016-06-09/vogtle-was-rejected-additional-reactor# Abgerufen] am 11.06.2016. ([http://www.webcitation.org/6iBXQhEO8 Archivierte Version] bei [http://www.webcitation.org/ WebCite])</ref>
  
 
== Technische Details ==
 
== Technische Details ==
Die beiden Blöcke drei und vier sollen beide vom Typ [[AP1000]] sein, ein Modell der Firma Westinghouse, entwickelt in Zusammenarbeit mit Toshiba.<ref>International Development Research Council: ''Site selection, Band 52''. Conway Data, Inc., 2007.</ref> Standardmäßig erreicht der AP1000 eine elektrische leistung von maximal 1117&nbsp;MW bei einer thermischen Leistung von 3400&nbsp;MW bei einer projektierten Laufzeit von 60&nbsp;Jahren.<ref name="ISBN_4431997784"/>
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Die beiden Blöcke 3 und 4 sollen beide vom Typ [[AP1000]] sein, ein Modell der Firma Westinghouse, entwickelt in Zusammenarbeit mit Toshiba.<ref>International Development Research Council: ''Site selection, Band 52''. Conway Data, Inc., 2007.</ref> Standardmäßig erreicht der AP1000 eine elektrische Leistung von maximal 1117&nbsp;MW bei einer thermischen Leistung von 3400&nbsp;MW bei einer projektierten Laufzeit von 60&nbsp;Jahren.<ref name="ISBN_4431997784"/>
  
 
== Daten der Reaktorblöcke ==
 
== Daten der Reaktorblöcke ==
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! width="20%" rowspan="2" | Reaktorblock<ref name="IAEA">[http://www.iaea.org/programmes/a2/ Power Reactor Information System] der [[Internationale Atomenergieorganisation|IAEA]]: [http://www.iaea.org/cgi-bin/db.page.pl/pris.powrea.htm?country=US&sort=&sortlong=Alphabetic „United States of America: Nuclear Power Reactors - Alphabetic“] (englisch)</ref>
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! width="20%" rowspan="2" | Reaktorblock<ref name="IAEA">[http://pris.iaea.org/pris/ Power Reactor Information System] der [[Internationale Atomenergieorganisation|IAEA]]: [http://pris.iaea.org/pris/CountryStatistics/CountryDetails.aspx?current=US „United States of America“] (englisch)</ref>
 
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| Vogtle-3 (geplant)<ref name="Block-3">[http://www.iaea.org/programmes/a2/ Power Reactor Information System] der [[Internationale Atomenergieorganisation|IAEA]]: [http://www.iaea.org/cgi-bin/db.page.pl/pris.prdeta.htm?country=US&refno=5025 „Nuclear Power Reactor Details - VOGTLE-3“] (englisch)</ref>
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| Vogtle-4 (geplant)<ref name="Block-4">[http://www.iaea.org/programmes/a2/ Power Reactor Information System] der [[Internationale Atomenergieorganisation|IAEA]]: [http://www.iaea.org/cgi-bin/db.page.pl/pris.prdeta.htm?country=US&refno=5026 „Nuclear Power Reactor Details - VOGTLE-4“] (englisch)</ref>
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Aktuelle Version vom 11. Juni 2016, 13:12 Uhr

Kernkraftwerk Vogtle
Construction at Vogtle Nuclear Plant.jpg
Standort
Land Flag of the United States.svg Vereinigte Staaten
Bundesstaat Georgia
Ort Waynesboro
Koordinaten 33° 8′ 25″ N, 81° 45′ 59″ WTerra globe icon light.png 33° 8′ 25″ N, 81° 45′ 59″ W
Reaktordaten
Eigentümer Georgia Power Corp.
Betreiber Southern Nuclear Operating Company, Inc.
Vertragsjahr 1971
Betriebsaufnahme 1987
Im Bau 2 (2500 MW)
Im Betrieb 2 (2258 MW)
Einspeisung
Eingespeiste Energie im Jahr 2010 19610 GWh
Eingespeiste Energie seit 1987 401656 GWh
Stand der Daten 7. August 2011
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Die Quellen für diese Angaben sind in der Zusatzinformation einsehbar.

Das Kernkraftwerk Vogtle (englisch Vogtle Nuclear Power Plant, voller Name Alvin Ward Vogtle Nuclear Power Plant) steht nahe der Stadt Waynesboro in Burke County im US-Bundesstaat Georgia. Die Anlage war nach dem Kernkraftwerk Hatch die zweite Kernkraftanlage im Bundesstaat Georgia. Bekanntheit erlangte die Anlage hinsichtlich des 2008 angekündigten ersten Kernkraftwerksneubaus seit dem Unfall von Three Mile Island im Jahre 1979. Auf der anderen Seite des Savannah Rivers befindet sich im US-Bundesstaat South Carolina die Savannah River Site. Die Entfernung zu den nächsten größeren Städten beträgt nach Waynesboro 22 Kilometer, sowie nach Augusta, Barnwell und Millen je 40 Kilometer. Nach Vollendung der beiden neuen Blöcke 3 und 4 wird die Anlage mit einer Kapazität von 4758 MW das leistungsstärkste Kernkraftwerk der vereinigten Staaten sein und damit das Kernkraftwerk Palo Verde nahe Phoenix im Bundesstaat Arizona ablösen.

Geschichte

Mit den Planungen für ein Kernkraftwerk nahe Hancock Landing am Savannah River begann die Georgia Power Company im Jahre 1971. Geplant waren zunächst zwei Westinghouse-Reaktoren.[1] Allerdings wurden die Planungen noch im selben Jahr auf vier Reaktoren erweitert.[2] Seitens der Atomic Energy Commission wurde die Euphorie jedoch gestoppt und archäologische Untersuchungen am geplanten Standort aufgrund eines Hinweises der Smithsonian Institution gefordert. Hätte sich jedoch hierbei herausgestellt, dass es sich um eine archäologische Fundstätte handelte, wäre bis auf weiteres keine Baugenehmigung für die Anlage ausgehändigt worden, bis die Arbeiten der Archäologen vollständig abgeschlossen gewesen wären.[3]

Für den Bau der Anschlussleitungen der Anlage wurde eine Fläche von 56,32 Quadratkilometern sowie die Abholzung von 0,03 % der gesamten Waldfläche von Georgia notwendig. Allerdings hätten weitere archäologische Fundstätten hiervon betroffen sein können, weshalb keine genaueren Untersuchungen seitens des Georgia Power Company hierüber fortgesetzt wurden.[4] Bis 1974 gab es allerdings Probleme mit der Finanzierung des Projekts, weshalb die Georgia Power Company eine Partnerschaft mit Oglethorpe Electric für das Jahr 1975 anstrebte. Hierdurch wurde das Eigenkapital für die Anlage von 513 Millionen Dollar auf 1,06 Milliarden Dollar angehoben. Die Georgia Power Company zog ebenfalls die Beteiligung von Gemeinden und Städten an dem Projekt in Betracht.[5] Als weitere Folge wurden 1974 die Blöcke 3 und 4[6] und damit auch der Vertrag für die zwei Kühltürme der Blöcke, die erst 1983 für 21 Millionen Dollar bestellt worden waren, storniert.[7] Der Baubeginn für die ersten beiden Blöcke sowie deren Planung wurde bis auf Weiteres gestoppt. Alvin Vogtle, Aufsichtsratsvorsitzender des Konzerns und Namensgeber der Anlage, kritisierte die langsame Lizenzierung der Anlagen und machte auf Schritte aufmerksam, um diese Verfahren zu beschleunigen.[8] Am 28. Mai 1974 wurde eine beschränkte Arbeitsgenehmigung für Vorarbeiten ausgehändigt.[9]

Noch am 28. Juni 1974 wurde die Baugenehmigung für alle vier Blöcke seitens der Atomic Energy Comission erteilt. Die Inbetriebnahme hätte 1980 und 1981 stattfinden können.[10] Im September 1974 wurden jedoch die Vorarbeiten für das gesamte Projekt mit der Option, den Bau von Block 1 und 2 im Jahre 1976 fortzusetzen, bis auf Weiteres gestoppt. Dies hätte allerdings eine Verschiebung der Betriebsaufnahme zur Folge gehabt. Zwischenzeitlich sollten die Hearings stattfinden, die allerdings nicht mehr gegen die Baugenehmigung geführt werden konnten. Zeitgleich versuchte die Gesellschaft, weitere Minderheitseigentümer für die Anlage zu finden, um das Kapital weiter aufzustocken. Bis zum Sommer 1975 war unklar, ob die Anlage überhaupt errichtet werden würde.[11] Bereits 1976 fanden sich zwei weitere Anteilseigner, so unter anderem die Municipal Electric Authority of Georgia sowie die Stadt Dalton, weshalb mit den Arbeiten an der Anlage begonnen werden konnte. Um weitere Einsparungen vorzubereiten, hatte die Georgia Power Company die Planungen für das Kraftwerk Scherer verschoben.[12] Die Beteiligung am Kernkraftwerk Vogtle teilte sich unter den Anteilseignern wie folgt auf:[13]

  • 50,7 % Georgia Power Company (Mehrheitseigentümer)
  • 30,0 % Oglethorpe Electric Membership Corporation
  • 17,7 % Municipal Electric Authority of Georgia
  • 01,6 % Stadt Dalton

Ehemals plante die Georgia Power Company, mindestens 90 % an dem Kernkraftwerk zu halten, allerdings verbot Alvin Vogtle, der den Mutterkonzern Southern Company leitete, dem Tochterunternehmen, so große Anteile für sich selbst zu bestimmen. Er ermahnte die Gesellschaft und wies darauf hin, dass die Southern Company glücklich darüber sein müsse, Investoren für die Anlage gefunden zu haben. So konnten 100 Millionen Dollar für die Stornierung der Anlage gespart werden.[14]

Bau

Mit dem Bau der beiden Reaktoren wurde am 1. August 1976 begonnen.[15] Die Kosten für die beiden Blöcke wurden 1973 noch auf 660 Millionen Dollar kalkuliert.[16] Allerdings stiegen die Kosten bis 1980 weiter an, sodass die Georgia Power Company im gleichen Jahr 30 % ihrer Anteile an einem der Kernkraftwerke in Florida verkaufte, um die Kosten weiter decken zu können. Hierbei konnte die Gesellschaft nur einen Gewinn von 900.000 Dollar erzielen, jedoch genug, um die vorübergehenden Baukosten für Vogtle zu decken.[17] Alleine zwischen 1972 und 1982 wurden bereits aufgrund intensiver Kostensteigerungen und dem Schock nach dem Unfall im Kernkraftwerk Three Mile Island 100 Reaktoren für zehn Milliarden Dollar alleine in den USA storniert, wobei die Nuclear Regulatory Comission in einer Liste ebenfalls die Stornierung von Block 2 des Kernkraftwerks Vogtle erwartete, da die Finanzierung fraglich war.[18] Da das Kernkraftwerk Vogtle hinsichtlich der Kosten und der Blockgröße bis 1985 das größte Bauprojekt in Georgia wurde, wurde eine Kostenprüfung vorgenommen. Danach stockte die Georgia Power Company die Gesamtkosten für die Vollendung des Kernkraftwerks auf 7,2 Milliarden Dollar auf. Da die Firma weitere Anteile an ihre Partner für den Kraftwerksbau überschrieb, beliefen sich die Anteilskosten der Gesellschaft nur auf 3,1 Milliarden Dollar. Nach Ansicht der Rating-Agentur Moodys hatten die Kosten aufgrund der vielen Anteilseigner noch nicht den Punkt der Stornierung erreicht.[19]

Noch 1984 verkaufte die Georgia Power Company weitere fünf Prozent ihrer Anteile an die Municipal Electric Authority of Georgia. Grund waren die Baukosten, die die Georgia Power Company immer weiter in Bedrängnis brachten. Durch den Verkauf sollte eine Kostenentlastung in Höhe von 240 Millionen Dollar für Georgia Power herausspringen, und eine weitere Belastung der Municipal Electric Authority of Georgia mit diesem Betrags stattfinden. Die Anteile teilen sich nun wie folgt auf:[20]

  • 45,7 % Georgia Power Company (Mehrheitseigentümer)
  • 30,0 % Oglethorpe Electric Membership Corporation
  • 22,7 % Municipal Electric Authority of Georgia
  • 01,6 % Stadt Dalton

Da der Bau das größte finanzielle Projekt im Staate war, wurde seitens der regierenden Partei im Bundesstaat dieses gefährliche Spiel mit Geld kritisiert. Würde die Anlage im letzen Moment storniert werden, so würde nicht nur die Georgia Power Company, sondern auch die Southern Company und der Bundesstaat Georgia vor dem wirtschaftlichen Zusammenbruch stehen. Dies mobilisierte erstmals Gegner gegen das Kernkraftwerk Vogtle.[21] Um die Kosten auszugleichen erhöhte die Georgia Power Company die Strompreise um 31 %, um die Kosten für das 1987 bereits 8,87 Milliarden Dollar teure Kernkraftwerk zu decken.[22] Bis 1989 erhöhten sich die Kosten auf 9,2 Milliarden Dollar. Das sind 800 Millionen Dollar mehr, als die Georgia Power Company eigentlich zahlen wollte. Da aber die Inbetriebnahme des ersten Reaktors in den nächsten zehn Monaten erfolgen sollte, wurde der Bau fortgesetzt.[23]

Betrieb

Die beiden Blöcke bei Nacht

Am 27. März 1987 wurde der erste Block erstmals für die Abgabe der Elektrizität mit dem Netz synchronisiert. Am 1. Juni 1987 erfolgte die Übergabe in den kommerziellen Betrieb.[15] Im Oktober 1988 wurde ein Ventil in unsachgemäße Stellung in einen der beiden Blöcke gebracht. Dadurch wurde eine direkte Verbindung zwischen den Tank für flüssige radioaktive Abfälle aus dem Reaktor und dem Reaktor während des Betriebs geschaffen. Hierdurch wollten sich die Operatoren die Arbeit für die Reinigung des Reaktors erleichtern. Allerdings stellt dies einen Zustand dar, in dem der Reaktor keinesfalls gefahren werden darf. Seitens des Betreibers wurde dies nie öffentlich gemacht, mit welchen Methoden die Reinigung erfolgte. Erst im Januar 1990 wurde die Nuclear Regulatory Comission darauf aufmerksam und verhängte ein Bußgeld von 100.000 Dollar gegen die Georgia Power Company.[24]

Block 2 folgte am 10. April 1989 mit der Netzsynchronisation und am 20. Mai 1989 mit dem kommerziellen Betrieb.[15] Doch noch im gleichen Jahr bemängelte die State Public Service Comission die Finanzierung und verzichtete auf einen Anteil an der Anlage, um einerseits den finanziell maroden Zustand der Georgia Power Company zu stützen, andererseits um versuchsweise die Erzeugungskosten für die Elektrizität aus dem Kernkraftwerk Vogtle zu senken. Dieser Schritt führte dazu, dass die Baukosten insgesamt zurück auf 8,87 Milliarden Dollar gedrückt werden konnten.[25] Um die Anlage überhaupt weiter Finanzieren zu können und um konkurrenzfähig Elektrizität zu erzeugen wurde der Konzern aufgefordert die Erzeugungskosten bis auf weiteres schrittweise zu senken.[26]

Am 20. März 1990 kam es zu dem bisher schwersten Zwischenfall in der Anlage. Block 1 befand sich zu diesem Zeit in der Revision, Block 2 im normalen Betrieb. Um 9:20 Uhr morgens fuhr ein Lastwagen auf das Gelände, der Treibstoff und Schmieröle geladen hatte. Der Lastwagenfahrer war im bereich der Schaltanlage unterwegs und fuhr mit dem Laster gegen einen Hochspannungsmast, der die Leitungen für die externe Reservestromversorgung des Transformators A des ersten Blocks und dem Transformator B des zweiten Blocks trägt. In der Folge fiel die Stromversorgung für diese beiden Transformatoren vollständig aus. Grund war ein zerbrochener Isolator an der Phase C (in Deutschland L3) die schließlich einen Erdschluss herbeiführte. Da die Transformatoren immer mit Strom versorgt werden müssen und essentiell für die Betriebs- und Nachbetriebsphase sind, sprangen für Block 2 die Dieselgeneratoren an, um die Stromversorgung zu sichern. Aufgrund eines falsch geschalteten Transformators kam es jedoch zu einer Turbinenschnallabschaltung mit folgender Reaktorschnellabschaltung. Bei Block 1 war die Lage komplizierter, da sich die Dieselgeneratoren für den zweiten Redundanten Strang B aktuell in Wartung befanden und nicht gestartet werden konnten. In der Folge konnte die Pumpe zur Nachwärmeabfuhr nicht gestartet werden.[27]

Am betroffenen Strang A fiel die Spannung ab, sodass sich die Dieselgeneratoren des Stranges A einschalteten. Allerdings fiel das System nach einer Minute und 20 Sekunden aus unbekannten Gründen vollständig aus. In der Folge wurde um 9:40 Uhr der Notstand im Kernkraftwerk erklärt. Als Grund hierfür galt der Abschnitt von der internen und externen Stromversorgung des ersten Blocks für mehr als 15 Minuten. 18 Minuten nach dem ersten Start der Dieselgeneratoren für Strang A wurden diese zurückgesetzt, sodass das System aufgrund des Spannungsausfalles erneut anfuhr. Allerdings stoppten diese nach einer Minute und zehn Sekunden erneut. Um 9:56 Uhr wurde ein manueller Start der Dieselgeneratoren vorgenommen, womit einige der möglichen Abschaltursachen blockiert wurden. Dieser Versuch verlief erfolgreich, sodass die Nachwärmeabfuhrpumpe wieder in Betrieb genommen werden konnte. Um 10:15 Uhr wurde der Notstand zu einem Alarm heruntergestuft. Die Temperatur des geöffneten Reaktors stieg während der 36 Minuten von 90 °F auf 136 °F an. Nachdem die Wartungen am Strang B um 11:40 Uhr beendet waren übernahm dieser um 12:38 Uhr den weiteren Betrieb. Hierbei wurde festgestellt, dass es nicht möglich war die Versorgung der Stränge untereinander blockspezifisch oder blockübergreifen zu überbrücken. Grund hierfür waren die Vorschriften des Lizenzgebers, der keinerlei Angaben dazu machte.[27] In der Folge wurden Verbesserungen am System vorgenommen, sowie die Lizenzierungsleitlinien der Nuclear Regulatory Comission verbessert.[28]

Im Jahr 1995 wurden erstmals wirtschaftliche Verbesserungen an beiden Blöcken vorgenommen. Hierfür war eine Überarbeitung der Betriebslizenz erforderlich, da dadurch die Erzeugungsleistung angehoben werden konnte.[29] Ebenso installierte die Westinghouse Owners Group eine Pilotanlage zum Prüfen von Ventilen im Kernnotkühlsystem.[30] Im Jahre 1998 wurden umfangreiche Verbesserungen an der Betriebsführung vorgenommen. So wurde die Erzeugungsleistung gesteigert und Verbesserungen an der Strahlungsüberwachung durchgeführt, sowie eine bessere Überwachung der Systeme implementiert. Die sicherheitsrelevanten Teile der Anlage sollten nun alle vier Monate auf Probleme untersucht werden.[31]

Technische Details

Die beiden Blöcke der Anlage, sowie der zwei stornierten Anlagen sind Kernreaktoren des Typs Westinghouse 4-loop der 1150 MW-Klasse. Die Reaktoren hatten im Basisdesign eine Leistung von 3425 MW bei einer elektrischen Leistung von 1100 MW netto. Die Betriebsgrenzen des Reaktordesigns liegen bei einer thermischen Leistung von 3579 MW und 1159 MW netto elektrisch, die für eine Leistungserhöhung bereits eingeplant worden waren.[32] Heute erreichen die beiden errichteten Blöcke eine elektrische Leitung von 1150 MW netto bei einer Leistung von 1229 MW brutto (Block 1), beziehungsweise 1152 MW netto bei 1229 MW brutto (Block 2).[15] Das Kühlsystem der Anlage ist als geschlossenes System ausgelegt mit einem Naturzug-Nasskühlturm je Block.[32] Jeder der beiden Kühltürme hat eine Höhe von 167,64 m und einen Basisdurchmesser von 134,11 m. Die Kapazität jedes Turms beträgt 1798070,6 Liter pro Minute.[33] Das Wasser für dieses System wird aus dem anliegenden Savannah River entnommen,[32] insgesamt 56516,2 Liter pro Minute je Block.[4]

Neubau Block 3 und 4

Am 31. März 2008 reichte der Mutterkonzern der Georgia Power Company, die Southern Company, einen Antrag für eine kombinierte Bau- und Betriebslizenz (engl. Combined Construction and Operating License, kurz COL) bei der Nuclear Regulatory Comission ein für die Errichtung von zwei weiteren Reaktoren am Standort Vogtle ein.[34] Nach Plan sollte diese Lizenz bis zum 24. August 2011 genehmigt und dem Bauherren und Betreiber ausgehändigt werden.[35] Damit könnte frühstens mit dem Baubeginn im Jahre 2011 gerechnet werden, mit dem Betrieb frühstens 2017.[36] Die Anteile, Eigentümer und Betreiber für die neuen Blöcke werden wie bei den ersten beiden Reaktoren unter der Georgia Power Company als Mehrheitseigentümer (bzw. der Mutterkonzern Souther Company), und zwischen den Unternehmen Oglethorpe Power und der Municipal Electric Authority of Georgia aufgeteilt.[37] Die Kosten für die beiden neuen 1100 MW-Reaktoren wurden auf 14 Milliarden Dollar geschätzt.[38] Nach Angaben der Georgia Power Company werden während des Baus 3500 Stellen neu geschaffen, von denen 800 Stellen während des Betriebs erhalten bleiben werden.[39]

Am 8. April 2009 wurde die frühe Standortgenehmigung (engl. Early site permit, kurz ESP) mit NuStart unterzeichnet, womit die beiden Blöcke die ersten neuen Kernkraftwerke in den Vereinigten Staaten vom Amerika nach 30 Jahren Baustagnation sind.[34] Im August 2009 wurde dem Bauherren schließlich die beschränkte Arbeitsgenehmigung ausgehändigt, um vorausgehende Arbeiten für die neuen Blöcke zu tätigen.[40]

Bau

Kartierung der Risse an Block-3

Am 12. März 2013 wurde offiziell mit dem Bau des dritten Blocks begonnen.[15] In diesem ersten Schritt wurde innerhalb von 41 Stunden bis zum 14. März das Fundament des Werkes gegossen.[41] Während des Gusses des Fundaments ist es nachweislich beim Aushärten zu Rissen im Fundament gekommen. Die Rissen sind deutlich erkennbar durch die sich dort angesammelte Feuchtigkeit.[42][43][44][45][46] Auf Anfrage bei der Westinghouse Electric Company wurde bestätigt, dass diese Unregelmäßigkeiten während des Aushärtens erwartet wurden und keine sicherheitstechnische Bedeutung hätten. Die Nuclear Regulatory Commission nahm das Fundament auch in dieser Form ab. Westinghouse argumentierte weiter, dass zusätzlicher Beton über das Fundament kämen und es daher keine Relevanz hätte.[47] Tatsächlich wurde eine weitere Schicht vor Einheben des Containments darauf platziert, die allerdings auch Unregelmäßigkeiten in ihrer Form aufweist.[48] Im Vergleich zum baugleichen Block 2 am Kernkraftwerk Virgil Clifton Summer weist der dortige AP1000 am Fundament keine Risse auf.[49][50][51][52]

Am 19. November 2013 ging der vierte Block offiziell in Bau.[15]

Block 5

Georgia Power plante ursprünglich in Vogtle weitere Reaktoren zu errichten. Aufgrund der zu starken Zentralisierung der Erzeugungskapazitäten und der Tatsache, dass im westlichen Versorgungsgebiet eher die Energie benötigt wird, sprach sich das Unternehmen gegen eine weitere Erweiterung des Kernkraftwerks Vogtle aus. Dafür wurde ein neuer Standort in Steward County nahe der Stadt Columbus vorgeschlagen, der sich gegenwärtig in der Evaluierungsphase befindet.[53]

Technische Details

Die beiden Blöcke 3 und 4 sollen beide vom Typ AP1000 sein, ein Modell der Firma Westinghouse, entwickelt in Zusammenarbeit mit Toshiba.[54] Standardmäßig erreicht der AP1000 eine elektrische Leistung von maximal 1117 MW bei einer thermischen Leistung von 3400 MW bei einer projektierten Laufzeit von 60 Jahren.[35]

Daten der Reaktorblöcke

Das Kernkraftwerk Vogtle besteht aus zwei in Betrieb befindlichen Reaktoren. Zwei weitere Anlagen sind geplant.

Reaktorblock[15] Reaktortyp Leistung Baubeginn Netzsyn-
chronisation
Kommer-
zieller Betrieb
Stilllegung
Typ Baulinie Netto Brutto
Vogtle-1 DWR Westinghouse M412 1150 MW 1229 MW 01.08.1976 27.03.1987 01.06.1987
Vogtle-2 DWR Westinghouse M412 1152 MW 1229 MW 01.08.1976 10.04.1989 20.05.1989
Vogtle-3 DWR AP1000 1117 MW 1250 MW 12.03.2013
Vogtle-4 DWR AP1000 1117 MW 1250 MW 19.11.2013

Einzelnachweise

  1. American Nuclear Society: Nuclear news, Band 14,Ausgaben 9-12. American Nuclear Society., 1971.
  2. United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21. 1973.
  3. U.S. Atomic Energy Commission: Annual report to Congress - U.S. Atomic Energy Commission. Atomic Energy Commission., 1972.
  4. a b United States. Environmental Protection Agency, u.a.: 102 monitor, Band 3,Ausgaben 6-12. Council on Environmental Quality, 1973.
  5. American Bar Association. Section of Public Utility Law: Annual report. American Bar Association, 1973.
  6. 2010-2011 Information Digest. Government Printing Office.
  7. Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186. W.J. Johnston, 1976.
  8. Power, Band 118,Teil 2. Hill Pub. Co., 1974.
  9. Nuclear engineering international, Band 20. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1975.
  10. Kerntechnische Gesellschaft im Deutschen Atomforum: Atomwirtschaft, Atomtechnik, Band 19. Handelsblatt GmbH, 1974.
  11. U.S. Nuclear Regulatory Commission, u.a.: Nuclear Regulatory Commission issuances: opinions and decisions of the Nuclear Regulatory Commission with selected orders, Band 5,Teil 1. United States Nuclear Regulatory Commission, 1977.
  12. Corporation annual reports to shareholders. 1976.
  13. American Nuclear Society: Nuclear news, Band 19,Ausgaben 12-15. American Nuclear Society., 1976.
  14. Jack Doyle, u.a.: Lines across the land: rural electric cooperatives, the changing politics of energy in rural America. The Rural Land & Energy Project, Environmental Policy Institute, 1979.
  15. a b c d e f g Power Reactor Information System der IAEA: „United States of America“ (englisch)
  16. Nuclear engineering international, Band 18. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1973.
  17. South, Band 7,Ausgaben 1-2. Southern Business Pub. Co., 1980.
  18. Bureau of National Affairs (Arlington, Va.): Energy users report, Band 11. Bureau of National Affairs., 1983.
  19. Moody's Investors Service: Moody's transportation news reports, Band 57. Moody's Investors Service, 1985.
  20. Moody's bond survey, Band 76,Ausgaben 40-53. Moody's Investors Service., 1984.
  21. Institute for Southern Studies: Southern exposure, Band 13. Institute for Southern Studies., 1985.
  22. Crowell-Collier Educational Corporation, u.a.: Year book covering the year .... Crowell-Collier Educational Corp., 1987.
  23. Engineering news-record, Band 216,Ausgaben 14-25. McGraw-Hill, 1986.
  24. United States. Dept. of Energy. Technical Information Center, u.a.: Nuclear safety. Technical Information Center of the U.S. Dept. of Energy, 1992.
  25. Moody's Investors Service: Moody's public utility news reports, Band 62. Moody's Investors Service, Inc., 1990.
  26. Public Utilities Reports, inc: Annual digest of public utilities reports. Public Utilities Reports, Inc., 1991.
  27. a b Nuclear Regulatory Comisson: Information Notice No. 90-25: LOSS OF VITAL AC POWER WITH SUBSEQUENT; REACTOR COOLANT SYSTEM HEAT-UP. April 16, 1990. (Online-Version)
  28. American Nuclear Society: Nuclear technology, Band 100. American Nuclear Society, 1992.
  29. Mary J. Hutzler, u.a.: Voluntary reporting of greenhouse gases, 1995. Energy Information Administration, Office of Integrated Analysis and Forecasting, U.S. Dept. of Energy, 1996.
  30. American Society of Mechanical Engineers, u.a.: Risk-based inservice testing: development of guidelines : an ASME research report, Band 1. In: CRTD (Series); Risk-based Inservice Testing: Development of Guidelines : an ASME Research Report, American Society of Mechanical Engineers. Research; Task Force on Risk-Based Inservice Testing Technology. American Society of Mechanical Engineers, 1996. ISBN 0791812251.
  31. American Institute of Physics, u.a.: Science abstracts: Physics abstracts, Ausgaben 15858-23364. Institution of Electrical Engineers., 1998.
  32. a b c United States. Dept. of Commerce. Office of the Publication Board, u.a.: Government reports announcements, Band 73,Ausgaben 18-21. 1973.
  33. Electrical world: a review of current progress in electricity and its practical applications, Band 186. W.J. Johnston, 1976.
  34. a b Mark Holt: Nuclear Energy Policy. DIANE Publishing, 2010. ISBN 1437928277.
  35. a b Takeshi Yao: Zero-Carbon Energy Kyoto 2009: Proceedings of the First International Symposium of Kyoto University GCOE of Energy Science, Kyoto, Japan, August 2009. In: Green Energy and Technology. Springer, 2010. ISBN 4431997784.
  36. The petroleum economist, Band 76. Petroleum Press Bureau, 2009.
  37. Michael D. Scott, u.a.: Financing New Nuclear Power Plants – Opportunities, Challenges and Options for Governments, Sponsors and the Private Markets. In: INPRO Dialogue Forum on Nuclear Energy Innovations. Wien, 4. bis 7. Oktober 2010. (Online-Version)
  38. Benjamin K. Sovacool: The dirty energy dilemma: what's blocking clean power in the United States. ABC-CLIO, 2008. ISBN 0313355401.
  39. Government Research Corporation: National journal, Band 42,Ausgaben 18-22. National Journal Group Inc., 2010.
  40. 2010-2011 Information Digest. Government Printing Office.
  41. Southern Company: First nuclear concrete placed at Plant Vogtle expansion, 14.03.2013. Abgerufen am 14.03.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  42. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, April 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  43. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, April 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  44. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, April 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  45. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, April 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  46. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, Juni 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  47. AP1000 Promotion site auf Facebook: Comments, 08.05.2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  48. Southern Company: Vogtle 3 and 4 Construction Photos, Juni 2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  49. Flickr, South Carolina Electric & Gas: Nuclear Construction, 03.04.2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  50. Flickr, South Carolina Electric & Gas: Nuclear Construction, 03.04.2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  51. Flickr, South Carolina Electric & Gas: Nuclear Construction, 03.04.2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  52. Flickr, South Carolina Electric & Gas: Nuclear Construction, 03.04.2013. Abgerufen am 02.11.2013. (Archivierte Version bei WebCite)
  53. The Augusta Chronicle: Vogtle was rejected for additional reactor, 09.06.2016. Abgerufen am 11.06.2016. (Archivierte Version bei WebCite)
  54. International Development Research Council: Site selection, Band 52. Conway Data, Inc., 2007.

Siehe auch

Für kursiv geschriebene Kernkraftwerke gab es zwar Planungen und Anträge bei der AEC oder NRC, diese kamen jedoch nie in die eigentliche Planungsphase; (ausgeklammerte) Standorte wurden für Kernkraftwerke bereits evaluiert, aber keine Planung begonnen.