La Planta generadora eléctrica Alvin W. Vogtle , también conocida como Planta Vogtle (/ˈv oʊ ɡ əl / VOH - gəl ) , [ 4 ] es una planta de energía nuclear de cuatro unidades ubicada en el condado de Burke , cerca de Waynesboro , Georgia , en el sureste de los Estados Unidos . Con una capacidad de energía de 4536 megavatios , es la planta de energía nuclear más grande de los Estados Unidos (a partir de 2013), cuando comenzó la construcción de las Unidades 3 y 4. [5] También es la única planta nuclear en el país con cuatro unidades. Lleva el nombre de un ex presidente de la junta directiva de Alabama Power and Southern Company , Alvin Vogtle .
Las dos primeras unidades son reactores de agua a presión (PWR) de Westinghouse , con una turbina de vapor y un generador eléctrico de General Electric . Las unidades 1 y 2 se completaron en 1987 y 1989, respectivamente, y tienen una capacidad bruta de generación de electricidad de 1.215 MW, para una capacidad combinada de 2.430 MW. [6] Las torres de refrigeración gemelas de tiro natural tienen 167 m (548 pies) de altura y proporcionan refrigeración a los condensadores principales de la planta. Cuatro torres de refrigeración de tiro mecánico más pequeñas proporcionan agua de refrigeración de servicio nuclear (NSCW) a los componentes de seguridad y auxiliares no relacionados con la seguridad, así como también eliminan el calor de desintegración del reactor cuando la planta está fuera de servicio. Una torre de tiro natural y dos torres NSCW sirven a cada unidad. En 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) renovó las licencias para ambas unidades por 20 años adicionales [7] hasta el 16 de enero de 2047 para la Unidad 1, [8] y el 2 de septiembre de 2049 para la Unidad 2. [9] [10] Durante la construcción de las dos primeras unidades de Vogtle, la inversión de capital requerida aumentó de un estimado de $660 millones a $8,87 mil millones. [1] ($19 mil millones en dólares de 2023 [2] )
En 2009 se inició la construcción preliminar de dos unidades adicionales que utilizan reactores Westinghouse AP1000 , y la Unidad 3 se completará en julio de 2023. [11] [12] También se seleccionaron torres de enfriamiento de tipo de tiro natural, y las dos nuevas torres de enfriamiento tienen casi 600 pies (180 m) de altura. Durante la construcción, las unidades sufrieron varios retrasos y sobrecostos. Los costos de construcción y capital certificados para estas dos nuevas unidades fueron originalmente de $ 14 mil millones, según el Decimoséptimo Informe Semestral de Monitoreo de Construcción de Vogtle en 2017. [13] Este último informe culpa del último aumento de costos al contratista por no completar el trabajo según lo programado. Otro factor que complica el proceso de construcción es la quiebra de Westinghouse en 2017. [14] En 2018, se estimó que los costos eran de aproximadamente $ 25 mil millones. [15] Para 2021, se estimó que superaron los $ 28,5 mil millones. [16] En 2023, los costos habían aumentado a 34 mil millones de dólares y aún quedaban trabajos por completar en Vogtle 4. [3]
La Unidad 3 inició operaciones comerciales el 31 de julio de 2023, convirtiéndose en el primer reactor nuclear nuevo en los Estados Unidos en 7 años. [11] La Unidad 4 entró en operación comercial el 29 de abril de 2024. [17]
Las unidades Vogtle 1 y 2 son un conjunto de reactores Westinghouse de 4 circuitos idénticos. Al igual que muchas centrales nucleares de América del Norte, cada una de las unidades Vogtle está construida con un cilindro de hormigón pretensado, revestido de acero y con una cúpula hemisférica. El diseño del contenimiento estuvo a cargo de la Oficina Regional de Los Ángeles de Bechtel Corporation . [18]
En 2008, se aumentó la potencia de los reactores 1 y 2 en un 1,7% mediante un aumento de potencia "Apéndice K", [19] también llamado aumento de potencia de recuperación de la incertidumbre de medición (MUR). Los aumentos de potencia de recuperación de la incertidumbre de medición son inferiores al 2 por ciento y se logran mediante la implementación de técnicas mejoradas para calcular la potencia del reactor. Esto implica el uso de dispositivos de medición de flujo de agua de alimentación de última generación para medir con mayor precisión el flujo de agua de alimentación, que se utiliza para calcular la potencia del reactor. [20]
Las mediciones más precisas reducen el grado de incertidumbre en el nivel de potencia, que los analistas utilizan para predecir la capacidad del reactor para apagarse de forma segura en condiciones de accidente postuladas. [20] Debido a que la potencia del reactor se puede calcular con mucha mayor precisión que con la antigua medición de tipo Venturi , la planta puede funcionar de forma segura dentro de un margen de error más estrecho hasta sus límites. El nuevo caudalímetro ultrasónico funciona comparando el tiempo que tardan los pulsos de sonido ultrasónico en viajar aguas arriba y aguas abajo dentro de la tubería, y utiliza la diferencia de tiempo para calcular el caudal del agua en la tubería.
La NRC aprobó la solicitud de modificación de la licencia (LAR) de Vogtle en marzo de 2008. El personal de la NRC determinó que Southern Nuclear podría aumentar de forma segura la potencia de salida del reactor principalmente a través de medios más precisos para medir el flujo de agua de alimentación. El personal de la NRC también revisó las evaluaciones de Southern Nuclear que mostraban que el diseño de la planta puede manejar el mayor nivel de potencia. [21] La Unidad 1 se actualizó durante su parada de recarga de combustible de la primavera de 2008, y la Unidad 2 se actualizó en la parada de otoño del mismo año.
El 20 de marzo de 1990 se produjo un corte de suministro eléctrico en la central.
A las 9:20 am, un camión que transportaba combustible y lubricantes en el patio de maniobras de 230 kV de la planta se estrelló contra una columna de soporte de la línea de alimentación que suministra energía al transformador auxiliar de reserva (RAT) de la Unidad 1-A. En ese momento, el RAT 1-B estaba desenergizado por mantenimiento y el RAT 1-A estaba alimentando ambos trenes de energía eléctrica de emergencia. Los trenes eléctricos que no eran de emergencia estaban siendo alimentados por realimentación desde el patio de maniobras a través del transformador elevador principal a los transformadores auxiliares (UAT) de las unidades 1-A y 1-B. El generador diésel de emergencia (EDG) 1-B estaba fuera de servicio por mantenimiento planificado.
Después de la pérdida de energía, la EDG 1-A no arrancó debido a un disparo de seguridad de protección. La pérdida de energía eléctrica resultante en los "circuitos vitales" de la planta apagó la bomba de eliminación de calor residual (RHR) que estaba enfriando el núcleo de la Unidad 1 (que se acercaba al final de una parada de reabastecimiento de combustible) e impidió que se activara la RHR de respaldo. Aunque la Unidad 1 estaba fuera de servicio en ese momento, el calor residual de la descomposición natural del combustible radiactivo debe eliminarse para evitar un aumento peligroso de la temperatura del núcleo. Si bien la energía no segura no se interrumpió, no hubo conexión física entre los trenes eléctricos vitales y no vitales, lo que impidió que los trenes vitales recibieran energía de la ruta no afectada a través de los UAT.
A las 9:40 am, los operadores de la planta declararon una emergencia en el área del sitio (SAE, por sus siglas en inglés) según los procedimientos existentes que exigen una SAE siempre que se pierda energía "vital" durante más de 15 minutos. A las 9:56 am, después de intentar varias veces poner en marcha el generador de energía de 1 A normalmente, los operadores de la planta realizaron un arranque de emergencia del generador de energía de 1 A activando el "cristal de ruptura" de arranque de emergencia del generador, que evitó la mayoría de los dispositivos de seguridad del generador de energía de 1 A y lo obligó a ponerse en marcha. El arranque fue exitoso.
Luego, se puso en marcha el RHR-A utilizando la energía del EDG-A. Con el enfriamiento del núcleo restaurado, la SAE se redujo a una alerta a las 10:15 a. m. A las 11:40 a. m., las cuadrillas energizaron el RAT 1-B que se había apagado por mantenimiento, restaurando la energía al tren eléctrico de seguridad "B". A las 12:57 p. m., el tren de seguridad "A" se cambió del EDG al RAT 1-B y el EDG se apagó. Con ambos trenes recibiendo energía externa, la alerta finalizó a la 1:47 p. m.
La temperatura del refrigerante del núcleo de la Unidad 1 aumentó de 90 °F (32 °C) a 136 °F (58 °C) durante los 36 minutos necesarios para volver a energizar el bus del lado A. Durante todo el evento, la energía no vital estuvo continuamente disponible para la Unidad 1 desde fuentes externas. Sin embargo, el sistema eléctrico de Vogtle no estaba diseñado para permitir una fácil interconexión de los buses vitales de la Unidad 1 con la energía no vital o los buses eléctricos de la Unidad 2. [23] Desde este incidente, la Planta Vogtle ha implementado cambios en la planta que permiten que los buses eléctricos no vitales transfieran energía a los buses vitales en este tipo de escenario.
Esta falla eléctrica también afectó a la Unidad 2 al hacer que los interruptores en el patio de maniobras de 230 kV se dispararan, cortando la energía a la RAT 2-B y a la barra vital "B". Posteriormente, la EDG 2-B se puso en marcha y restableció la energía a la barra vital. Al mismo tiempo, la perturbación eléctrica causada por la caída de la línea al chocar contra el suelo fue detectada por los dispositivos de seguridad del transformador elevador principal de la Unidad 2 y se activó un relé de protección, abriendo el interruptor de salida del transformador. Esto provocó un rechazo de carga completa a la Unidad 2, lo que llevó a una activación de la turbina y, posteriormente, a una parada del reactor .
Después de que la Unidad 2 se disparara, el tren eléctrico no vital "B" perdió energía cuando intentaba transferirse desde la UAT 2-B (alimentada por el generador de turbina) a la RAT 2-B averiada, lo que provocó que dos de las bombas de refrigerante del reactor y una de las bombas de agua de alimentación principal se dispararan. A pesar de esto, el enfriamiento de la planta se llevó a cabo de manera segura. A las 9:03 p. m., se reiniciaron los disyuntores de la RAT 2-B en el patio de maniobras y se restableció la energía externa a los trenes eléctricos "B" vitales y no vitales, lo que permitió reiniciar las bombas de refrigerante del reactor 2 y 4. Se apagó la EDG 2-B.
Más tarde se determinó que la perturbación de falla causada por la caída de la línea no fue de magnitud significativa para disparar el relé de protección según el diseño y no debería haber provocado que la Unidad 2 se apagara. Una investigación más a fondo determinó que los transformadores de corriente en el transformador principal estaban configurados incorrectamente. Los controles se ajustaron a la configuración correcta. Si los transformadores de corriente se hubieran configurado correctamente inicialmente, la Unidad 2 habría permanecido en línea.
En agosto de 2006, Southern Nuclear solicitó formalmente un permiso de emplazamiento anticipado (ESP) [24] para dos unidades adicionales y, en marzo de 2008, presentó una solicitud para una licencia combinada de construcción y operación (COL). [25] En abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo contractual para dos reactores AP1000 diseñados por Westinghouse , propiedad de Toshiba . Westinghouse se asoció con Shaw Group (Baton Rouge, LA) y su división Stone & Webster para gestionar el proyecto, siendo Westinghouse responsable de la ingeniería, el diseño y la gestión general, y Shaw responsable de la fabricación de los módulos de componentes prefabricados y de la gestión de la construcción in situ. [26] El contrato representó el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear en los Estados Unidos desde el accidente de Three Mile Island en 1979. Recibió la aprobación de la Comisión de Servicio Público de Georgia en marzo de 2009. [26] [27]
En agosto de 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) emitió un Permiso de Emplazamiento Temprano y una Autorización de Trabajo Limitada. Comenzó la construcción limitada en los nuevos emplazamientos de los reactores, y se esperaba que la Unidad 3 estuviera operativa en 2016, seguida por la Unidad 4 en 2017, a la espera de la emisión final de la Licencia Combinada de Construcción y Operación por parte de la NRC. [28] [29]
En diciembre de 2011, se redactó una 19.ª revisión para la Certificación de Diseño AP1000, que incluía efectivamente un rediseño completo del edificio de contención:
El muro está reforzado y dimensionado adecuadamente en el punto donde el módulo de muro compuesto se une a las secciones de hormigón armado y de manera adecuada para soportar cargas sísmicas y de aeronaves. Este diseño es nuevo en la enmienda; anteriormente la estructura era toda de hormigón armado. [énfasis añadido]
Como este cambio en los requisitos de diseño se realizó después de que los contratos de ingeniería ya se habían firmado y había comenzado la fabricación de los componentes del reactor, que requerían un largo tiempo de entrega, dio lugar a una detención de la construcción ya que el edificio de contención tuvo que ser rediseñado. [30]
El 16 de febrero de 2010, el presidente Barack Obama anunció 8.330 millones de dólares en garantías de préstamos federales para sufragar los costes de construcción, [31] aunque a diciembre de 2013 Georgia Power no había hecho uso de esas garantías, primero esperando la licencia de construcción y después del resultado de la demanda por paralización de la construcción. El coste de construcción previsto para los dos reactores era de 14.000 millones de dólares. [32] La parte de Georgia Power era de unos 6.100 millones de dólares, mientras que la propiedad restante de los dos reactores se reparte entre Oglethorpe Power Corp. , la Autoridad Municipal de Electricidad de Georgia (MEAG Power) y Dalton Utilities. [33]
En febrero de 2012, la NRC aprobó la licencia de construcción de los dos reactores AP1000 propuestos en Vogtle. [34] El presidente de la NRC, Gregory Jaczko, emitió el único voto en contra sobre los planes para construir y operar los dos nuevos reactores nucleares, citando preocupaciones de seguridad derivadas del desastre nuclear de Fukushima en Japón en 2011 , diciendo: "No puedo apoyar la emisión de esta licencia como si Fukushima nunca hubiera sucedido". [35] Una semana después de que Southern Company recibiera la licencia para comenzar la construcción, muchos grupos ambientalistas y antinucleares demandaron para detener el proyecto de expansión, alegando que " no se han tenido en cuenta los problemas ambientales y de seguridad pública desde el accidente del reactor nuclear de Fukushima-Daiichi en Japón ". [36] El 11 de julio de 2012, la demanda fue rechazada por el Tribunal de Apelaciones del Circuito de Washington DC. [37]
En febrero de 2013, la empresa contratista de construcción del proyecto, Shaw, fue adquirida por Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). El 12 de marzo de 2013, la construcción de la Unidad 3 comenzó oficialmente con el vertido del hormigón de la losa base para la isla nuclear. [38] Esta operación se completó el 14 de marzo . [39] Durante el fin de semana del 1 de junio de 2013, comenzó el montaje del recipiente de contención con la elevación de la cabeza inferior del recipiente hasta su lugar en la isla nuclear. [40] Para junio de 2013, el cronograma de construcción se había extendido por al menos 14 meses. [41] El 21 de noviembre de 2013, se completó el vertido de la losa base para la Unidad 4. [42]
En febrero de 2014, el Departamento de Energía aprobó una garantía de préstamo de 6.500 millones de dólares para Georgia Power, subsidiaria de Southern Company, y Oglethorpe Power Corp. El Departamento de Energía inicialmente exigió una tarifa de subsidio de crédito, pero la demanda finalmente fue desestimada dada la solidez financiera de Southern Co. y del proyecto Vogtle. [43] [44] [45]
A principios de 2015, se incorporaron más retrasos y aumentos de costos en un cronograma revisado. Como resultado de los mayores retrasos y sobrecostos, el contratista CB&I abandonó el proyecto y Westinghouse tomó el control directo del proyecto como contratista y contrató a la empresa constructora Fluor para reemplazar a CB&I/Shaw en el sitio, administrando el trabajo diario. Westinghouse compró ciertos activos del antiguo Shaw Group a CB&I para permitir que el proyecto siguiera adelante. En 2016, Southern Company y Westinghouse agregaron a la empresa constructora Bechtel al proyecto para compartir las responsabilidades de gestión de la construcción. [46]
Entre los últimos hitos de la construcción se encuentra la colocación del último de los "seis grandes" módulos estructurales de la Unidad 3 (CA-02 y CA-03, que forman las paredes de un tanque de almacenamiento que forma parte del sistema de refrigeración pasiva del reactor). Los "seis grandes" módulos también incluyen los módulos estructurales de contención CA-01, CA-04 y CA-05, previamente instalados, así como el módulo estructural CA-20, previamente instalado, que forma parte de la estructura interna del edificio auxiliar, que contiene muchos de los sistemas de soporte del reactor.
En mayo de 2016 se colocaron los módulos CA-02 y CA-03 dentro del recipiente de contención. La instalación de estos módulos es un hito bastante importante y permite que comiencen otras actividades de construcción. En junio de 2016 se recibió en el sitio la bomba de refrigerante final del reactor de la Unidad 3. En noviembre de 2016 se instaló el recipiente del reactor de la Unidad 3 dentro de la isla nuclear.
En 2017, se ha avanzado en la instalación de las tuberías del circuito de refrigeración del reactor y de ambos generadores de vapor en la Unidad 3. También se ha avanzado en la turbina, el edificio auxiliar y el anexo. En la Unidad 4 también se ha avanzado en la instalación de los dos últimos módulos estructurales de los "seis grandes". Se ha completado la construcción de ambas torres de refrigeración, cada una de las cuales tiene casi 180 m de altura. [ cita requerida ]
En marzo de 2017, Westinghouse Electric Company se declaró en bancarrota debido a las pérdidas de sus dos proyectos de construcción nuclear en Estados Unidos. [47] El gobierno de Estados Unidos ha otorgado 8.300 millones de dólares en garantías de préstamos para ayudar a financiar la construcción de los reactores Vogtle, [48] y se ha acordado una forma de avanzar para completar la planta. [49] El 31 de julio de 2017, la división Southern Company, Southern Nuclear, se hizo cargo de la construcción de Westinghouse y abrió una licitación para un nuevo contrato de gestión de la construcción para gestionar el trabajo diario en el sitio. Southern recibió ofertas de Fluor y Bechtel. El 31 de agosto de 2017, Southern anunció su decisión de seguir adelante con Bechtel para que sea el gerente de construcción diario durante el resto del proyecto. Bechtel reemplazó a Fluor, que ya no estaría involucrado en el proyecto. [50]
En noviembre de 2017, la Comisión de Servicio Público de Georgia (GPSC) solicitó documentación adicional debido a las inquietudes de que los planos de diseño no habían sido aprobados por ingenieros con la licencia correspondiente, lo que tiene implicaciones legales. El 21 de diciembre de 2017, la PSC aprobó la continuación de la construcción de las Unidades 3 y 4, con condiciones que reducían los costos que se pueden recuperar de los contribuyentes durante la vida del proyecto, [51] lo que provocó un aumento programado de la tarifa mensual para el consumidor de $3,78 después del primer suministro eléctrico. [52]
En el Informe de seguimiento de la construcción de Vogtle de febrero de 2018 (VCM), la GPSC aprobó noviembre de 2021 y noviembre de 2022 como fechas de entrada en servicio previstas para las unidades 3 y 4, respectivamente. El informe señala que el proyecto se está completando según un cronograma acelerado y se está adelantando a las fechas de entrada en servicio previstas de 2021 y 2022. [53]
En agosto de 2018 se reconoció un aumento de 2.300 millones de dólares en los costos. [54] El costo total, incluidos los costos de financiamiento, se estima en unos 25.000 millones de dólares. [15] En septiembre de 2018, para sostener el proyecto, Georgia Power acordó pagar una proporción adicional de los costos de los socios más pequeños del proyecto si el costo de finalización superaba los 9.200 millones de dólares. [55]
En marzo de 2019, se otorgaron más garantías de préstamos federales por $3.7 mil millones a los diversos socios de construcción, lo que elevó el total de garantías de préstamos federales a $12 mil millones. El director ejecutivo de Georgia Power dijo que las garantías de préstamos desempeñaron un papel clave en la reducción de los costos de financiamiento para la construcción. [56] También en marzo de 2019, Georgia Power confirmó que la tapa de contención de la Unidad 3 se había bajado a su lugar y que el reactor estaría listo para cargar combustible nuclear en 2020. [57] Esto fue precedido por el tercer anillo del recipiente de contención, así como la bomba de refrigerante del reactor y la instalación de la grúa polar en la unidad 3 durante 2018 y 2019. La tapa superior del recipiente de contención se colocó durante una visita al sitio por parte del Secretario de Energía Rick Perry y los ejecutivos de los propietarios de la planta. El progreso reciente en la unidad 4 incluye la instalación del generador de vapor y el presurizador finales.
La Unidad 4 se está construyendo utilizando lecciones aprendidas de la Unidad 3 y del fallido proyecto de la Central Nuclear de Generación Virgil C. Summer (VC Summer) y, como resultado, se ha modificado el orden en el que se están instalando algunos componentes. [ cita requerida ] El 22 de noviembre de 2019 se colocó el tercer anillo del recipiente de contención para la Unidad 4, y el 8 de diciembre de 2019 se colocó el techo del edificio de protección de la Unidad 3 sobre el recipiente de contención de la Unidad 3. El 16 de diciembre de 2019, la sala de control de la Unidad 3 comenzó a funcionar y estuvo disponible para los sistemas de prueba. El 11 de febrero de 2020, Southern Nuclear anunció que se completó la colocación final del hormigón dentro del recipiente de contención de la Unidad 3, lo que permitió la instalación de la máquina de abastecimiento de combustible del reactor. A partir de febrero de 2020, continuó el ensamblaje de la característica vertical superior final del edificio general del reactor de la Unidad 3, el tanque de almacenamiento del sistema de enfriamiento de contención pasiva, que se colocará sobre el techo del edificio de protección.
En octubre de 2021 se anunció un retraso de tres meses en la finalización de ambas unidades, y se esperaba que la unidad 3 estuviera operativa en el tercer trimestre de 2022 y la unidad 4 en el segundo trimestre de 2023. [58] En agosto de 2022 se anunció un nuevo retraso, en el primer trimestre de 2023 para la unidad 3 y en el cuarto trimestre de 2023 para la unidad 4. Se esperaba que los costos aumentaran a más de 30 mil millones de dólares debido a los retrasos. [59]
El 14 de octubre de 2022, se anunció que la Unidad 3 de Vogtle había comenzado a cargar combustible nuclear. [60] En este proceso, los técnicos de Southern Nuclear y Westinghouse trabajan juntos en la transferencia de 157 conjuntos de combustible desde la piscina de combustible al reactor, uno a la vez. Una vez completado este proceso, comienza la fase de pruebas de arranque, donde se verifica la integridad del sistema de refrigeración primario y los sistemas de vapor, y se asegura su funcionamiento a temperaturas y presiones de diseño. Los operadores también llevarán las unidades desde un arranque en frío hasta la primera criticidad , donde se logra una reacción en cadena sostenida. Luego, la unidad se sincronizará con la red eléctrica, a medida que la potencia se eleva sistemáticamente al 100%. Se proyectaba que la Unidad 3 de Vogtle entrara en servicio en el primer trimestre de 2023. [61]
Durante la puesta en marcha y las pruebas preoperativas en febrero de 2023, el sistema de refrigeración de la planta sufrió vibraciones inesperadas. Se tomaron medidas para remediar el problema. El plan se retrasó de modo que el inicio del servicio regular se esperaba para mayo o junio de 2023. [62] El 6 de marzo de 2023, la Unidad 3 de Vogtle alcanzó la criticidad por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de abril y entró en operación comercial el 31 de julio. [63] [64] [52] [65]
El 2 de mayo de 2023, Georgia Power anunció que la Unidad 4 de Vogtle había completado las pruebas funcionales en caliente que confirmaron que el reactor estaba listo para su primera carga de combustible. [66] El 18 de agosto de 2023, comienza la carga de combustible con 264 elementos combustibles en la Unidad 4. [67] En octubre de 2023, una bomba de refrigerante del reactor en la Unidad 4 desarrolló una falla en el motor, lo que retrasó la fecha de entrada en servicio de la Unidad 4 al primer trimestre de 2024. [68] Más tarde, se encontraron vibraciones en un sistema de enfriamiento, lo que retrasó la fecha de entrada en servicio al segundo trimestre de 2024. [69] El 14 de febrero de 2024, la Unidad 4 de Vogtle alcanzó la criticidad por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de marzo. [70] Vogtle 4 entró en operación comercial el 29 de abril. [17]
La Comisión Reguladora Nuclear define dos zonas de planificación de emergencia alrededor de las plantas de energía nuclear: una zona de exposición a la columna de humo con un radio de 10 millas (16 km), relacionada principalmente con la exposición e inhalación de contaminación radiactiva transportada por el aire, y una zona de ingestión de aproximadamente 50 millas (80 km), relacionada principalmente con la ingestión de alimentos y líquidos contaminados por radiactividad. [71]
En 2010, la población en un radio de 16 km de Vogtle era de 5.845 habitantes, lo que supone una disminución del 16,3 por ciento con respecto a la década anterior. La población en un radio de 80 km era de 726.640 habitantes, lo que supone un aumento del 8,8 por ciento desde 2000. Entre las ciudades en un radio de 80 km se encuentra Augusta (a 42 km del centro de la ciudad). [72]
La estimación de la Comisión Reguladora Nuclear del riesgo de que cada año se produjera un terremoto lo suficientemente intenso como para causar daños en el núcleo de cualquiera de los reactores de Vogtle era de 1 en 140.845, según un estudio de la NRC publicado en agosto de 2010. [78] [79]
