El reactor avanzado de agua en ebullición ( ABWR ) es un reactor de agua en ebullición de Generación III . El ABWR lo ofrecen actualmente GE Hitachi Nuclear Energy (GEH) y Toshiba . El ABWR genera energía eléctrica utilizando vapor para alimentar una turbina conectada a un generador; el vapor se hierve a partir del agua utilizando el calor generado por las reacciones de fisión dentro del combustible nuclear. La unidad 6 de Kashiwazaki-Kariwa se considera el primer reactor de Generación III del mundo.
Los reactores de agua en ebullición (BWR) son la segunda forma más común [1] de reactor de agua ligera con un diseño de ciclo directo que utiliza menos componentes de suministro de vapor grandes que el reactor de agua presurizada (PWR), que emplea un ciclo indirecto. El ABWR es el estado actual de la técnica en reactores de agua en ebullición [ cita requerida ] , y es el primer diseño de reactor de Generación III en ser completamente construido [ cita requerida ] , con varios reactores completos y en funcionamiento. [ cita requerida ] Los primeros reactores se construyeron a tiempo y por debajo del presupuesto en Japón , con otros en construcción allí y en Taiwán . Los ABWR estaban en orden en los Estados Unidos, incluidos dos reactores en el sitio del Proyecto del Sur de Texas . [2] Se informa que los proyectos en Taiwán y EE. UU. superan el presupuesto. [3]
El diseño estándar de la planta ABWR tiene una salida eléctrica neta de aproximadamente1,35 GW , generados a partir de aproximadamente3926 MW de potencia térmica.
Descripción general del diseño
Sección transversal del diseño del recipiente de contención de hormigón armado (RCCV) del ABWR del Reino UnidoRecipiente a presión del ABWR. 1: Núcleo del reactor 2: Barras de control 3: Bomba de agua interna 4: Tubería de vapor al generador de turbina 5: Flujo de agua de refrigeración al núcleo
El ABWR representa una ruta evolutiva para la familia BWR, con numerosos cambios y mejoras respecto a los diseños BWR anteriores.
Las principales áreas de mejora incluyen:
La adición de bombas internas del reactor (RIP) montadas en la parte inferior del recipiente de presión del reactor (RPV) - 10 en total - que logran un rendimiento mejorado al tiempo que eliminan las grandes bombas de recirculación en la contención y las interfaces de tuberías complejas y de gran diámetro asociadas con el RPV (por ejemplo, el circuito de recirculación que se encontraba en los modelos BWR anteriores). Solo el motor de la RIP está ubicado fuera del RPV en el ABWR. Según el Documento de Control de Diseño de Nivel 1 (que es el documento de la Comisión Reguladora Nuclear certificado oficialmente que describe en general el diseño de la planta), cada RIP tiene una capacidad nominal de6912 m3 / h .
Las capacidades de ajuste de la barra de control se han complementado con la adición de un accionamiento de barra de control de movimiento fino electrohidráulico (FMCRD), que permite un ajuste fino de la posición mediante un motor eléctrico, sin perder la confiabilidad o redundancia de los sistemas hidráulicos tradicionales que están diseñados para lograr un apagado rápido en2,80 s desde la recepción de una señal de iniciación, o ARI (inserción de varilla alternada) en un período de tiempo mayor pero aún insignificante. El FMCRD también mejora la defensa en profundidad en caso de contingencias hidráulicas primarias y ARI.
Un sistema de protección del reactor (RPS) totalmente digital (con copias de seguridad digitales redundantes, así como copias de seguridad manuales redundantes) garantiza un alto nivel de confiabilidad y simplificación para la detección y respuesta ante condiciones de seguridad. Este sistema inicia la inserción hidráulica rápida de barras de control para el apagado (conocido como SCRAM por los ingenieros nucleares) cuando es necesario. La lógica de apagado rápido de dos de cada cuatro por parámetro garantiza que no se activen apagados rápidos molestos por fallas de un solo instrumento. El RPS también puede activar el funcionamiento de las barras ARI y FMCRD para apagar la reacción en cadena nuclear. La activación del sistema de control de líquido de reserva (SLCS) se proporciona como una lógica diversa en el caso improbable de un transitorio anticipado sin parada de emergencia .
Los controles de reactores totalmente digitales (con respaldo digital redundante y respaldo manual (analógico) redundante) permiten que la sala de control controle de manera fácil y rápida las operaciones y los procesos de la planta. Los buses de multiplexación digital redundantes separados, relacionados con la seguridad y no relacionados con la seguridad, permiten confiabilidad y diversidad de instrumentación y control.
En particular, el reactor está automatizado para el arranque (es decir, para iniciar la reacción nuclear en cadena y el ascenso a la potencia) y para el apagado estándar utilizando únicamente sistemas automáticos. Por supuesto, los operadores humanos siguen siendo esenciales para el control y la supervisión del reactor, pero gran parte del trabajo pesado de poner el reactor en marcha y dejar de hacerlo puede automatizarse a discreción del operador.
El sistema de enfriamiento del núcleo de emergencia (ECCS) se ha mejorado en muchas áreas, proporcionando un nivel muy alto de defensa en profundidad contra accidentes, contingencias e incidentes.
El sistema general se ha dividido en tres divisiones; cada división es capaz, por sí sola, de reaccionar ante un accidente de falla limitante o de base de diseño (DBA) de máxima contingencia y poner fin al accidente antes de que se descubra el núcleo, incluso en caso de pérdida de energía externa y de pérdida de agua de alimentación adecuada. Los reactores de agua de reactor anteriores tenían dos divisiones y se preveía que se descubriría (pero no se dañaría el núcleo) durante un breve período en caso de un accidente grave, antes de la respuesta del ECCS.
Dieciocho SORV (válvulas de alivio de sobrepresión de seguridad), ocho de las cuales forman parte del ADS (sistema automático de despresurización), garantizan que los eventos de sobrepresión del RPV se mitiguen rápidamente y que, de ser necesario, el reactor se pueda despresurizar rápidamente a un nivel en el que se pueda utilizar el inundador de núcleo de baja presión (LPCF, el modo de alta capacidad del sistema de eliminación de calor residual, que reemplaza al LPCI y al LPCS en modelos BWR anteriores).
Además, el LPCF puede inyectar contra presiones de RPV mucho más altas, lo que proporciona un mayor nivel de seguridad en caso de roturas de tamaño intermedio, que podrían ser lo suficientemente pequeñas como para resultar en una despresurización natural lenta, pero lo suficientemente grandes como para resultar en que las capacidades de respuesta de los sistemas de inyección de refrigerante/rociado de núcleo de alta presión se vean abrumadas por el tamaño de la rotura.
Aunque el bus de energía Clase 1E (relacionado con la seguridad) todavía está alimentado por 3 generadores diésel de emergencia altamente confiables que están relacionados con la seguridad, un bus de energía adicional de Protección de Inversión de Planta que utiliza una turbina de gas de combustión se encuentra en el sitio para generar electricidad para proporcionar defensa en profundidad contra contingencias de apagones en la estación, así como para alimentar sistemas importantes pero no críticos para la seguridad en caso de una pérdida de energía externa.
Aunque una división del ECCS no tiene capacidades de inundación de alta presión (HPCF), existe una turbobomba de enfriamiento de aislamiento del núcleo del reactor (RCIC) con clasificación de seguridad impulsada por vapor que tiene clasificación de alta presión y tiene una amplia batería de respaldo para sus sistemas de instrumentación y control, lo que garantiza que el enfriamiento se mantenga incluso en el caso de un apagón total de la estación con falla de los 3 generadores diésel de emergencia, la turbina de gas de combustión, la batería de respaldo primaria y las bombas de agua contra incendios diésel.
Existe una plataforma de hormigón armado basáltico extremadamente gruesa debajo del RPV que atrapará y retendrá cualquier núcleo fundido caliente que pudiera caer sobre esa plataforma en situaciones extraordinariamente contingentes. Además, hay varios enlaces fusibles dentro de la pared que separa el pozo húmedo del pozo seco inferior que inundan la plataforma utilizando el suministro de agua del pozo húmedo, lo que garantiza el enfriamiento de esa área incluso en caso de falla de los sistemas de mitigación estándar.
El sistema de contención se ha mejorado significativamente en comparación con el Mark I convencional. Al igual que el Mark I convencional, es del tipo de supresión de presión, diseñado para manejar el vapor desprendido en caso de un incidente transitorio o accidente, encaminando el vapor a través de tuberías que van a un estanque de agua encerrado en el pozo húmedo (o toro en el caso del Mark I), cuya baja temperatura condensará el vapor nuevamente en agua líquida. Esto mantendrá baja la presión de contención. Cabe destacar que el sistema de contención ABWR típico tiene numerosas capas endurecidas entre el interior del sistema de contención primario y la pared de protección exterior, y tiene forma cúbica. Una mejora importante es que el reactor tiene una aceleración sísmica de apagado seguro estándar de 0,3 G; además, está diseñado para soportar un tornado con una velocidad del viento de >320 mph. El endurecimiento sísmico es posible en áreas propensas a terremotos y se ha realizado en la instalación de Lungmen en Taiwán, que se ha endurecido hasta 0,4 g en cualquier dirección. El contenedor se inertiza con nitrógeno antes de la operación para evitar incendios, y se puede desertificar después de apagar el reactor para realizar tareas de mantenimiento. [4]
El ABWR está diseñado para una vida útil de al menos 60 años. El diseño comparativamente simple del ABWR también significa que no es necesario reemplazar generadores de vapor costosos, lo que reduce el costo total de operación.
El RPV y el Sistema de Suministro de Vapor Nuclear (NSSS) tienen mejoras significativas, como la sustitución de los RIP, eliminando los circuitos de tuberías de recirculación externa convencionales y las bombas en la contención que a su vez impulsan las bombas de chorro que producen un flujo forzado en el RPV. Los RIP brindan mejoras significativas relacionadas con la confiabilidad, el rendimiento y el mantenimiento, incluida una reducción en la exposición a la radiación ocupacional relacionada con las actividades de contención durante las paradas de mantenimiento. Estas bombas son impulsadas por motores de rotor húmedo con las carcasas conectadas a la parte inferior del RPV y eliminando las tuberías de recirculación externa de gran diámetro que son posibles vías de fuga. Las 10 bombas de recirculación interna están ubicadas en la parte inferior de la región del tubo descendente del anillo (es decir, entre la cubierta del núcleo y la superficie interior del RPV). En consecuencia, las bombas de recirculación interna eliminan todas las bombas de chorro en la RPV, todas las grandes bombas y tuberías del circuito de recirculación externo, las válvulas de aislamiento y las boquillas de gran diámetro que penetraban en la RPV y eran necesarias para succionar agua y devolverla a la RPV. Por lo tanto, este diseño reduce la peor fuga debajo de la región del núcleo a un equivalente efectivo a una fuga de 2 pulgadas de diámetro (51 mm). La línea de productos BWR3-BWR6 convencional tiene una fuga potencial análoga de 24 pulgadas o más de diámetro. Un beneficio importante de este diseño es que reduce en gran medida la capacidad de flujo requerida del ECCS.
Los primeros reactores que utilizaban bombas de recirculación interna fueron diseñados por ASEA-Atom (hoy Westinghouse Electric Company, tras fusiones y adquisiciones, que era propiedad de Toshiba ) y construidos en Suecia . Estas plantas han funcionado con mucho éxito durante muchos años.
Las bombas internas reducen la potencia de bombeo necesaria para el mismo caudal a aproximadamente la mitad de la que se requiere con el sistema de bomba de chorro con circuitos de recirculación externos. De este modo, además de las mejoras en seguridad y costes que supone la eliminación de las tuberías, se aumenta la eficiencia térmica general de la planta. La eliminación de las tuberías de recirculación externas también reduce la exposición del personal a la radiación ocupacional durante el mantenimiento.
Una característica operativa del diseño del ABWR son los accionamientos eléctricos de las barras de control de movimiento fino, utilizados por primera vez en los BWR de AEG (posteriormente Kraftwerk Union AG, ahora AREVA ). Los BWR más antiguos utilizan un sistema de pistón de bloqueo hidráulico para mover las barras de control en incrementos de seis pulgadas. El diseño de las barras de control de movimiento fino eléctrico mejora en gran medida la posición real positiva de las barras de control y, de manera similar, reduce el riesgo de un accidente en el accionamiento de las barras de control hasta el punto de que no se requiere un limitador de velocidad en la base de las hojas cruciformes de las barras de control.
Certificaciones y aprobaciones
GE-Hitachi, Hitachi-GE y Toshiba ofrecen versiones ligeramente diferentes del ABWR. [5]
En 1997, el diseño ABWR de GE-Hitachi US fue certificado como diseño final en forma definitiva por la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos , lo que significa que su rendimiento, eficiencia, producción y seguridad ya han sido verificados, lo que hace que sea burocráticamente más fácil construirlo en lugar de un diseño no certificado. [6]
En 2013, tras la compra de Horizon Nuclear Power , Hitachi inició el proceso de evaluación del diseño genérico del ABWR Hitachi-GE con la Oficina de Regulación Nuclear del Reino Unido . [7] Esto se completó en diciembre de 2017. [8]
En julio de 2016, Toshiba retiró la renovación de la certificación de diseño estadounidense para el ABWR porque "se ha vuelto cada vez más claro que las caídas de los precios de la energía en los EE. UU. impiden a Toshiba esperar oportunidades adicionales para proyectos de construcción de ABWR". [9]
Ubicaciones
El ABWR tiene licencia para operar en Japón, Estados Unidos y Taiwán, aunque la mayoría de los proyectos de construcción han sido detenidos o archivados.
En diciembre de 2006 [actualizar], había cuatro reactores nucleares de reacción en cadena en Japón: las unidades 6 y 7 de Kashiwazaki-Kariwa , que se inauguraron en 1996 y 1997; la unidad 5 de Hamaoka , que se inauguró en 2004 y cuya construcción comenzó en 2000; y el reactor Shika 2, que comenzó sus operaciones comerciales el 15 de marzo de 2006. Otros dos reactores parcialmente construidos se encuentran en Lungmen , Taiwán , y uno más ( la central nuclear 3 de Shimane) en Japón. Las obras en Lungmen se detuvieron en 2014 y en Shimane se detuvieron después del terremoto de 2011 [10].
Estados Unidos
El 19 de junio de 2006, NRG Energy presentó una carta de intención ante la Comisión Reguladora Nuclear para construir dos reactores de agua a presión de 1358 MWe en el sitio del Proyecto del Sur de Texas . [11] El 25 de septiembre de 2007, NRG Energy y CPS Energy presentaron una solicitud de Licencia de Construcción y Operaciones (COL) para estas plantas ante la NRC. NRG Energy es un generador comercial y CPS Energy es la empresa de servicios públicos municipal más grande del país. La COL fue aprobada por la NRC el 9 de febrero de 2016. [12] Debido a las condiciones del mercado, es posible que estas dos unidades planificadas nunca se construyan y no tienen una fecha de construcción planificada. [13]
Reino Unido
Horizon Nuclear Power tenía planes de construir reactores ABWR Hitachi-GE en Wylfa , Gales [14] y Oldbury , Inglaterra [15] [5] . Ambos proyectos fueron suspendidos en marzo de 2012 por los accionistas de la época ( RWE y E-ON ) [16] para poner Horizon a la venta, y Hitachi se convirtió en el nuevo propietario. La "Orden de Consentimiento de Desarrollo" para Wylfa fue aceptada en junio de 2018 y en agosto se designó a Bechtel como gerente del proyecto. Se esperaba que el primer reactor entrara en funcionamiento a mediados de la década de 2020 y que la construcción en Oldbury comenzara unos años después. [17] Sin embargo, el 17 de enero de 2019, Horizon Nuclear Power anunció la suspensión de ambos proyectos por razones financieras. [18] [19]
Fiabilidad
En comparación con diseños comparables, los cuatro reactores ABWR en funcionamiento suelen apagarse debido a problemas técnicos. [20] La Agencia Internacional de Energía Atómica documenta esto con el "factor operativo" (el tiempo con alimentación de electricidad en relación con el tiempo total desde el inicio de la operación comercial). Las dos primeras plantas en Kashiwazaki-Kariwa (bloques 6 y 7) alcanzan factores operativos de vida útil total del 70%, lo que significa que aproximadamente el 30% del tiempo, desde la puesta en servicio, no estaban produciendo electricidad. [21] [22] Por ejemplo, en 2010 Kashiwazaki-Kariwa 6 tenía una capacidad operativa del 80,9%, y una capacidad operativa del 93% en 2011. [23] Sin embargo, en 2008 no produjo ninguna energía ya que la instalación estaba fuera de línea por mantenimiento y, por lo tanto, tuvo una capacidad operativa del 0% para ese año. [23] En cambio, otras centrales nucleares modernas como la coreana OPR-1000 o la alemana Konvoi muestran factores de funcionamiento de alrededor del 90%. [24]
La potencia de salida de los dos nuevos reactores ABWR en la planta de energía de Hamaoka y Shika tuvo que reducirse debido a problemas técnicos en la sección de turbinas de vapor de las plantas de energía . [25] Después de reducir la potencia de ambas plantas de energía, aún tienen un mayor tiempo de inactividad y muestran un factor de operación de por vida inferior al 50%. [26] [27]
Despliegues
Diseño del ABWR-II
Se han considerado varias variantes de diseño, con potencias que varían de 600 a 1800 MWe. [35] La variante de diseño más desarrollada es el ABWR-II, iniciado en 1991, un ABWR ampliado de 1718 MWe, destinado a hacer que la generación de energía nuclear sea más competitiva a fines de la década de 2010. [36] Ninguno de estos diseños se ha implementado.
Se esperaba que los nuevos diseños lograran reducciones del 20% en los costos operativos, del 30% en los costos de capital y un cronograma de construcción ajustado de 30 meses. El diseño permitiría una mayor flexibilidad en la elección de combustibles nucleares. [37]
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Enlaces externos
Página oficial de GE Energy para ABWR
Página de certificación de diseño emitida por la NRC en el ABWR
