Energiewende - der Kugelbett-Ofen

 

Die wichtigsten Argumente für den Kugelbett-Ofen -   und was evtl. nachteilig sein könnte -                        Stand Juli 2016

 

Dies ist eine ergänzende Website zur Sicherung  des Know-How vor dem Vergessen – sie wird nach Bedarf und Möglichkeiten weiterentwickelt. Wer sponsorn oder spenden will, kann dies gerne über www.biokernsprit.org tun.

 

Die Gegenüberstellung beruht auf Erfahrungen aus den beiden deutschen Kugelbett-Reaktoren AVR Jülich, HTR Hamm, sowie dem chinesischen HT – 10 in Beijing unter Berücksichtigung neuer deutscher Vorschläge sowie des MIT-Projektes „Pebble bed reactor“  http://web.mit.edu/pebble-bed)

 

 

Siehe auch das  Buch „Energiewende – Der Kugelbett-Ofen“ ISBN 978-3-639-46144-2 , 195 S. Akademikerverlag, Febr. 2013, Euro 79,-

 

Wer diese Website sponsort, erhält das Buch geschenkt (ein Expl. je Euro 100,- Sponsorbeitrag Konto 310-509, Postbank Köln 370 100 50)

 

 Für den Inhalt verantwortlich Dipl.-Ing. Jochen Michels – siehe Impressum unter www.biokernsprit.org

 

 

 

 

 

Probleme heutiger Kern-Kraftwerke

Vorteile des HTR-Kugelbett-Konzeptes

Kommentare von Herrn H. Narroq vom 4. Mrz. 13

Kommentare von Dr. Ing. Günther Dietrich, langj. GF der HKG (Betreiber des THTR)

 

Technische Sicherheit –

die Sicherheit in heutigen Konstruktionen hängt stark von aktiven technischen Systemen ab. Redundante Energiequellen, Core-Kühlsysteme und Steuerungssysteme sind dort unentbehrlich.

Solche Hochsicherheitssysteme sind nicht erforderlich.

Die Konstruktion in sich selbst ist von Natur aus sicher  („inhärent sicher“.

Von Menschen gesteuerte oder automatisierte Sicherheitssysteme sind zur Wahrung der Reaktorsicherheit nicht erforderlich.

Eine inhärente Sicherheit ist nur bei sehr kleinen HTR Einheiten mit sehr geringer Leistungsdichte gegeben. Gem. Prof. Bonkert (Jülich) bis ca. 150MWth (mündlich, Erinnerung).

Einen Reaktor eines anderen Typs könnte man natürlich auch mit geringer Leistung und Leistungsdichte entwerfen, beispielsweise als Leichtwasserreaktor oder besser als Schwerwasserdruckkesselreaktor analog Atucha.  Nur ist ein solcher dann natürlich genauso hoffnungslos unwirtschaftlich wie ein HTR.

Gem. Prof. Kugeler bis 400 MWth[Phys. Blätter siehe Beilage, wird auf Anforderung zugesandt]

 

Beide sind weniger effizient als ein HTR und nur „reine“ Stromerzeuger. Zudem ist hier ein Widerspruch zum Konzept in der Gesamteinschätzung, wo kleine, bleigekühlte Reaktoren als Ergänzung vorgeschlagen werden!

 

Regeltreue – die Regulierung durch Vorschriften hat zahlreiche teure Betriebsänderungen und erzwungene Abschaltungen verursacht.

Einfachheit in Bau und Konstruktion sowie inhärente Sicherheit dieses Konzepts erlauben risikogesteuerte Regelung. Regulatorische Anforderungen sind daher viel weniger komplex und deren Einhaltung kostet weniger.

Ein HTR erfordert teure Hochtemperaturfeste Materialien, die Leistungsdichte ist gering. Damit ergeben sich höhere Baukosten als bei anderen Konzepten.

 

Viele der Kosten eines Genehmigungsverfahrens sind nicht vom Reaktortyp abhängig. Bei der Genehmigung eines Kernkraftwerks gibt es die Bauart Genehmigung und die Standortabhängige Genehmigung. Zur standortabhängigen Genehmigung gehören z.B. Metereologisches Gutachten, Seismisches Gutachten,  Geologisches Gutachten, Schutz gegen 10.000 jähriges max. Hochwasser..u.v.m (Informationen v. J. Narrog, einst Strahlenschutz und  Reaktorsicherheit BaWü) Insgesamt sollte eine Genehmigung für einen HTR nicht wesentlich günstiger sein als für einen LWR*.

Geschätzte Kosten: Design Approval ca. 300 – 500 Mio. $, Standortabhängige Genehmigung Site Approval ca. 200 Mio. $. (persönliche Schätzung). Einige Daten aus den USA findet man auf der Seite des NEI

*Die letzten Genehmigungsverfahren für neue Kernkraftwerke fanden in D in den 80er Jahren statt.

Ein HTR würde in  größerer Ausführung  nicht zwangsläufig teurer.

 

Wenn überhaupt die „Approval-Kosten“ so hoch wären, dann würden sie wegen der nachfolgenden Serie auf viele, gleiche Anlagen verteilbar sein. Design auf alle Anlagen der Serie; Site-Approval auf die x Blöcke am Standort.

 

Unkontrollierte Verbreitung –

Sicherheitskräfte und – Einrichtungen gegen Sabotage und Diebstahl des Kernmaterials binden einen bedeutenden Teil von Betriebskapital und –kosten.

Die inhärente Sicherheit dieser Konstruktion verringert die möglichen Folgen jedes denkbaren Sabotageversuchs erheblich. Die Kugel-Brennelemente (BE) in diesem Konzept sind stabil. Sie erzielen solch hohen Abbrand, daß ihre Wiederaufarbeitung nicht lohnt. Sie wäre so schwierig, dass sie für Terrorosten praktisch uninteressant sind.

Man kann davon ausgehen, dass eine Bewachung eines Kernkraftwerks verpflichtend ist, unabhängig vom Reaktortyp.

 

Erforderlich ist eine Bewachungsfirma.

Kosten, ca. 3 Mio. €/a (Schätzung) 0,075c/kWh für den LWR. Hinzu kommen Investitionen in den Zaun, Kameras, Bewegungsmelder etc.

Ein jedes Kernkraftwerk enthält hochradioaktive Substanzen die theoretisch dem Bau einer schmutzigen Bombe dienen könnten und so erfordert ein solches eine entsprechende Bewachung.

 

 Wenn man an eine sehr langfristige Kernenergie Zukunft denkt, ist die Wiederaufbereitung  Voraussetzung derselben.

Die vorgesehenen Abbrände, soweit mir bekannt 70 – 100 MWd/Kg sind etwas höher als beim LWR  50 – 60 MWd/Kg.

 

Diese Relation wäre für eine 500 MWe Anlage gerechnet und beträfe eine Mannschaft von 60 bis 70 Wachleuten. Bei einer Modulanlage mit 6 Blöcken läge das ähnlich.

 

Wiederaufarbeitung ist bei Verwendung von Thorium nicht erforderlich, da genügend Reserven.

 

Der Abbrand beim THTR war 115 – 152 MWd/kg (schon 1970, da hatten LWR noch 30 – 40 MWd/kg).

Hierzu ist der Artikel von Kugeler [Phys. Blätter] wegweisend: Ein HTR – wie hier diskutiert ist inhärent sicher und damit unterscheidet sich die Sicherheitslage grundsätzlich vom LWR.

 

Bauphase, Kapitalbindung-

die lange Zeitdauer von 5 bis 15 Jahren für den Bau einer Anlage führt zu enormen Kosten, weil das Baukapital verzinst werden muss.

Für einen zweiten Prototypen (der erste war bis 1988 in Hamm) wird man nach so langer Ruhezeit und wegen des Lernprozesses bei Errichtern und Aufsichtsbehörden u.U. länger benötigen.

Danach kann man diese Reaktoren teilweise vormontieren und in Phasen versetzt errichten.

Die Endmontage wird vor Ort durchgeführt. Infolgedessen beläuft sich die Gesamtzeit von der Entscheidung bis zur Produktion auf 2 bis 4 Jahre für die erste Einheit. Weitere Einheiten können dann alle drei bis sechs Monate fertig gestellt werden.

Die kürzesten Bauzeiten werden aktuell bei der CPR1000 Serie in China realisiert, ca. gut 4 Jahre vom  Giessen des ersten Betons (Offizieller Baubeginn gem. IAEA). Zuvor wird das Baugelände erschlossen. Dazu gehören Strassen, Telekommunikation und Strom.  Es addieren sich 1 -2 Jahre.

 

Das Vormontieren von Modulen ist beim Bau von Leichtwasserkernkraftwerken üblich, Beispiel AP1000 in China. Ein HTR baut trotz seiner geringen Leistung sehr gross. Daher ist dieser Reaktortyp für ein vormontieren von Modulen nicht gerade prädestiniert. 

 

Ein Lernprozess beim Bau neuer Kernkraftwerkstypen, oder der Bau durch Firmen ohne kürzlich erworbene Erfahrung ist normal. Eine sehr extreme Lernkurve verzeichnet man beim EPR in Finnland.

Die Erfahrung mit den bisherigen Prototypen THTR spricht nicht gerade zugunsten einer generell kürzeren Bauperiode.

 

 

Die Planung für den HTR-PM in China (220 MWe) sieht 51 Monate vor.

 

 

 

Auch bei HTR-Modulen ist eine Vormontage der wichtigen Komponenten möglich und vorgesehen. Selbst beim THTR wurde der Dampferzeuger komplett montiert auf die Baustelle geliefert.

 

 

 

 

Erfahrung, Stückzahl

Die weltweit 430 laufenden konventionellen Reaktoren haben für Hersteller und Betreiber viel Erfahrung mit sich gebracht.

Die bisher nur 3 betriebenen Öfen in Jülich, Hamm und Beijing haben in China genug Erkenntnis gebracht, dass seit Dez. 2012 an dem Doppel-Reaktor in Shandong weiter gebaut wird.

Dann sollen 18 weitere folgen.

Die chinesische Regierung hat eine Willensbekundung zum Bau dieser 18HTR gegeben. Es handelt sich nicht um einen konkreten Auftrag. In der Vergangenheit hat sich die chinesische Regierung recht flexibel gezeigt.

 

 

 

Kapazität –

Aktuelle Konstruktionen verlangen vom potentiellen Käufer, zwischen sehr großen (>1.200 MWe) oder kleinen (600 MWe) Anlagen zu wählen. Das zwingt den Käufer zu Prognosen des Energiebedarfes für mindestens vierzig Jahre: kann er in der Lage sein, 1200 MWe zu verkaufen wenn er die große Anlage errichten lässt? Wählt er dagegen die kleine Einheit und zukünftig erhöht sich die Nachfrage, dann ist er an die viel zu kleine Einheit gefesselt.

Diese Konstruktion erlaubt den Investoren, nur die Kapazitäten aufzubauen, die sie jeweils benötigen. Wenn sie z.B. 600 MWe bzw. die entsprechende Hochtemperatur-Wärme für die nächsten zehn Jahre verkaufen können, darüber hinaus aber unsicher sind, so können sie erst einmal sechs Einheiten à 100 MW am Standort nacheinander errichten.

Die schnelle Montage, die dieses Konzept auszeichnet, erlaubt zukünftige Steigerungen der Kraftwerksleistung sehr einfach. Deshalb braucht der Kunde kein Kapital zu investieren, bevor er die Marktnachfrage sicher abschätzen kann.

 

Das ist nicht zu beanstanden. Aus Kostengründen bevorzugt man heutzutage Standorte mit mind. 1.000MWe, meist 2 x 1.000MWe. Andernfalls ist ein solches Projekt sehr unwirtschaftlich.

 

 

 

Export-Situation

Die größte Nachfrage nach neuer Erzeugungskapazität kommt aus den Schwellen- und Entwicklungsländern. Dort fehlen gewöhnlich die Vorbedingungen und das Know-how zur Errichtung von gängigen Kernkraftwerken

Die Konstruktion ist auch für den Export sehr geeignet. Anders als Industrieländer haben diese Länder oft nicht die Fernnetze, um sehr hohe Strom-Leistungen zu übertragen. Anlagen mit kleineren Kapazitäten, die beim HTR wirtschaftlich möglich sind, können den Bedarf im nahen Umfeld bedienen, ohne Überkapazitäten zu vergeuden. Dieses Konstruktionsprinzip kann wegen der niedrigeren Sicherheitskosten auch für geringere Bedarfsprofile dimensioniert werden. Sie können verbrauchsnah verteilt werden. Möglicherweise ist sogar Transport per Schiff oder Lastkahn, vielleicht sogar durch Bahn machbar.

Der Verbrauch eines Haushalts schwankt zwischen 0 und 5kW um einen Mittelwert von 500W. Je grösser ein Elektrizitätsnetz ist, desto mehr werden die Schwankungen geglättet und umso geringer müssen die relativen Reservekapazitäten sein. Weltweit haben sich zentrale Netze und grosse Kraftwerke durchgesetzt. Viele Länder die einst Entwicklungsländer waren,  haben heute Stromnetze mit zig-1000 MW Erzeugungskapazität.

 

Sofern man beim HTR bei der Spannbetonkonstruktion bleibt, ist diese Konstruktion für einen Bahntransport gänzlich ungeeignet.

In großen Ländern und großen Verbundsystemen. In kleine Netzen kann die größte Einheit nicht mehr als 10 – 15 % der Gesamtleistung haben.

Die Sicherheitskosten eines inhärent sicheren HTR müssen und werden niedriger sein als bei  KKW, die diese Eigenschaft nicht aufweisen können.

 

 

Austausch großer Komponenten –

Heißwasser und Dampf schaffen in LWR eine konstante aggressive Umgebung für die Ausrüstung. Kommerzielle DWR erfordern Inspektionen und Ersatz der Dampferzeuger. SWR erfordern ebenfalls teuren Austausch der Kondensatoren. Bei beiden verursacht der Dampf Abnutzung der Turbinenschaufeln.

Diese Konstruktion kommt für fast alle Komponenten völlig ohne wasserkorrosive Umgebung aus.  Da ein Edelgas (z. B. He)  als Kühlmittel verwendet wird, halten die wichtigen Teile viel länger und chemische Störwirkungen sind auf Dauer nicht zu befürchten.

Die Herausforderungen für Leitungen und Ventile durch das sehr dünne Helium sind schon in Jülich und Hamm erkannt und gelöst worden

Bei den bisherigen HTR hat man die Wärme auf einen Dampfkreislauf übertragen. Der Grund ist, dass Wasser/Dampf Kreisläufe Stand der Technik  und wirtschaftlich sind.

Sofern man eine große Zahl an HTR bauen würde, könnte ein Heliumkreislauf  mit Verdichter-Zwischenkühler – Turbine mit Zwischenerhitzer – Wärmetauscher gebaut werden. Allerdings dürften die Kosten aufgrund der geringen Dichte des Gases, der schlechten Wärmeübertragung und der hohen Temperaturen nicht günstiger sein. Zum Beispiel hat man die Wärmetauscher des THTR aus hochtemperaturfesten Materialien ausgelegt. Trotz eines großen Temperaturgefälles fielen diese im Verhältnis zur übertragenen elektrischen Leistung 8 x grösser aus. Insgesamt ist ein Heliumkreislauf recht groß, erfordert teure hochtemperaturfeste Materialien und ist damit wesentlich teurer als ein Wasser-Dampf Kreislauf. 

HTR können aufgrund der hohen Primärkreistemperaturen auch die neuen Entwicklungen zu superkritischen Dampfparametern nutzen und somit Wirkungsgrade erreichen, die über 45 % liegen. LWR nicht über 35 %

 

Brennstoff-Lade-Unterbrechnungen

Die heutigen Anlagen müssen alle 18-24 Monate für ungefähr 40 Tage abgeschaltet werden, um neue BE zu laden. Als Folge kann selbst bei tadelloser Funktion keine Anlage einen besseren Kapazitätsfaktor erzielen als 90 Prozent. 

Die Kugelform erlaubt kontinuierliche Brennstoffzu-/abfuhr unter Volllast und erfordert daher kein Abschalten zum Nachladen. (Ofenprinzip statt Meilerprinzip) Das ergibt nicht nur bedeutende Verbesserungen in der Jahresauslastung sondern vermeidet auch die zyklischen Belastungen der Anlage durch Abschaltungen und Wiederanfahren. Für Prozesswärme im Industriebedarf ist Kontinuität oft eine entscheidende Voraussetzung

die Zahl möglicher Betriebsstunden hängt nicht unbedingt von den Brennstoffwechselzeiten ab. Gem. einiger Praktiker benötigen die Revisionsarbeiten mehr Zeit als die Brennstoffwechselintervalle. Ich kann keinen Grund erkennen warum die Revisionsarbeiten beim HTR schneller von statten gehen sollen. Eine Back-up Erdgasanlage wird schwer vermeidbar sein.

 

Wie bei jedem Industrieprozeß wo Dampf und Wärme 8760 h/a verfügbar sein muss, per zusätzlichem Heizkessel, auch bei einem HTR für unterbrechungsfreie Industrieprozesse (Chemie o.ä.) ein Heizkessel installiert sein.

 

Wartung ohne Betriebsunterbrechung – weil man die Sicherheitssysteme während der Stromproduktion benötigt, verlangt die Anlage häufig Abschaltungen für die Wartung..

Weil keine aktiven Sicherheitssysteme vorhanden sind, sind auch vergleichbare Wartungspausen entbehrlich. Wenn eine Anlage aus mehreren Einzel-Reaktoren besteht, kann jede Einheit zur Wartung separat abgeschaltet werden, ohne dass gravierende Auswirkungen auf die Gesamt-Erzeugung entstehen.

Die möglichen Betriebsunterbrechungen eines HTR sind abhängig von der Ausarbeitung des Konzepts. Ein HTR enthält Pumpen, Rohrleitungen, Messtechnik, Turbinen, Generatoren, Transformatoren.

 

Soweit bekannt ist es sehr optimistisch signifikant geringere Ausfallzeiten als beim LWR anzunehmen.

 

Siehe den obigen Kommentar

 

Brennstoff-Beseitigung - Abgebrannte BE erfordern für einige Jahre Lagerung in Abkühl-Becken, bevor sie dauerhaft gelagert werden können. Endlagerung erfordert umfangreiche Untersuchungen, um nicht das Risiko langfristiger Schäden an Behältern und im Lager einzugehen. Sie erfordert möglicherweise teure Einglasung, um sie ausreichend stabil für Langzeit-Entsorgung zu machen. 

Der kugelförmige Brennstoff mit den eingelagerten Körnern (aus Thorium und Uran)  ist zur Endlagerung sofort in dem Moment geeignet, wo er – abgebrannt – das Core des Reaktors verlässt. Abkühlbecken sind nicht erforderlich. Die einzigartigen Karbid-überzogenen Brennstoff-Körner sind vollständig stabil bis 16000C. Daher ist geologische Endlagerung überflüssig.

Erwartet wird ein Abklingen auf Normalwerte in etwa 300 Jahren. Weiterverarbeitung zu Nutzstoffen mit Hilfe von Transmutation / Spallation wird so ermöglicht. Waffen-Plutonium fällt nicht an.

Bei einem Abbrand von 70 – 100MWd wird man den abgebrannten Brennstoff ein paar Jahre gekühlt zwischenlagern müssen. Eine jahrelange gasgekühlte Zwischenlagerung ist vermutlich teurer und risikobehafteter als die Lagerung abgebrannten LWR Brennstoffs in Wasserbecken.

 Der abgebrannte Brennstoff eines HTR ist hochradioaktiv. Hochradioaktive Kugeln wird man vermutlich nicht zum Boule spielen verwenden. Eine geologische Endlagerung ist Stand der Technik.

 

Die Voraussetzung der Transmutation ist die Wiederaufbereitung, sprich die Auftrennung der Bestandteile des Brennstoffs die weiter oben ausgeschlossen wurde. Thoriumhaltiger Kernbrennstoff lässt sich aufgrund der harten Gammastrahlung des im Reaktor entstehenden 232U nur schwer wiederaufbereiten.

 

Nein, da der HTR geringere Leistungsdichte hat, s.a. THTR 200 d luftgekühlte Abklinglagerung.

 

 

 

Da der HTR-Brennstoff quasi nicht wärmeentwickelnd ist wäre auch eine andere Lagerung denkbar als die in tiefen geologischen Schichten. Dann wäre dies auch weniger kostenintensiv.

 

Betriebs-Wirkungsgrad - der Rankine-Dampfzyklus bei LWR  ist hat seine maximale Leistungsfähigkeit bei etwa 35%.

Der Brayton-Zyklus im HTR-gespeisten Energiewandlersystem kann 45%.übersteigen.

Die Brennstoffkosten sind bei einem Kernkraftwerk nicht massgeblich. Der reale Vorteil eines höheren Wirkungsgrades ist ein kleinerer Kühlturm.

Der wirkliche Vorteil ist die höhere Stromausbeute und die jenseits der reinen Stromerzeugung liegenden Einsatzmöglichkeiten des HTR.

 

Mitarbeiterschaft-

Personalkosten sind die größte Komponente für Betrieb und Wartung.  LWR in den USA  und andernorts beschäftigen zwischen einer viertel und einer ganzen Person für jedes erzeugte MWe. Auch wenn man die Kapazität als Bezugsgrösse nimmt, kommt man zu ähnlichen Personalbedarfswerten.

Das Kugelbett-Konzept hat zwei klare Eigenschaften, die zu viel weniger Personalaufwand führen:

Erstens qualifiziert die Einfachheit der Konstruktion sie für stärkere Automatisierung. Das Fehlen komplexer Sicherheits- und Hilfssysteme verringert den Bedarf an ausgebildetem Bedien- und Wartungspersonal.

Zweitens kann man bei größeren Wartungsprojekten  einzelne Komponenten zur Überholung an den Hersteller schicken. Wir schätzen den Personalbedarf für eine Anlage mit 10 Einheiten auf 150 bis 200 Personen, das ist eine Person je 5,5 MWe.

Das Kernkraftwerk Brokdorf beschäftigt 387 Personen inkl. Auszubildender, s. Homepage! Kapazität 1410MWe, Kosten 1,5 €/MWh, 0,15c/kWh.

 

Der THTR beschäftigte seinerzeit 250 MA. Meine persönliche Schätzung für den Personalbedarf  zum Betrieb eines HTR in einem Kraftwerkspark liegt bei  100 – 200 MA. Kosten 0,6c/kWh. Begründung : Jeder Reaktor benötigt eine Leitwarte zzgl. einer zweiten geschützten Leitwarte. Viele Arbeiten und Arbeitsplätze sind nicht abhängig von der Blockgrösse. 

Das Konzept von Modul-HTR sieht vor mehrere Anlagen mit einer zentralen Warte zu bauen. Diese „6 oder 8-packs“ kämen mit vergleichbaren Personalzahlen aus und lägen dann bei ca. 0,2 ct/kWh. Generell sollte die Entwicklung auf dem Sektor der konventionellen Kraftwerke beim Personalbedarf nicht außer Acht gelassen werden die von 200 cap/300 MW auf heute 150 cap/1500 MW, d.h. von 0,6 cap/MW auf 0,1 cap/MW zurückgegangen ist. Und auch hier bitte nicht die Vergleichbarkeit des HTR im Sekundärkreislauf mit Kohlekraftwerken vergessen.

 

Abwärme –

der übliche Rankine-Dampfzyklus verlangt die Abfuhr großer Mengen an Abwärme. Dadurch geht viel potentielle Energie verloren, die Umwelt wird stark belastet. Man braucht einen großen Kühlkörper, d.h. den Bau von teuren Kühltürmen oder die Lage nahe einem großen Gewässer. 

Da wir den Brayton-Zyklus einsetzen wird weniger Wärmeenergie abgewiesen. Daher werden keine teuren Kühlwassersysteme benötigt. So gibt es bedeutend weniger Umweltbelastung oder geographische Einschränkungen.

Die Abwärme wird durch trockene Luft entfernt und diese kann mancherorts als  Wärmequelle für Fernheizung und andere kommerzielle Anwendungen dienen. Damit kann das Konzept sogar noch wirtschaftlicher werden.

 

Alle Kernkraftwerke werden nahe eines Gewässers mit verlässlicher Wasserführung errichtet! Allerdings könnte man auch einen LWR mit einem Trockenkühlturm zu entsprechenden Kosten ausstatten.

 

Ein Trockenkühlturm ist um ein Vielfaches teurer als ein Nasskühlturm und verschlingt mit seinen Gebläsen recht viel Leistung. Deshalb kommen Trockenkühltürme lediglich in Wüstenregionen zum Einsatz, Beispiel Iran westlich Teheran, Beispiel Tunesien. Es handelt sich um Erdgaskraftwerke. 

Auch bei einem Wirkungsgrad von 45% fallen 55% der Energie als Abwärme an.

 

Mit einem Trockenkühlturm sind die 45% Wirkungsgrad eines HTR, je nach Temperaturniveau mit Trockenkühler passé.

 

Technisch machbar, wirkt sich aber beim LWR stärker im Wirkungsgrad aus.

 

Beim THTR mit 300 MWe kostete der Trockenkühlturm 44 Mio DM; d.h. 30€/kWth.

 

Die hierbei einzusetzenden Trockenkühltürme haben keine Gebläse, sondern sind Naturzugtürme (siehe THTR 40 % Wirkungsgrad trotz Trockenkühlturm). Die 45 % sind nicht überholt, siehe THTR mit WDK der 60er Jahre(180 bar, 530°C) und Trockenkühlturm

 

Stilllegung – Rückbau

die schiere Größe vieler Komponenten erschwert die Endlagerung. Hohe Verschmutzungsgrade der Ausrüstung sowie die großen RCAs (radio contaminated asset) machen den Rückbau sehr teuer. Die Stilllegung früherer Anlagen machte die Zerlegung vieler großer Komponenten erforderlich, bevor man sie abtransportieren kann. Dies erfordert teure Kontrollen der Kontamination und führt zur Erzeugung zusätzlichen radioaktiven Abfalls, der ebenfalls entsorgt werden muss. 

Die enorme Haltbarkeit der „coated particles“ (Panzerkörner) schützt sie gegen Zerstörung. Daher kann man mit niedrigerem Kontaminationsniveau rechnen. Das führt zu geringeren Dekontaminationskosten. Die ganze Konstruktion ist kleiner und die Hauptbestandteile können zur Dekontamination – falls überhaupt erforderlich - zerlegt und transportiert werden. Der Reaktordruckbehälter zum Beispiel kann als Ganzes transportiert werden. Er kann so konstruiert werden, dass er (mit Schutzplatten) sein eigener Versandbehälter ist und schließlich sogar als Endlagerbehälter dienen kann. Die Kleinheit anderer Komponenten lässt sie in Standardcontainer passen. Weil es keine aktiven Sicherheitssysteme gibt (die möglicherweise verseucht sein könnten) und allgemein weit weniger andere Systeme existieren, ist die Gesamtmenge des zu beseitigenden Materials erheblich kleiner als für heutige Konstruktionen.

Bei 100 MWe / 250 MWth und einer Leistungsdichte von ca. 4 MWth/m³ ergibt dies ein Reaktorcore von 4m Durchmesser und 14 m Höhe was noch transportierbar wäre, auch in USA.

 

Aufgrund des Bergbaus der Vergangenheit ist die Einrichtung von Tiefenendlagern in Deutschland nicht zwangsläufig teuer. Toxische Abfälle werden ohne Aufsehen im ehemaligen Salzbergwerk Herfa-Neurode eingelagert. Das technisch vorbildliche Versuchsendlager für Leicht- und Mittelradioaktive Abfälle Asse, hatte ½ Mio. DM gekostet. Morsleben und Conrad haben sicherlich nicht viel mehr gekostet.

Die Einrichtung und Betrieb eines Tiefenlagers in einem jungfräulichen Salzstock für hochradioaktive Abfälle (Gorleben) könnte abseits des Deutschen Atomrechts ca. 3 Mrd. € kosten, ca. 0,015c/kWh.

Die Kosten der Endlagerung radioaktiver Abfälle werden in Deutschland durch ökoreligiöse Spektakel verursacht die nicht sach- oder faktenbedingt sind.

Die Thematik ist unabhängig vom gewählten Reaktortyp.

 

Der Abbruch eines großen Kernkraftwerks kostet in D, Beispiel Mühlheim-Kärlich, RWE Information 2009, 750 Mio. € und sind für die Gesamtkosten eines LWR Kernkraftwerks nicht maßgeblich. In den USA sollen diese Kosten in einem anderen regulatorischem Umfeld gem. NEI, WNN 300 – 400 Mio. $ betragen.

Vorbildlich würde man Asse heute nicht mehr nennen, denn es war als Salzbergwerk errichtet und auch ausgebeutet worden, was die heutigen Probleme(Wassereintritt) verursacht hat.

Mit einer halben Million ist man wohl kaum hingekommen, eher wohl Milliarde.

Konrad wird leider eher 3 Mrd € als 2 Mrd € kosten, denn man muss mit mind. 10.000 €/m³ bei 300.000 m³ Lagerkapazität rechnen (Prognosen des BfS und der EVU)

 

Die 0,015c/kWh sind wohl ein Rechenfehler um eine Zehnerpotenz drin 0,1 ct/kWh

Die 750 Mio Euro entsprächen ca. 0,25 ct/kWh wenn Mülheim-Kärlich 30 Jahre gelaufen wäre. Ist als Maßzahl für Konvoi-KKW zu verwenden.

 

Beispiel-Rechnungen Ein Standard-LWR ergibt ca. 5.000 m³ radioaktiven Abfall aus der Stilllegung.

10 HTR´s mit je 100 MWe würden zwar bei der Stilllegung wegen der niedrigeren Leistungsdichte ca. 20.000 m³ radioaktiven Abfall ergeben. Aus diesem Grunde erscheint die Endlagerung auf dem Reaktor-Grundstück plausibel, dazu  müssten dort Beton-Becken von 200 mal 10 mal 10 m. angelegt werden. Diese Grösse erscheint vertretbar.

Der milliardenschwere Aufwand für geologische Endlager entfällt daher.

Die Menge der bei einem Abbruch anfallenden radioaktiven Materialien die nicht recycled werden dürfen ist abhängig wieviele Jahre nach Stilllegung der Abbruch vorgenommen wird und auch abhängig von der Regulierung.

Beim HTR ist die Menge an anfallenden radioaktiven Materialien grösser.  

Dies wirkt sich bei der Endlagerung aus, also statt vielleicht 0,1 ct/kWh dann max. 0,15 ct/kWh. Das Volumen ist insgesamt pro MW größer, jedoch weniger MAW als beim LWR.

 

 

 

Erläuterung 1: Ein HTR erfordert teure Hochtemperaturfeste Materialien, die Leistungsdichte ist gering. Damit ergeben sich höhere Baukosten als bei anderen Konzepten.

 

Viele der Kosten eines Genehmigungsverfahrens sind nicht vom Reaktortyp abhängig. Bei der Genehmigung eines Kernkraftwerks gibt es die Bauart Genehmigung und die Standortabhängige Genehmigung. Zur standortabhängigen Genehmigung gehören z.B. Meteorologisches Gutachten, Seismisches Gutachten,  Geologisches Gutachten, Schutz gegen 10.000 jähriges max. Hochwasser..u.v.m (Informationen v. J. Narrog, einst Strahlenschutz und  Reaktorsicherheit BaWü) Insgesamt sollte eine Genehmigung für einen HTR nicht wesentlich günstiger sein als für einen LWR*.

Geschätzte Kosten: Design Approval ca. 300 – 500 Mio. $, Standortabhängige Genehmigung Site Approval ca. 200 Mio. $. (persönliche Schätzung). Einige Daten aus den USA findet man auf der Seite des NEI

*Die letzten Genehmigungsverfahren für neue Kernkraftwerke fanden in D in den 80er Jahren statt.

 Ein Hochwasser, ein Erdbeben unterscheidet nicht zwischen diversen Reaktortypen. Ein HTR enthält ein großes Potential hochradioaktiver Substanzen. In der Folge wird man vergleichbare Anforderungen an die Genehmigung stellen wie an andere kerntechnische Anlagen auch. Die meisten Länder orientieren sich an den IAEA Tec. Docs.. Mein Vater J. Narrog hat an den Katastrophenschutzplänen  von Brasilien bis China (z.B. 2009) mitgearbeitet. Auch Länder wie China, Bulgarien oder Brasilien fordern solche Prüfungen.

 

 

Wieso ist dann der HTR als VHTR im Programm der Generation IV?

 

 

Die Literaturstelle wäre interessant zu lesen.

 

d.h. bei Realisierung der Generation IV-Konzepte

 

Dieser Einsatzzweck ließe sich beim HTR durch Cogeneration mit erheblich besseren Nutzungsgraden (bis zu 85% statt nur 35 % beim LWR) realisieren.

 

 

 

 

Erläuterung II:    Man kann davon ausgehen, dass eine Bewachung eines Kernkraftwerks verpflichtend ist, unabhängig vom Reaktortyp. Erforderlich ist eine Bewachungsfirma. Kosten, ca. 3 Mio. €/a (Schätzung)

Für einen Terroristen ist es aufgrund der Dimensionen eher noch mühsamer ein abgeranntes hochradioaktives Brennelement eines LWR zu entwenden als hochradioaktive Kugeln eines HTR. In beiden Fällen enthalten diese hochradioaktive Spaltprodukte die dem Bau einer schmutzigen Bombe dienen könnten. In beiden Fällen ist der Bau einer Kernspaltwaffe aus dem abgebrannten Kernbrennstoff ohne die Mittel eines Industriestaates ausgeschlossen. Die frischen Brennelemente eines LWR enthalten ca. 5% 235U und sind nicht bombengeeignet. Bei den HTR Versuchsreaktoren wurden vielfach Brennelemente mit 93% angereicherten 235U und Thorium verwendet. Das ist ideal für einen chemisch, technisch versierten Bombenbauer. Es bedarf nicht der Infrastruktur eines Industriestaates um daraus eine funktionierende Bombe zu bauen. Sachlich gibt es keinen Grund warum man der Bewachung eines HTR weniger Aufmerksamkeit schenken soll.  

 

Auch hierzu wäre die Literaturstelle interessant.

 

Wodurch zeichnen sich diese Reaktoren aus, so dass sie wirtschaftlich sein können und der HTR-Modul nicht?

 

 

 

Erläuterung III: Man kann davon ausgehen, dass eine Bewachung eines Kernkraftwerks verpflichtend ist, unabhängig vom Reaktortyp. Erforderlich ist eine Bewachungsfirma. Kosten, ca. 3 Mio. €/a (Schätzung) 0,075c/kWh für den LWR. Hinzu kommen Investitionen in den Zaun, Kameras, Bewegungsmelder etc.

 

 Wenn man an eine sehr langfristige Kernenergie Zukunft denkt, ist die Wiederaufbereitung  Voraussetzung derselben.

Ein kleiner HTR mit hohem Abbrand kann ohne Wiederaufbereitung mit einem Uran – Plutoniumbrennstoff geschätzt einen Brutfaktor von ca. 0,7 erreichen. In einem Thorium – Uran Brennstoff  geschätzt ca. 0,85. Mit Wiederaufbereitung und niedrigem Abbrand ließe sich theoretisch eine Brutrate von ca. 1 erreichen. Das heißt, es bedarf der Zufuhr von durch thermische Neutronen spaltbarem Plutonium, oder U235 in Form von angereichertem Uran. 235U ist zu 0,7% im Uran enthalten. Sofern man von endlichen Rohstoffvorkommen ausgeht, führt dies langfristig zu einer Verknappung spaltbaren Brennstoffs.

 

Die vorgesehenen Abbrände, soweit mir bekannt 70 – 100 MWd/Kg sind etwas höher als beim LWR  50 – 60 MWd/Kg.