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Kernkraftwerk Byron

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Kernkraftwerk Byron
2009-0913-ByronNuclear.jpg
Standort
Land Flag of the United States.svg Vereinigte Staaten
Bundesstaat Illinois
Ort Byron
Koordinaten 42° 4′ 27″ N, 89° 16′ 59″ WTerra globe icon light.png 42° 4′ 27″ N, 89° 16′ 59″ W
Reaktordaten
Eigentümer Exelon Corporation
Betreiber Exelon Generation Co., LLC
Vertragsjahr 1975
Betriebsaufnahme 1985
Im Betrieb 2 (2421 MW)
Einspeisung
Eingespeiste Energie im Jahr 2010 19856 GWh
Eingespeiste Energie seit 1985 418126 GWh
Stand der Daten 4. August 2011
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Die Quellen für diese Angaben sind in der Zusatzinformation einsehbar.

Das Kernkraftwerk Byron (englisch Byron Nuclear Power Plant) steht nahe der gleichnamigen Stadt Byron im US-Bundesstaat Illinois. Die am Rock River gelegene Anlage ist nach dem Kernkraftwerk Braidwood, neben dem verworfenem Kernkraftwerk Marble Hill einer der Schwesteranlagen von Byron,[1] das zweitstärkste Kernkraftwerk im Bundesstaat Illinois. Die Entfernung zu den nächsten größeren Städten beträgt nach Byron und Oregon sechs Kilometer, nach Rockford, Rochelle und Polo je 25 Kilometer. Die erzeugte Energie dient hauptsächlich den nördlichen Gegenden in Illinois, sowie der östlich gelegenen Metropolregion Chicago.

Geschichte

Erste Planungen für neue Kernkraftwerke gab Commonwealth Edison bereits 1973 an, zwei baugleiche Anlagen für Braidwood und Byron. Der Vorsitzende der Gesellschaft, J. Harris Ward, schätzte die Kosten für die beiden Kernkraftwerke auf rund eine Milliarde Dollar. Beide Anlagen sollten sofern möglich einen geschlossenen Kühlkreislauf bekommen, dessen Kosten von Herrn Ward auf 80 Millionen Dollar geschätzt wurden. Jedoch kamen für Byron lediglich Kühltürme infrage, weshalb für das Gelände 6,07 Quadratkilometer Land zugekauft werden mussten, während die Schwesteranlage Braidwood mit einem eigenen Kühlsee von 19,83 Quadratkilometer eine Fläche von 31,16 Quadratkilometer benötigte. Als Reaktorlieferant solle Westinghouse gewählt werden.[2][3] Im Jahr 1974 begann Commonwealth Edison mit der Umweltverträglichkeitsprüfung des Projekts, sowie Vorstudien über die Auswirkungen der Anlage während des Normalbetriebs.[4] Die Firma rechnete weiter aus, dass die Kosten für Byron und Braidwood zusammen bei rund 425 Dollar je Kilowatt liegen würden, weshalb während des Betriebs keine Probleme auftreten dürften. Für Byron und für Braidwood stand jeweils Eigenkapital von 500 Millionen Dollar zur Verfügung.[5] Doch bereits 1975 wurden die Kosten für Byron alleine auf 900 Millionen Dollar geschätzt, sofern die Anlage 1980/81 ans Netz gehen würde. Der Erstkern der Reaktoren solle 30 Millionen Dollar kosten. Wie geplant wurde 1975 der Auftrag an Westinghouse für zwei 1150 MW-Modelle vergeben.[6]

Bau

Mit dem Bau der beiden Kernreaktoren wurde am ersten April 1975 begonnen.[7] Etwa im gleichen Jahr wurde mit dem Bau des Kernkraftwerks Marble Hill begonnen, dass eine Kopie von Byron ist, weshalb Teile des Preliminary Safety Analysis Report des Kernkraftwerks Byron in kopierter Form für Marble Hill genutzt wurden. Lediglich für die Sekundärsysteme waren Änderungen vorgesehen.[8] Im Jahre 1977 kam es in der Gegend vermehrt zu Funden von vergifteten Rindern, verursacht durch Industrieabfälle auf dem erst kurz zuvor erworbenen Grundstück neben der Baustelle des Kernkraftwerks Byron. Es handelte sich hier um Stoffe wie Cyanid, Cadmium, Chrom, Blei, Zink und andere Substanzen, die normalerweise auch in Kernkraftwerken verbaut werden. Die genaue Herkunft konnte nicht festgestellt werden, jedoch kümmerte sich Commonwealth Edison um die Beseitigung der umweltschädlichen Stoffe.[9]

Durch den relativ guten Baufortschritt erhoffte man sich, dass die Anlage in Byron bereits 1980 am Netz sein könnte bei Errichtungskosten von 500 Dollar je Kilowatt. Mit dieser Anlage wäre Commonwealth Edison der größte Kernkraftwerksbetreiber der Vereinigten Staaten von Amerika.[10] Im Jahr 1978 kam es jedoch zu einem partiellen Einsturz einer der Kühltürme, was zwei Menschenleben forderte. Der Grund hierfür war fehlerhafter Stahl, der in seiner Struktur versagte. Zwei weitere Arbeiter wurden schwer verletzt, nachdem kurz darauf zwei 74 Fuß hohe und 86 Tonnen schweren X-Traversen am unteren Ende des Kühlturms umfielen. Allerdings hatte sich der Hersteller Ecokel aus Cincinnati an alle Sicherheitsrichtlinien gehalten, weshalb keine genaue Schuldfeststellung möglich war. Erst zwei Wochen vor dem Unfall wurde die Baustelle inspiziert und keine Sicherheitsverstöße oder bautechnischen Mängel gefunden. Geschehen ist der Unfall während die beiden umgekommenen Arbeiter den Ring auf den X-Traversen gossen. Da der Beton fehlerfrei war schätzte der Sicherheitsbeauftragte auf der Baustelle, Harold White, dass es sich um fehlerhafte Bolzen oder Stahlträger handelte, die diese Traversen hielten.[11]

Bis ins Jahr 1980 verzögerte sich der Bau weiter, auch verursacht durch den Unfall von Three Mile Island im Jahr 1979. Mehrere Organisationen wiesen darauf hin, dass zu den mittlerweile auf 700 Dollar gestiegenen Kosten je Kilowatt weitere Investitionen vorgenommen werden sollen, die nach dem Unfall im Kernkraftwerk Three Mile Island nötig geworden seien.[12] Mit der Inbetriebnahme des ersten Blocks wurde fortan im Oktober 1982 gerechnet, für Block 2 im Oktober 1983.[13] Der Verzug wurde seitens Commonwealth Edison am 1. Juni 1979 bekanntgegeben. Neben Three Mile Island wurde der verzögerte Lizenzierungsprozess als Grund angegeben, der selbst auch durch Three Mile Island beeinflusst wurde. Aufgrund der Tatsache, dass im Sommer 1979 kaum Spitzenlasten vorhanden waren, verschob die Firma am 30. Mai 1980 erneut die Inbetriebnahme. Seitens Commonwealth Edison wurde mehrfach über die Stornierung der Anlage spekuliert, jedoch ergab im gleichen Jahr ein Gutachten, das bereits 1978 in Auftrag gegeben wurde, dass große ökonomische Vorteile entstehen könnten, wenn Byron mit der Schwesteranlage Braidwood ans Netz gehen würde. Am 15. Oktober 1980 folgte seitens der Illinois Commerce Comission die Anordnung den Bau der beiden Anlagen wie geplant fortzusetzen.[14]

Unter der Angabe von Commonwealth Edison schätzte die Agentur Moodys die Inbetriebnahme für die beiden Reaktoren in das Jahr 1984 und 1985. Bis zum 30. Juni 1982 wurden bereits 1,823 Milliarden Dollar in das Projekt investiert, die Gesamtkosten erhöhten sich auf 2,752 Milliarden Dollar. Die Kosten je Kilowatt lagen nun bei 1229 Dollar.[15] Nach Plan könnte 1984 bereits das neu entwickelte System für flüssige radioaktive Abfälle getestet werden, dass die Abfälle auf ein Minimum reduzieren soll. Als erstes in Block 1, der bis 1984 betriebsbereit sein sollte.[16]

Betrieb

Das Kernkraftwerk im August 2007

Im Jahr 1984 war der erste Block betriebsbereit, jedoch verweigerte das Atomic Safety and Licensing Boards die Betriebslizenz der beiden Blöcke. Grund war einerseits die unzureichenden Baudokumentationen während der Kontrollen, sowie die finanzielle Situation von Commonwealth Edison, die mögliche Nachrüstungen nach Three Mile Island nahezu unmöglich machte. Die Lizenz sollte erst erteilt werden, wenn entsprechende Vorkehrungen getroffen wurden. Dies führte zu einer weiteren Verschiebung des Projekts, dass das Licensing Board als eine Art Kondolenzzeit verstand. Die Bonität der Gesellschaft wurde seitens Standard & Poor von BBB+ auf BBB- heruntergestuft.[17] Kurze Zeit später wies die Nuclear Regulatory Comission den gesamten Plan für die Anlage ab.[18] Ob das 3,35 Milliarden Dollar teure Kernkraftwerk überhaupt eine Betriebslizenz erhalten würde war fraglich.[19] Seitens Commonwealth Edison wurde dieser Schritt überraschend aufgenommen, zumal der Betreiber bisher die meiste Erfahrung im Betrieb von Kernkraftwerken hatte und die meisten Reaktoren besaß. Der Konzern ging gegen diese Schritte juristisch vor.[20] Erst nach neun Monaten und einer erneuten Inspektion der Anlage wurde am 31. Oktober 1984 die Lizenz für den ersten Block zum Bestücken mit Brennelementen und den Probebetrieb erteilt. Am 14. Februar 1985 wurde die Lizenz zum Dauerbetrieb auf Volllast erteilt.[21]

Am 1. März 1985 wurde der erste Block erstmals mit dem Stromnetz synchronisiert und speiste Elektrizität aus. Am 16. September 1985 wurde der Block in den kommerziellen Betrieb übergeben.[7] Seitens der US-Energiewirtschaft wurde die Inbetriebnahme des Blocks als großer Schlag gegen die Kohleverstromung gesehen und als ein Erfolgsprojekt für die zivile Nutzung der Kernenergie.[22] Allerdings wurde im Sommer 1985 Eis an dem Kühlturm des ersten Blocks gefunden. Zwar richtet das Eis keinen Schaden an, jedoch muss die Luftzufuhr zu den Kühltürmen besser kontrolliert werden. Bereits vorher wurde Eis an den tragenden Strukturen des Kühlturms im unteren Bereich festgestellt, das jedoch Schäden verursachte. Ein Grund hierfür war die nicht durchgeführte Installation eines entsprechenden Eisschutzes; ein weiterer Grund war, dass Commonwealth Edison bisher keine Erfahrung mit Kühltürmen gemacht hatte, da es die erste Anlage mit Kühltürmen des Unternehmens ist.[23] Um den zweiten Block betriebsbereit zu machen wurde 1986 erneut eine Milliarde Dollar aufgebracht, womit das ganze Projekt fast acht Milliarden Dollar kostete.[24] Am 6. Februar 1987 konnte der Block erstmals mit dem Stromnetz synchronisiert werden und Elektrizität in das Netz abgeben. Der kommerzielle Betrieb konnte am 2. August 1987 aufgenommen werden.[7]

Die Kühltürme der Anlage

Im Jahre 1987 begann in Block 1 ein Programm, um die Betriebstemperatur auf der Primärseite zu senken, ohne Energieeinbußen auf der sekundären Seite zu haben. Hierdurch soll versucht werden die Beanspruchung der Rohrleitung in den Dampferzeugern zu senken, um so möglichen Rissen vorzubeugen und dadurch verursachte Wartungen zu verringern. Stattfinden sollte dieses Versuchsprogramm unter Volllast, um die Langzeitauswirkungen festzustellen.[25] Noch im gleichen Jahr prüfte Commonwealth Block 2, sowie die beiden Blöcke des Anlage in Braidwood in ein separates Unternehmen einzugliedern, dass eine volle Tochter der Commonwealth Edison sein würde. Hierdurch könne der Verwaltungsaufwand vereinfacht werden. Ebenso wurde davon ausgegangen, dass dieser Schritt deregulierend auf dem Markt wirken könnte.[26]

Im Jahr 1990 schloss Commonwealth Edison zusammen mit Pacific Nuclear Systems zur Behandlung der radioaktiven Abfälle einen Vertrag, der eine Laufzeit über drei Jahre hatte und drei Milliarden US-Dollar kostete.[27] Im Jahr 2000 ging durch die Fusion von PECO, der Unicom Coporation und Commonwealth Edison der Besitz und Betrieb in die Hand des Nachfolgeunternehmens Exelon über, sowie 18 weitere Reaktoren in den Vereinigten Staaten von Amerika.[28]

Am 30. Januar 2012 kam es zu einem Zwischenfall als sich der zweite Block aufgrund von unbalancierten Spannungsebenen zwischen dem Block und dem externen Stromnetz selbst abschaltete. In der Folge mussten die Operatoren das gesamte Versorgungssystem des Blocks vom externen Stromnetz trennen und die Notstromversorgung anlaufen lassen. Das Werk war für solch ein Problem nicht ausgelegt, weshalb dies nicht automatisch erfolgte. Nach Ansicht der Nuclear Regulatory Comission hätte das externe Stromnetz bei einer unterbliebenen manuellen Trennung das Kernnotkühlsystem beschädigen können. Aufgrund der erst ein Jahr zurückliegenden Katastrophe von Fukushima-Daiichi gab es einen entsprechenden Medienauflauf im Bezug auf diese Störung. In der Folge des Problems und die Gefahr die hiervon ausging forderte die Nuclear Regulatory Comission aufgrund möglicher ähnlicher Konstruktionsfehler von allen 104 US-Kernreaktoren die entsprechenden technischen Dokumentation hierzu an, auch von den erst dieses Jahr vier neu lizenzierten Reaktoren für die Kernkraftwerke Vogtle und Virgil Clifton Summer.[29]

Stilllegung

Beide Blöcke haben eine Betriebslizenz für 40 Jahre bis zum Jahre 2024 für Block 1 und bis 2026 für Block 2.[30]

Technische Details

Beide Reaktoren sind Druckwasserreaktoren von von Westinghouse,[31] von denen Block eins eine elektrische Leistung von 1164 netto und 1225 MW brutto, Block zwei 1136 MW netto und 1196 MW brutto.[7] Die Kühltürme der Anlage sind zwei Naturzug-Nasskühltürme, die beide eine Höhe von 150,88 meter haben bei einem Basisdurchmesser von 184,4 meter. Die Kühlsektion befindet sich 18,9 meter hoch und hat einen Durchmesser von 10,67 meter. Bei einem Durchfluss von 2505942,6 Liter pro Minute wird das Wasser zwischen 24 und 16 °F gekühlt.[23]

Daten der Reaktorblöcke

Das Kernkraftwerk Byron besteht aus zwei in Betrieb befindlichen Reaktoren.

Reaktorblock[7] Reaktortyp Leistung Baubeginn Netzsyn-
chronisation
Kommer-
zieller Betrieb
Stilllegung
Typ Baulinie Netto Brutto
Byron-1 DWR Westinghouse M412 1164 MW 1225 MW 01.04.1975 01.03.1985 16.09.1985
Byron-2 DWR Westinghouse M412 1136 MW 1196 MW 01.04.1975 06.02.1987 02.08.1987

Einzelnachweise

  1. Donald L. Schurman, u.a.: roceedings of the 1997 IEEE Sixth Conference on Human Factors and Power Plants: Global Perspectives of Human Factors in Power Generation, June 8-13, 1997, Orlando, Florida. Institute of Electrical and Electronics Engineers, 1997. ISBN 0780337700.
  2. Dealer's digest, Band 39. IDD., 1973.
  3. American Nuclear Society: Nuclear news, Band 16,Ausgaben 1-2. American Nuclear Society., 1973.
  4. Nuclear engineering international, Band 19. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1974.
  5. University of Illinois at Chicago Circle. Energy Resources Center, u.a.: Energy conservation policy options for Illinois: proceedings of the Second Annual Illinois Energy Conference, June 24-25, 1974. Office of Publications Services of the University of Illinois at Chicago Circle.
  6. Aware, Ausgaben 28-51. Community Performance Publications, Inc., 1975.
  7. a b c d e Power Reactor Information System der IAEA: „United States of America“ (englisch)
  8. Warren E. Nyer, Atomic industrial Forum: Summary report, Workshop on Reactor Licensing and Safety: this summary report is based on presentations made at the AIF Workshop on Reactor Licensing and Safety, held 25-28 January 1976 at the Royal Sonesta Hotel, New Orleans, Louisiana. In: Band 3,Ausgabe 4 von AIF program report, Atomic Industrial Forum. Atomic Industrial Forum, 1976.
  9. Idaho. Division of Highways, u.a.: Proceedings, Band 15,Teil 1977.
  10. National Association of Regulatory Utility Commissioners: Proceedings [of the] annual convention, Band 88. The Association., 1977.
  11. Engineering news-record, Band 200,Ausgaben 14-26. McGraw-Hill, 1978.
  12. Great Britain. Parliament. House of Commons: Papers by command, Band 16. HMSO, 1980.
  13. United States. Dept. of Energy: DOE/RG.. In: Band 36 von DOE/RG, United States. Dept. of Energy. U.S. Dept. of Energy, 1980.
  14. American Bar Association. Section of Public Utility Law: Annual report. American Bar Association, 1981.
  15. Moody's bond survey, Band 74,Ausgaben 28-41. Moody's Investors Service., 1982.
  16. Platts power, Band 127,Ausgaben 7-12. Hill Pub. Co., 1983.
  17. Standard and Poor's Corporation: Fixed income investor, Band 4,Ausgaben 1-13. Standard and Poor's Corp., 1984.
  18. The Economist, Band 290,Ausgaben 7323-7335. Charles Reynell, 1984.
  19. Modern power systems, Band 4,Ausgaben 1-6. Miller Freeman Publications, 1984.
  20. Briton Hadden, Henry Robinson Luce: Time, Band 123. Time Inc., 1984.
  21. Western Society of Engineers (Chicago, Ill.): Midwest engineer, Bände 37-38. Western Society of Engineers, 1984.
  22. Coal age, Band 90. McGraw-Hill, 1985.
  23. a b Platts power, Band 131,Ausgaben 7-12. Hill Pub. Co., 1987.
  24. Sumner N. Levine, Dow Jones-Irwin: The ... Dow Jones-Irwin business and investment almanac. Dow Jones-Irwin, 1986. ISBN 0870946978.
  25. American Nuclear Society: Transactions, Bände 54-56. In: Transactions, American Nuclear Society. American Nuclear Society, 1987.
  26. Nuclear Engineering International: Nuclear engineering international, Band 32,Ausgaben 390-401. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1987.
  27. HazMat world, Band 3. Tower-Borner Pub., 1990.
  28. United States. Congress. House. Committee on Commerce. Subcommittee on Energy and Power: National energy policy: the future of nuclear and coal power in the United States : hearing before the Subcommittee on Energy and Power of the Committee on Commerce, House of Representatives, One Hundred Sixth Congress, second session, June 8, 2000, Band 4. In: National Energy Policy: The Future of Nuclear and Coal Power in the United States : Hearing Before the Subcommittee on Energy and Power of the Committee on Commerce, House of Representatives, One Hundred Sixth Congress, Second Session, June 8, 2000, United States. Congress. House. Committee on Commerce. Subcommittee on Energy and Power. U.S. G.P.O., 2000.
  29. World Nuclear News: Regulator warns of design vulnerability, 30.07.2012. Abgerufen am 31.07.2012. (Archivierte Version bei WebCite)
  30. Nuclear Regulatory Commission (U.S.) [Hrsg.]: United States Nuclear Regulatory Commission Information Digest 2008-2009. Government Printing Office, 2008. ISBN 0160814421.
  31. Byron Nuclear Power Plant, IL 02.JPG. Heywood-Temple Industrial Publications Ltd., 1984.

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.