Anteriormente conocida como Bruce Nuclear Power Development (BNPD), [2] la instalación fue construida en etapas entre 1970 y 1987 por la corporación provincial de la Corona , Ontario Hydro . En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en 5 corporaciones de la Corona componentes y Ontario Power Generation (OPG) se hizo cargo de todas las centrales generadoras eléctricas. En junio de 2000, OPG firmó un contrato de arrendamiento a largo plazo con el consorcio del sector privado Bruce Power para hacerse cargo de la operación. En mayo de 2001, Bruce Power comenzó a operar. El contrato de arrendamiento era por 18 años hasta 2019 con una opción de extender otros 25 años hasta 2044. [5]
En noviembre de 2009, la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC) renovó las licencias de operación de Bruce Power por cinco años hasta 2014 y dio permiso para reabastecer las unidades 1 y 2. [6] En mayo de 2014, la CNSC extendió la licencia hasta mayo de 2015 y se programaron audiencias públicas para principios de 2015 en Ottawa y Kincardine. [7] Se otorgó una nueva licencia de operación para el 1 de junio de 2015, hasta el 31 de mayo de 2020 [8] y se renovó nuevamente desde el 1 de octubre de 2018 hasta el 30 de septiembre de 2028. [9]
En 2023 se anunció que el sitio podría potencialmente abrir una tercera central nuclear. Bruce C se propuso por primera vez a fines de la década de 2000, pero no se llevó a cabo en ese momento. [10] [11]
En 2023, la central generadora de Bruce produjo más de 45 mil millones de kWh, aproximadamente el 7% del consumo total de electricidad de Canadá. [ cita requerida ]
Descripción
La central eléctrica consta de ocho reactores de agua pesada presurizados CANDU dispuestos en dos plantas (A y B) con cuatro reactores cada una. Cada reactor se encuentra dentro de un recinto de contención de hormigón armado. Los generadores de vapor tienen 12 m de altura y pesan 100 toneladas cada uno. Cada planta utiliza tres máquinas de abastecimiento de combustible, compartidas entre los cuatro reactores, que viajan en un conducto cortado a través de la roca sólida debajo de los reactores, atravesando toda la planta. El conducto también forma parte del sistema de alivio de presión, conectado al edificio de vacío. [12] Cada reactor tiene su propio grupo electrógeno de turbina, con una turbina de alta presión y tres turbinas de baja presión que impulsan un generador. [13] [14] La sala de turbinas tiene unos 400 m de largo en cada planta y alberga los cuatro grupos electrógenos de turbina. El agua de refrigeración se toma del lago Huron. [5] Hay (originalmente) una sala de control por cada 4 reactores. [15]
Bruce A, del otro lado de Baie Du Dor
Bruce A
La construcción de Bruce A comenzó en 1969, convirtiéndose en el sucesor de la planta Pickering A. [ 13] Las unidades Bruce A fueron originalmente clasificadas en 750 MWe netos / 805 MWe brutos, [16] que luego se incrementó a 769 MWe netos / 825 MWe brutos. [5] A partir de 2017, [actualizar]las unidades Bruce A fueron capaces de producir hasta 779 MWe netos según los datos del generador de IESO . Cada reactor requiere 6240 paquetes de combustible que pesan 22,5 kg cada uno, o alrededor de 140 toneladas de combustible. Hay 480 canales de combustible por reactor, que contienen 13 paquetes cada uno. Hay capacidad de almacenamiento para aproximadamente 23.000 paquetes. Aproximadamente 18 paquetes se descargan por reactor por día. [17]
Los generadores de vapor originales Bruce A utilizaban un gran tambor de vapor horizontal compartido e independiente (con un tambor de vapor común para cuatro generadores de vapor), un diseño que se abandonó en la mayoría de las demás plantas de la época. Los problemas relacionados con el diseño solicitado por AECL de los soportes de los tubos provocaron costos de reparación y demoras que excedieron el patrimonio neto del constructor Babcock & Wilcox Canada . [18]
Hasta que fueron retirados en 1998, los reactores Bruce A utilizaban barras de refuerzo especiales para controlar la reactividad. [19] Las barras de refuerzo contenían un 93% de uranio-235 y se insertaban para superar el envenenamiento del reactor . En cambio, Bruce B y todos los demás reactores de Ontario Hydro utilizan barras de absorción llamadas "ajustadores" que normalmente se insertan y se retiran para superar el envenenamiento por xenón. [20]
Bruce A demostró tener un historial operativo inicial "excelente". Junto con Pickering A , las ocho unidades lograron un factor de capacidad promedio general del 83% durante el período inicial de cinco años. [3] Sin embargo, en 2001, cuando Bruce Power tomó el contrato de arrendamiento, todas las unidades Bruce A estaban inactivas. [5]
En 1981, la Unidad 1 fue clasificada como el mejor reactor del mundo con un factor de disponibilidad del 97%. [21] [22]
En diciembre de 1997, después de unos 20 años de funcionamiento, quedó fuera de servicio. En 2005 (después de 7 años de inactividad) comenzaron las reformas. En septiembre de 2012 (15 años fuera de servicio) reanudó su funcionamiento. [23]
En 1982, la Unidad 2 se cerró temporalmente debido a una fuga en el tubo de presión. En 1986, un canal de combustible falló mientras el reactor estaba apagado; algunos de los elementos combustibles fueron arrastrados hacia el moderador (calandria) y fue difícil retirarlos. [24] [20]
En 1986, los trabajadores de mantenimiento dejaron accidentalmente una manta protectora de plomo en el generador de vapor de la Unidad 2. Cuando se descubrió el error, seis años después, la manta se había derretido, dañando gravemente la caldera. [25] [26] [27]
En octubre de 1995, después de unos 18 años de funcionamiento, la Unidad 2 fue retirada de servicio. [28]
En 2005 (después de 9 años de inactividad) comenzaron las reformas. En octubre de 2012, reanudó su funcionamiento. [23] [28]
En 1982, la Unidad 3 estableció un récord mundial de 494 días de operación continua y, a partir de 1984, [actualizar]Bruce A era la estación multiunidad más confiable del mundo. [25]
A partir de abril de 1998, Bruce A3 permaneció inactiva durante 6 años, volviendo al servicio en enero de 2004 (momento en el que la unidad tenía 32 años). [29]
La renovación de la unidad 3 comenzó en marzo de 2023, y el plan es volver al servicio en 2026. [30] [31] [32] [33]
En 1990, un error de software en la unidad 4 provocó un error en la máquina de abastecimiento de combustible, dañando un canal de combustible. [24] [34]
En 1993, la potencia del reactor se redujo al 60% hasta que se pudieran abordar varios escenarios de accidentes por pérdida de refrigerante (LOCA). Posteriormente, las unidades Bruce A volvieron al 89% de la potencia nominal. [24]
En marzo de 1998, después de unos 19 años de funcionamiento, la unidad 4 fue retirada del servicio. [35] Volvió a funcionar en octubre de 2003, después de 6 años de inactividad (momento en el que la unidad tenía 31 años). [35]
La renovación planificada de la unidad 4 comenzará en 2025 (cuando la unidad tendrá 53 años). [31] [32] [33]
Bruce B
Las unidades Bruce B, ubicadas al sur de Bruce A, tienen una capacidad ligeramente mayor: 817 MW netos, 840 MW brutos. [16] lo que se atribuye a un diseño mejorado del generador de vapor, donde el tambor de vapor es parte integral de cada generador de vapor en una disposición de "bombilla", eliminando el tambor transversal horizontal. [36] [18]
En 1990, se creó una "deterioro" de nueve semanas de Bruce B cuando un técnico configuró incorrectamente la calibración en los monitores de radiactividad. [37] En 2007, Bruce B 7 fue el reactor nuclear de mayor rendimiento en Ontario con un rendimiento del 97,2%. [38] y en 2009, Bruce B 5 fue el primero con un rendimiento del 95,4%. [39]
Bruce B. 5
La construcción comenzó el 1 de junio de 1978. [40]
El 15 de noviembre de 1984 alcanzó su primera criticidad. [40]
La operación comercial comenzó el 1 de marzo de 1985. [40]
Originalmente estaba previsto que se cerrara en 2016 (la unidad habría tenido 31 años). [37]
La remodelación está prevista que comience en 2026 (la unidad tendrá 41 años). [31] [32] [33]
Bruce B 6
La construcción comenzó el 1 de enero de 1978. [41]
El 29 de mayo de 1984 alcanzó su primera criticidad. [41]
La operación comercial comenzó el 14 de septiembre de 1984. [41]
Originalmente programado para cerrarse en 2018 (la unidad habría tenido 34 años).
La remodelación comenzó en enero de 2020 [42] (la unidad tenía 36 años). [31] [32] [33] El regreso al servicio está previsto para el tercer trimestre de 2023. [43]
Bruce B. 7
La construcción comenzó el 1 de mayo de 1979. [44] [13]
El 7 de enero de 1986 alcanzó su primera criticidad. [44]
La operación comercial comenzó el 10 de abril de 1986. [44]
Originalmente estaba previsto su cierre en 2015 (la unidad habría tenido 29 años).
La remodelación está prevista que comience en 2028 (la unidad tendrá 42 años). [31] [32] [33]
Bruce B. 8
La construcción comenzó el 1 de agosto de 1979. [45]
El 15 de febrero de 1987 alcanzó su primera criticidad. [45]
La operación comercial comenzó el 22 de mayo de 1987. [45]
Originalmente programado para cerrarse en 2019 (la unidad habría tenido 32 años).
La remodelación está prevista que comience en 2030 (la unidad tendrá 43 años). [31] [32] [33]
Salida eléctrica
El gráfico representa la generación anual de electricidad en el sitio (A y B combinados) en GWh. [46]
En 2013, representó aproximadamente el 30% de la producción de Ontario. [47]
A finales de 2023, la producción total durante la vida útil de la instalación fue de 1.606.926 GWh.
Logros notables
En 2009, la producción total de la central alcanzó los 1.002 TWh, lo que la convirtió en la primera central nuclear del mundo en producir 1 PWh (1.000 TWh). Gravelines, en Francia, logró lo mismo en 2010. [48]
A finales de 2020, las ocho unidades Bruce habían producido un total combinado de 1.479,59 TWh. [48]
Después de que las Unidades 1 y 2 completaron las actividades de renovación y volvieron a estar en funcionamiento en 2012, Bruce se convirtió en la mayor instalación de generación nuclear operativa del mundo tanto por el número de reactores actualmente operativos como por la capacidad de producción neta total, con un total de 8 reactores nucleares CANDU operativos con una producción combinada de 6.384 MW e netos (7.276 MW e brutos) cuando todas las unidades están en línea, [49] [50] superada ahora por dos plantas surcoreanas: la central nuclear de Kori desde 2019 y la central nuclear de Hanul desde 2022. La central nuclear de Kashiwazaki-Kariwa en Japón tenía una capacidad de producción total mayor, pero ha estado fuera de servicio desde 2011. [51]
Líneas de transmisión
En 2008, la estación Bruce tenía tres líneas de transmisión de 500 kV de doble circuito para alimentar los principales centros de carga en el sur de Ontario, además de tres líneas de 230 kV de doble circuito que servían al área local. [52] Estos circuitos están conectados a través de dos patios de distribución de alto voltaje propiedad de Hydro One
y operados por ella .
En 2006, la OPA había propuesto aumentar la capacidad de la línea de transmisión, con un coste de entre 200 y 600 millones de dólares, [53] descrito como "la mayor inversión en transmisión de electricidad en Ontario en los últimos 20 años". [54] La línea se completó en junio de 2012, varios meses antes de lo previsto, con más de 700 torres construidas para la línea de 180 kilómetros hasta Milton. El proyecto ocupó el puesto 45 en la lista anual de Renew Canada. [55]
Comparación con Pickering
En comparación con la otra gran central nuclear canadiense construida anteriormente, la central Pickering , los reactores Bruce tienen una mayor potencia de salida, lograda mediante: un aumento del número de canales de combustible, un aumento del número de haces por canal y un cambio en el propio haz de combustible.
En Bruce, el equipo de abastecimiento de combustible es compartido por los cuatro reactores de cada planta, mientras que en Pickering cada reactor tenía una máquina de abastecimiento de combustible. El diseño de la máquina de abastecimiento de combustible de Bruce y del accesorio de extremo del canal de combustible (en su mayoría de la empresa canadiense General Electric ) se basa en el diseño de demostración de energía nuclear . El diseño de Pickering de AECL se basó en Douglas Point. [56]
El diseño del edificio del reactor difiere: Bruce utiliza un diseño cuadrado "cerrado", en el que la mayor parte posible del equipo se coloca fuera de la envoltura de contención principal para facilitar el acceso durante el mantenimiento y las emergencias. [20] Los generadores de vapor penetran en la contención. Las bombas de refrigerante primario y los sistemas de tuberías primarios están dentro del recinto de contención, pero los motores de las bombas están fuera de la contención y los sellos del eje de transmisión forman el límite de contención. [57] Pickering tiene cúpulas redondas que encierran gran parte del equipo de enfriamiento secundario. [58]
El sistema Pickering A no tenía originalmente un segundo sistema de apagado independiente. El concepto de contención de Bruce es diferente: la plataforma del mecanismo de reactividad del reactor sirve como parte del límite de contención, está más cerca del reactor y es más propensa a sufrir daños en caso de accidente ("desmontaje físico accidental"). Por lo tanto, los diseñadores previeron la necesidad de un segundo sistema de seguridad para reducir el riesgo de accidente. Bruce recibió un segundo sistema de apagado de seguridad (SDS2) totalmente independiente que utiliza un método de inyección de veneno de neutrones líquidos. [59]
El sistema Bruce también tiene un sistema de inyección de refrigerante de emergencia de alta presión (ECIS). [3]
Cada "paquete de 4" de Bruce tiene su propio edificio de vacío, mientras que Pickering tiene uno por cada ocho reactores. [3]
En Pickering, el conducto de vacío se cerró con válvulas antirretorno para impedir el flujo de la mezcla de vapor y aire desde el conducto hacia una unidad de reactor que no fuera un accidente después de una LOCA. En el concepto de Bruce, no existe una válvula antirretorno de este tipo; los edificios del reactor están todos interconectados durante el funcionamiento normal. [20]
Bruce utiliza un sistema de transporte de calor de circuito único, mientras que Pickering tenía dos circuitos. [20]
Bruce utiliza un presurizador para mantener la presión del refrigerante, mientras que Pickering utiliza un sistema diferente. [ vago ]
El diseño de Pickering utilizó 12 pequeños generadores de vapor que funcionaban en grupos de tres y que se podían desconectar individualmente del circuito de transporte de calor, al igual que las 16 bombas por reactor, de las cuales 4 eran de repuesto. En Bruce, el número de generadores de vapor y bombas de refrigerante se redujo a 8 y 4 respectivamente, sin bombas de repuesto, lo que simplificó las tuberías. El sistema de Bruce permite ajustar el nivel de potencia del reactor de forma más rápida y sencilla. [20] [60]
Se estimó que el costo de Bruce B sería de 3.929 millones de dólares en 1976. El costo real fue de 5.994 millones de dólares (en dólares de 1987). [37] [62] Ajustada a la inflación, la estimación de 3.929 millones de dólares en dólares de 1987 es de 8.667 millones de dólares, lo que sitúa a Bruce B por debajo del presupuesto.
Costo de la electricidad generada
En 2010, a Bruce Power se le pagaron aproximadamente 60 millones de dólares por energía contratada, pero no utilizada. [63]
El 1 de enero de 2016, Bruce Power comenzó a recibir un precio contractual único por toda la producción del sitio de 65,73 dólares canadienses por megavatio-hora (MWh). [64] Este precio se ajusta parcialmente anualmente para tener en cuenta la inflación y el crecimiento salarial, con ajustes mensuales adicionales por el costo del combustible, e incluye un pequeño pago por la capacidad única de Bruce de reducir hasta 2400 MW de generación (total en las ocho unidades: hasta 300 MW por unidad individual) a través de la operación de derivación de vapor durante períodos de generación excedente. [65]
Durante la remodelación de las unidades 3 a 6, el precio se irá incrementando gradualmente para cubrir los costos de remodelación de cada reactor, y cada aumento comenzará 12 meses antes del inicio de cada remodelación individual. Cada aumento durará únicamente hasta que se hayan recuperado los costos de remodelación de esa unidad, que se fijan antes del inicio de la remodelación. El precio promedio por MWh que se pagará a Bruce Power por toda la electricidad generada entre 2016 y 2064 (que abarca todo el período de renovación de las Unidades 3 a 6 más toda la vida útil restante esperada posterior a la renovación de los ocho reactores de Bruce Power (incluidos los dos que ya fueron renovados) se estimó en aproximadamente CA$80,6 /MWh en dólares de 2017 por la Oficina de Responsabilidad Financiera de Ontario. En contraste, el precio promedio estimado de la electricidad nuclear de las tres plantas nucleares de Ontario durante ese mismo período 2016-2064 se estimó en CA$80,7 /MWh en dólares de 2017, el costo unitario de la energía nuclear de Ontario 2017-2018 fue CA$69 /MWh, y el precio actual de la electricidad para "la mayoría de los clientes residenciales y de pequeñas empresas" fue CA$114,9 /MWh (antes del Plan Fair Hydro) o CA$97,6 (después del Plan Fair Hydro). [65]
Apagón de 2003
Durante el apagón del noreste de Estados Unidos de 2003, tres unidades Bruce B continuaron funcionando con el 60 % de la potencia del reactor y el 0 % de la potencia eléctrica de la red. Pudieron hacerlo durante horas, porque tenían sistemas de derivación de vapor diseñados para desacoplar la salida del reactor de la salida eléctrica del generador. [66] Las tres unidades se volvieron a conectar a la red en un plazo de cinco horas. [24] Las estaciones Bruce A y B fueron diseñadas para funcionar indefinidamente mientras estuvieran desconectadas de la red. [67]
"Contrariamente a la creencia popular, los generadores eléctricos de las plantas nucleares pueden seguir las demandas de carga de la red eléctrica siempre que se incluyan en el diseño de la planta sistemas de ingeniería específicos que permitan este modo de operación". [66]
Producción de cobalto-60
El cobalto-60 ( 60 Co) se puede producir en un reactor CANDU utilizando barras de ajuste hechas principalmente de 59 Co (en lugar del acero inoxidable normal), que se transmuta lentamente en 60 Co a través de la activación de neutrones ( 59 Co + n → 60 Co). [68] [69] Estas barras de ajuste de cobalto-60, ahora intensamente radiactivas, se "recolectan" (se retiran y se reemplazan con barras de ajuste de 59 Co nuevas) después de uno a tres años de uso en el reactor durante un apagado rutinario del reactor, y luego se procesan en fuentes selladas de 60 Co de intensidades variables por Nordion . [68] [70] [71] [72] La planta de energía nuclear de Bruce ha estado produciendo 60 Co desde la década de 1980, y casi todo el suministro mundial de 60 Co proviene de varios reactores nucleares CANDU, siendo Bruce el mayor proveedor individual. [73] [74] [75] [76] [77] En 2007 [actualizar], Bruce suministró más del 40% del 60 Co del mundo. [13] Esta cifra aumentó a más del 50% en 2016, y Pickering suministró aproximadamente otro 20% de la demanda mundial. [76] En 2016, Bruce amplió su contrato con Nordion para el suministro continuo de 60 Co para cubrir toda la vida útil proyectada posterior a la renovación de los reactores Bruce, que se espera que funcionen hasta 2064. [76]
Bruce también comenzó a producir 60 Co de alta actividad específica (HSA) en 2016, que está diseñado para usos médicos altamente especializados como el tratamiento del cáncer y se había producido principalmente en el reactor NRU durante los últimos 60 años (que originalmente estaba programado para cerrarse en 2016, pero se mantendrá en línea hasta el 31 de marzo de 2018 debido a la falta general mundial de suficiente capacidad de producción de isótopos médicos de reemplazo para varios isótopos críticos como el molibdeno-99 ). [78] [79] [80] [81] [82] Como la NRU produce más de dos tercios del HSA 60Co del mundo , la capacidad de Bruce para suministrar HSA 60Co será fundamental para ayudar a llenar el inmenso vacío de producción dejado por la NRU una vez que sea desmantelado en 2018. [80] [81] [82] [83] OPG y Bruce Power están colaborando en un esfuerzo para expandir la producción de 60Co a los reactores Bruce A y Darlington para cubrir completamente la producción de Pickering (que terminará cuando la planta sea desmantelada en 2024) además de los inevitables vacíos en la capacidad de producción de 60Co que serán causados por las próximas renovaciones de seis de los reactores de Bruce (Unidades A 3-4 y Unidades B 5-8), así como los cuatro reactores de Darlington. [76] También están trabajando para expandir la producción de HSA 60Co a más reactores. [84]
En 2017, Bruce Power se convirtió en el primer canadiense en recibir un premio Top Innovative Practice (TIP) del Instituto de Energía Nuclear (NEI) por su trabajo continuo con Nordion para producir cobalto-60. [85] [86]
Proyecto de producción de radioisótopos
Bruce Power está trabajando con Framatome para desarrollar la capacidad de "producir radioisótopos de vida media más corta (como molibdeno-99 , lutecio-177 e iridio-192 )" utilizando la tecnología patentada de Areva para la producción en línea de radioisótopos en reactores de agua pesada. [87] [88] Areva diseñará y suministrará el sistema para su instalación en las unidades Bruce existentes. [88]
En junio de 2018, Bruce Power e ITG (una subsidiaria de Isotopen Technologien München (ITM)) anunciaron el inicio de un esfuerzo conjunto para explorar la producción de lutecio-177 en los reactores de Bruce, y se prevé que ITG gestione el desarrollo, el procesamiento y la distribución de lutecio-177. [89] El sistema de producción de isótopos (IPS) inicial, que produce Lu-177, entró en funcionamiento en enero de 2022. [90]
Remodelación de las unidades 1 y 2, 1995-2012
Bruce A Turbine Hall durante el proyecto de reinicio de 2002-2004
La reinstalación de las unidades Bruce A se planeó en 1992, pero se pospuso porque Ontario Hydro tenía un excedente de generación en ese momento. [13]
A finales de 2005, Bruce Power y el Gobierno de Ontario se comprometieron a poner nuevamente en servicio las unidades 1 y 2 para ayudar a satisfacer la creciente demanda de energía en la provincia de Ontario. [91] Se estimó originalmente que el proyecto costaría 4.250 millones de dólares. [92] Se determinó que, si bien las unidades 1 y 2 podrían haberse reiniciado sin remodelación, era económicamente ventajoso hacerlo, ya que la remodelación habría sido necesaria pronto. [5] El objetivo es mantener las unidades 1 y 2 en servicio hasta 2043, 66 años después de su puesta en servicio original. [5]
La renovación requirió el reemplazo de los tubos de presión y de la calandria, el reemplazo del generador de vapor, la mejora del Sistema de apagado 2 (SDS2), una actualización de los sistemas de control de la turbina, el reemplazo de los controles analógicos originales con un DCS [93] y otros trabajos y mantenimientos significativos (por ejemplo, el reemplazo de 30 transformadores que contenían PCB ). [ cita requerida ]
Se consideró un nuevo diseño de paquete de combustible (Low Void Reactivity Fuel, LVRF), utilizando pastillas de combustible ligeramente enriquecidas (1% U-235) , dentro de un paquete CANFLEX de 43 elementos en comparación con el paquete existente de 37 elementos. [5]
En 2006 y 2007, la revista ReNew Canada consideró que el proyecto de reinicio era el mayor proyecto de infraestructura de Canadá . [94] En abril de 2007, el auditor general revisó el acuerdo de renovación . [95] En agosto de 2007, el costo estimado del proyecto había aumentado a $5.25 mil millones cuando Bruce Power decidió reemplazar los 480 canales de combustible en la Unidad 4, lo que extenderá su vida útil hasta 2036, en línea con las otras 3 unidades de Bruce A. [96] En 2008, debido a las dificultades para desarrollar la robótica necesaria, el costo estimado de reiniciar las Unidades 1 y 2 aumentó entre $400 y $700 millones. [97] A partir de 2008, el proyecto se mantuvo según lo programado. [98] [99]
En enero de 2010, hasta 217 trabajadores estuvieron potencialmente expuestos a la radiación durante la remodelación. [100] 27 trabajadores podrían haber recibido 5 mSv , un nivel muy por debajo del nivel que puede afectar la salud humana. Sólo un laboratorio en Canadá (en Chalk River ) estaba calificado para realizar las pruebas. Bruce Power tuvo que solicitar permiso para utilizar laboratorios alternativos. [101] [102]
En 2010, un plan para transportar generadores de vapor de baja radiactividad fuera de servicio a Suecia a través de los Grandes Lagos causó controversia. [103] La CNSC aprobó el plan en febrero de 2011. [104]
En enero de 2011 se completó la instalación del canal de combustible en la Unidad 2. [105] La CNSC dio luz verde al operador para reiniciar la Unidad 2 el 16 de marzo de 2012. [106] Sin embargo, el reactor se apagó al día siguiente después de que se descubriera una fuga en el sistema moderador. [107]
En 2011, se previó que la remodelación de las Unidades 1 y 2, cuya finalización estaba prevista para 2009, comenzaría en 2012. En 2011, el costo total había sido de 3.800 millones de dólares; se esperaba que el costo final fuera de 4.800 millones de dólares. La estimación original de 2005 era de 2.750 millones de dólares. [108]
En septiembre de 2012, la Unidad 1 comenzó a generar energía nuevamente. [23]
El 16 de octubre de 2012, la Unidad 2 se conectó a la red eléctrica provincial por primera vez en 17 años. [109]
En 2013, los costos finales se estimaron en 4.800 millones de dólares, frente a una estimación original de 2.750 millones de dólares, y el proyecto se retrasó "mucho" respecto del cronograma. [110]
Remodelación de las unidades 3 a 8, 2016-actualidad
En octubre de 2013, en el marco del Plan de Energía a Largo Plazo de Ontario (LTEP) de 2013, Ontario anunció planes para renovar seis reactores en la planta de Bruce, comenzando con Bruce A4 en 2016. Otras unidades seguirían a intervalos. Bruce Power estimó el costo en alrededor de 2 mil millones de dólares por unidad, o 12 mil millones de dólares por seis. Se esperaba que el precio de la energía de estas unidades estuviera en el rango de ~60–70 dólares por MWh. [31] [111]
En 2016, Bruce Power inició un programa de renovación de 13 mil millones de dólares para "reemplazar los principales componentes de las Unidades 3 a 8 en 2020, comenzando en la Unidad 6". [112] Según Bruce Power, este plan plurianual "generará entre 1.500 y 2.500 puestos de trabajo en el lugar anualmente -y 18.000 en Ontario de manera directa e indirecta- al tiempo que inyectará hasta 4 mil millones de dólares anuales en la economía de Ontario". [113]
Renew Canada calificó el proyecto como la mayor mejora de infraestructura en Canadá en 2017. [114]
En enero de 2020, la Unidad 6 dejó de funcionar para realizar reformas. [42] Volvió a funcionar el 8 de septiembre de 2023, cuando se volvió a sincronizar con la red eléctrica de Ontario. Se anunció que Bruce 6 había completado su renovación antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [115]
En marzo de 2023, la Unidad 3 fue puesta en servicio para su remodelación. [116]
Almacenamiento de residuos
La zona de la estación Bruce es el emplazamiento de la Instalación de Gestión de Residuos Occidentales (WWMF) de OPG. La WWMF almacena los residuos nucleares de bajo nivel y de nivel intermedio procedentes del funcionamiento de sus 20 reactores nucleares, incluidos los arrendados a Bruce Power. En 2009, había 11 edificios de almacenamiento de bajo nivel. [117]
La WWMF proporciona almacenamiento de combustible nuclear seco para los reactores Bruce. La Organización de Gestión de Residuos Nucleares recibió en 2002 el mandato de la Ley de Residuos de Combustible Nuclear para presentar una propuesta para la gestión a largo plazo, que fue presentada al Ministro de Recursos Naturales en noviembre de 2005 y aprobada por el gobierno en junio de 2007. [118] A partir de mayo de 2017, [actualizar]está buscando un sitio separado en Canadá para un depósito permanente para el combustible usado de todos los reactores nucleares de Canadá. [118]
En 2013, OPG propuso construir un depósito geológico profundo (DGR) para el almacenamiento a largo plazo de desechos de actividad baja e intermedia en tierras adyacentes a WWMF. El DGR propuesto estaría a unos 680 metros por debajo de la superficie. [119]
En julio de 2023, el Ministro de Energía de Ontario, Todd Smith, anunció su intención de construir 4,8 GW de nueva energía nuclear en el sitio de Bruce, reiniciando así los planes para Bruce C. [123] Sería la primera construcción nuclear a gran escala en Canadá en más de tres décadas, en preparación para la creciente demanda de electricidad a largo plazo. [124]
Actualizaciones
El 26 de octubre de 2016, Bruce Power anunció una ampliación de su capacidad de 6.384 MWe a 6.400 MWe. [125]
El 11 de julio de 2019, Bruce Power anunció otra ampliación de la instalación, añadiendo 22 MW de producción a la Unidad 3, lo que eleva la producción total del sitio a 6.430 MWe. [126]
El análisis del impacto económico del proyecto de reemplazo de componentes principales de Bruce Power de marzo de 2019 indica una capacidad objetivo de 7000 MWe para mediados de 2033. [127]
El 14 de octubre de 2021, Bruce Power anunció una ampliación a 6.550 MWe. [128]
El 23 de marzo de 2022, Bruce Power anunció una ampliación de la Unidad 1 a 821 MWe [129]
El 6 de mayo de 2022, Bruce Power anunció una ampliación de la Unidad 2 a 823 MWe, agregando 39 MW de capacidad a los 784 MWe que producía anteriormente. [130]
Otras características del sitio
Bruce A mirando hacia el suroeste a través de Baie Du Dor
En el lugar hay más de 56 kilómetros de carreteras y al menos 25 estructuras importantes. El lugar cuenta con su propio departamento de bomberos, lavandería y centro médico. [13]
Punta Douglas, 1960-1984
En el sitio de Bruce se encuentra el reactor Douglas Point , que se encuentra fuera de servicio y es una versión anterior del diseño CANDU. La construcción comenzó en 1960, entró en funcionamiento en 1967 y se cerró en 1984. [13] Los reactores Bruce actuales tienen aproximadamente cuatro veces la capacidad de la unidad Douglas Point de 200 MW.
Planta de agua pesada Bruce, 1973-1997
La planta de agua pesada Bruce (BHWP) también ocupaba el sitio. Atomic Energy of Canada Limited contrató a Lummus Company of Canada Limited en 1969 para diseñar y construir la primera fase de la planta, mientras que Ontario Hydro se encargó de la puesta en servicio y la operación. [131]
Se planeó que constara de cuatro subplantas, de la A a la D:
A estuvo en producción en 1973, se cerró en 1984 y se demolió en 1993;
B estuvo en producción en 1979, se paró parcialmente en 1993, se cerró completamente en 1997 y posteriormente se demolió;
C fue cancelado y nunca construido;
El proyecto D estaba completado en un 70% cuando se canceló y posteriormente fue demolido en 1995.
Durante su vida útil, la BHWP produjo 16.000 toneladas de agua pesada apta para reactores. Se planeó que la capacidad de cada subplanta fuera de 800 toneladas/año. El tamaño de la planta era de aproximadamente 960 m por 750 m. [2] El agua pesada tenía una pureza del 99,75%. [131]
La producción de un solo kilogramo de agua pesada requería 340 toneladas de agua de alimentación. [132]
Sistema de vapor a granel Bruce, 1972-2006
El vapor de Bruce A podría desviarse al sistema de vapor a granel de Bruce (BBSS) para proporcionar energía para la producción de agua pesada (750 MW térmicos), para calentar edificios dentro del desarrollo (15 MW th) o para proporcionar energía (72 MW th) para el Centro de Energía Bruce (BEC) adyacente. El BEC apoyaba a industrias como invernaderos y fabricantes de plástico. Como uno de los sistemas de vapor a granel más grandes del mundo, este sistema podía producir 5350 MW de vapor de proceso de presión media y tenía más de 6 km de tuberías. [133] : 15–16 Fue demolido a fines de 2006. Debido al requisito de proporcionar vapor, las turbinas de Bruce A eran de tamaño insuficiente en relación con la potencia del reactor. [21] [36] [ enlace muerto ] [134] [135] [136]
Parque provincial Inverhuron, 1950-actualidad
OPG es propietaria del cercano Parque Provincial Inverhuron de 288 ha en el lago Huron, lindando con Inverhuron, a 14 km al noreste de Kincardine, que no forma parte del sitio de Bruce propiamente dicho, y lo arrienda al Ministerio de Recursos Naturales de Ontario . Como condición de la licencia de operación para Bruce Nuclear, OPG conservó una zona de exclusión de radio de 914 m en la esquina noroeste del parque. Después de operar durante más de 25 años, el campamento del parque se eliminó gradualmente en 1976, debido a problemas de seguridad relacionados con la producción de agua pesada . Cuando ya no se produjo agua pesada, se permitió que el campamento del parque reabriera en 2000 en el mismo lugar. [137] : 7
Águilas
El agua caliente que la planta libera de nuevo en el lago Huron evita que la costa circundante se congele durante el invierno y atrae una concentración desmesurada de peces del lago, lo que a su vez atrae a manadas de águilas calvas que pasan el invierno en la zona. La cantidad de águilas alcanza su punto máximo entre finales de febrero y principios de marzo y no es raro que los visitantes observen varias docenas de águilas en las inmediaciones de la planta en cualquier momento durante estos meses. [138] [139]
Seguridad y protección
Bruce Power visto desde un avión de pasajeros
En 1977, tres activistas de Greenpeace llegaron en canoa al lugar para demostrar la falta de seguridad. [140] [141]
El 23 de septiembre de 2001, la planta sufrió otro golpe de relaciones públicas cuando un hombre cuyo barco volcó en el lago Huron cerca del complejo Bruce pasó por una puerta, entró en un edificio de oficinas y llamó por teléfono pidiendo ayuda, todo sin ser detectado. [142] [143]
Antes de los ataques del 11 de septiembre de 2001 , el mandato del equipo de seguridad era retrasar a los atacantes durante 17 minutos, hasta que la policía local pudiera responder. Se dependía de medidas pasivas como vallas y cerraduras. [37]
El equipo de seguridad "transformado" posterior al 11 de septiembre se describe como más grande que la fuerza policial de la ciudad de Kingston , es decir, equivalente a la fuerza de una ciudad de 100.000 habitantes. Los miembros de la fuerza tienen permitido portar armas de fuego y tienen poderes de arresto. La fuerza posee vehículos blindados, motos acuáticas y la planta ahora está triplemente vallada. [144]
En mayo de 2008, el Equipo de Respuesta Nuclear Bruce (NRT) ganó el Campeonato Nacional SWAT de EE. UU. (USNSC), derrotando a otros 29 equipos de 4 países, la primera vez que un equipo canadiense ganó un evento SWAT internacional. Ganaron nuevamente en 2009, 2010 y 2011. [145] [146] [147] [148] [149]
Después del 11 de septiembre, se interrumpieron las visitas al área de la planta, aunque hay un centro de visitantes fuera del sitio. [13]
Según el plan de emergencia del condado de Bruce, "la municipalidad de Kincardine coordinará las respuestas de emergencia en caso de una situación de emergencia nuclear resultante de un accidente en la planta de energía de Bruce en la municipalidad de Kincardine". [150] Kincardine debe mantener un sistema de alerta a 3 km de la planta y tiene una red de 10 estaciones de alerta equipadas con sirenas y luces estroboscópicas. [151]
Se han adoptado diversas medidas de vigilancia de la radiación . Se recogen muestras de leche de las granjas locales todas las semanas. Se toman muestras del agua potable de las plantas de tratamiento de Kincardine y Southampton dos veces al día y se analizan semanalmente. Se toman muestras de agua subterránea de varias zonas de aguas superficiales y de pozos profundos y poco profundos. Se analizan los sedimentos acuáticos y los peces, así como el pienso para el ganado, la miel, los huevos, las frutas y las verduras. [152]
Datos del reactor
La central generadora Bruce consta de 8 reactores operativos.
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