La central nuclear de Darlington es una central nuclear canadiense ubicada en la costa norte del lago Ontario en Clarington, Ontario . Se trata de una gran instalación nuclear que comprende cuatro reactores nucleares CANDU con una producción total de 3.512 MWe cuando todas las unidades están en funcionamiento, proporcionando alrededor del 20 por ciento de las necesidades eléctricas de Ontario, suficiente para abastecer a una ciudad de dos millones de habitantes. [5] El diseño del reactor es significativamente más potente que los utilizados en sitios CANDU anteriores en Pickering y Bruce , lo que convierte a su planta de 4 unidades en la segunda más grande de Canadá detrás de la Bruce de 8 unidades. Lleva el nombre del municipio de Darlington, el nombre del municipio en el que se encuentra, que ahora forma parte del municipio fusionado de Clarington .
La planta comenzó a construirse en septiembre de 1981 y se planeó iniciar sus operaciones iniciales en 1985. Se produjeron varios retrasos y el inicio de la construcción de las Unidades 3 y 4 se pospuso hasta 1984 y 1985. La Unidad 2 entró en operación en 1990, seguida por la Unidad 1 en 1992. y las Unidades 3 y 4 en 1993. Los retrasos y los sobrecostos resultantes han convertido a Darlington en un caso de estudio principal para el movimiento antinuclear en Canadá, y fue una de las principales razones por las que Ontario Hydro se disolvió en 1999 y sus deudas fueron saldadas. mediante facturaciones especiales. Después de las operaciones iniciales y la reorganización, suele estar entre las plantas más confiables del mundo en términos de factor de capacidad . A partir de 2023 [actualizar], la planta está pasando por una mejora de mediana edad, con dos unidades terminadas y se espera que las dos segundas se completen en 2026.
Desde que se seleccionó el sitio original había espacio para una segunda unidad de cuatro reactores, con una gran área al este de la planta actual reservada para lo que se conocía como Darlington B. En 2006, Ontario Power Generation comenzó el proceso de solicitud construir una planta de dos unidades en el sitio B. Este proyecto fue cancelado en 2013 cuando el costo estimado superó con creces las proyecciones iniciales. En 2020, comenzaron los planes para instalar un pequeño reactor modular BWRX-300 mucho más pequeño en el sitio B, que están en curso a partir de 2023 .[actualizar]
Darlington fue parte de una gran construcción nuclear planeada por Ontario Hydro basándose en sus predicciones de un crecimiento casi lineal en la demanda de energía del 7% anual, esencialmente para siempre. Basándose en este crecimiento previsto, la empresa afirmó que la energía nuclear representaría entre el 60 y el 70% del suministro de la provincia en 1990 y que, para ello, sería necesario construir un gran número de nuevos reactores. [6] El terreno en el Parque Provincial de Darlington fue identificado como un sitio potencial a fines de la década de 1960, e Hydro compró el terreno en 1971 como un "centro de energía". Los primeros planes oficiales para desarrollar el sitio con fines nucleares se aprobaron en 1973, aparentemente bajo la dirección personal del primer ministro conservador de Ontario, Bill Davis, sin discusión por parte del gabinete. [7] En ese momento, el costo de construcción de la planta de cuatro unidades se estimó en $4.5 mil millones (equivalente a $30 mil millones en 2023), y la construcción comenzaría en 1979. [8] Las audiencias públicas comenzaron en 1974 y los planes generales fueron finalizado en 1976. El visto bueno oficial del gobierno se dio el 18 de abril de 1977, y los primeros contratos de construcción se firmaron el 8 de junio de 1978. [9]
Durante el resto de la década de 1970, las estimaciones de demanda futura de Hydro fueron atacadas repetidamente por ser poco realistas. La crisis del petróleo de 1973 y la posterior recesión de 1973-1975 condujeron a tasas de crecimiento muy reducidas, que llegaron a cero en la provincia en 1977. A medida que estas preocupaciones se hicieron más públicas, en 1975 Davis formó dos comités independientes, la Comisión Porter y el Comité Selecto, ambos de los cuales concluyeron que las predicciones eran demasiado altas. Poco después, el recién creado Ministerio de Energía y la fundación pública Energy Probe publicaron informes en los que se afirmaba que las predicciones de la compañía sobre el uso de energía en el año 2000 eran unos 12 gigavatios demasiado altas, equivalentes a unas tres plantas de cuatro reactores. En 1980, la Comisión Porter entregó su informe final, que establecía que la tasa de crecimiento estaría más cerca del 4% y sugería que Hydro debería abandonar sus planes para nuevas plantas nucleares y en su lugar debería desarrollar plantas más pequeñas e implementar una gestión de la demanda . [10] Este consejo fue deliberadamente ignorado. [11]
El plan de expansión en curso se pagó mediante financiación de deuda principalmente mediante la venta de bonos comerciales . Dado el escrutinio público y los informes generalmente negativos, en 1976 el ministro de Energía, Darcy McKeough, dijo a Hydro que frenara sus demandas y distribuyera el presupuesto o la provincia no garantizaría los bonos de la empresa. [7] Darlington fue uno de varios programas importantes para ese período de tiempo, incluidas importantes expansiones en Pickering y Bruce . Hydro respondió retrasando el inicio de la construcción hasta 1981, con el primer reactor entrando en funcionamiento en 1985 y luego los otros tres, uno cada 12 meses. [12] Esto hizo que el presupuesto aumentara sólo ligeramente a 3.900 millones de dólares en construcción y otros 1.000 millones de dólares para agua pesada . [8] Un presupuesto más detallado, esta vez teniendo en cuenta la inflación durante el período de construcción previsto hasta 1988, situó la cifra final en 7.400 millones de dólares, equivalente a 30 dólares en 2023. [13] [12] [8] El plazo se aplazó y avanzó varias veces durante los siguientes años. [9]
En 1981, Hydro finalmente respondió a las preocupaciones sobre la construcción excesiva con una nueva predicción de una demanda de 38 gigavatios en 2000, 52 gigavatios menos que sus predicciones hechas en 1978. [a] [15] Un informe de 1984 sitúa el crecimiento futuro en un 3% al menos hasta 1992, lo que, junto con las altas tasas de interés de la época, llevó a la empresa a cancelar cualquier construcción futura para este período. Incluso la demanda posterior a 1992 parecía incierta y no se programaron nuevos reactores. La empresa centró su atención en las mejoras de la red. [dieciséis]
La construcción comenzó según lo previsto, con el "primer vertido" en junio de 1981. En 1982, el inicio de la construcción de las Unidades 3 y 4 se retrasó varios años hasta 1985. [9] En 1983, aquejada de compromisos excesivos y falta de personal, la dirección de Hydro ordenó la el proyecto se retrase. El personal de ingeniería de Darlington fue asignado a otros proyectos, incluidas las ampliaciones de Pickering y Bruce que ahora estaban a punto de entrar en funcionamiento. [12] En ese momento, Hydro calculó que el presupuesto había aumentado a 10,9 mil millones de dólares. [9] La pausa terminó a principios de 1985, pero no todo el personal original fue reasignado al proyecto y fue necesario contratar y capacitar nuevo personal. Además, durante la pausa se encontraron una serie de problemas en el diseño, siendo esta la primera planta del tamaño de ~900 MW que se construye, lo que introdujo más retrasos en el reinicio de la construcción. [17] En ese momento, la compañía ya había gastado el presupuesto original de $ 7 mil millones y ahora predecía que se necesitarían otros $ 4 mil millones para completarlo. [18] Ahora se predijo que la finalización de la Unidad 2 sería en 1988. [19]
El 2 de mayo de 1985, las elecciones generales de Ontario de 1985 dieron como resultado que los conservadores gobernantes recibieran un gobierno minoritario, pero un voto de censura en junio puso fin a su gobierno de 42 años y llevó al poder a los liberales de David Peterson con el apoyo de Bob Rae . PND . [20] Peterson había expresado previamente su apoyo a una parada inmediata en Darlington. [21] Por el contrario, Rae contó con el apoyo del sindicato de trabajadores de Hydro, CUPE Local 1000, que apoyó firmemente el proyecto. [22] Como parte del acuerdo entre partidos, Peterson prometió no detener la construcción mientras una nueva comisión consideraba el tema. [23]
El Comité Selecto se reformó y elaboró un nuevo informe en 1986. Para entonces, el desastre de Chernobyl había ensombrecido aún más el campo, y Hydro había reducido aún más sus predicciones a 30 GW en 2000. El comité aceptó provisionalmente la continuación de la construcción de Darlington. Unidades 1 y 2, pero sugirió un período de espera antes de permitir la finalización de las Unidades 3 y 4. [18] Fue durante este período que la fuerza laboral en el sitio alcanzó su punto máximo de 7.000, [17] convirtiéndolo en el programa de construcción más grande de América del Norte en ese momento. [22] El Gabinete aprobó la continuación de la construcción en 1987, antes de las próximas elecciones. [24]
Ahora, siete años después de un cronograma de construcción de cuatro años, durante un período de altas tasas de interés , el presupuesto seguía aumentando. Se pueden atribuir 3.300 millones de dólares adicionales a los intereses generados durante estos retrasos. Se tuvieron que agregar $1.2 mil millones adicionales a la factura cuando Hydro cambió sus procedimientos contables y trasladó varios elementos, incluida la capacitación de los operadores, de costos operativos a capital. Los cambios de diseño debidos a los cambios en los requisitos de seguridad después del accidente de Three Mile Island y Chernobyl agregaron otros 900 millones de dólares, y otros cambios imprevistos en la construcción, incluidas las obras en el lugar, agregaron otros 1 mil millones de dólares. Como resultado, el costo final se estimó en 13.800 millones de dólares, 6.800 millones de dólares, o 86%, más que la estimación de 1981. [13]
La Unidad 2 fue la primera en comenzar la construcción, antes de la Unidad 1, el 1 de septiembre de 1981. La Unidad 1 siguió el 1 de abril de 1982. La construcción de la Unidad 3 comenzó el 1 de septiembre de 1984 y la Unidad 4 el 1 de julio de 1985. La construcción de los días 1 y 2 Continuó con las pausas mencionadas anteriormente, pero 3 y 4 se redujeron significativamente. La Unidad 2 entró en servicio comercial el 9 de octubre de 1990 y la Unidad 1 el 14 de noviembre de 1992. Las dos últimas unidades estaban mucho más cerca de la competencia en ese momento, con la Unidad 3 entrando en servicio el 14 de febrero de 1993 y la Unidad 4 poco después, el 14 de junio.
Casi inmediatamente después de entrar en servicio, se descubrió que los ejes de potencia de la Unidad 2 que conectan las turbinas de vapor a los alternadores presentaban grietas, lo que provocó paradas prolongadas en 1990 y 1991. Esto se solucionó con un nuevo diseño de eje instalado en mayo de 1992. otras tres unidades ya habían recibido el diseño original, pero para las operaciones iniciales fueron modificadas para evitar el problema a la espera de los nuevos pozos, previstos para mayo de 1993 para la Unidad 1 y en marzo y agosto de 1994 para las Unidades 3 y 4. [13] En A principios de 1991 se descubrió que las vibraciones en los conjuntos combustibles de la Unidad 2 estaban provocando que se dañaran. En última instancia, esto se debió a un problema en el sistema de bombeo que inyectaba una fluctuación de presión de 150 Hz. Cambiar los impulsores para aumentar la velocidad a 210 Hz resolvió el problema. [13]
Como resultado de estos problemas, la disponibilidad inicial o factor de capacidad era baja. Durante sus primeros tres años y medio de funcionamiento, la Unidad 2 logró un factor de carga de por vida de sólo el 29,9%, mientras que la Unidad 1, entre julio de 1992 y finales de junio de 1993, logró un factor de carga del 56,8%. [13] Los cambios, especialmente los nuevos ejes de potencia, también agregaron otros $600 millones a la factura final.
El gobierno de Peterson cayó en 1990, lo que provocó que el NDP de Rae tomara la provincia en medio de una recesión . La planta de Darlington todavía estaba en construcción y seguía siendo tan políticamente radiactiva como lo había sido durante los años ochenta. Rae tomó la decisión de completar la planta, pero para garantizar que este tipo de sobrecostos no volvieran a ocurrir, nombró a Maurice Strong , ex director ejecutivo de Petro-Canada , para que se convirtiera en director ejecutivo de Hydro y reorganizara la empresa. Strong pidió a Bill Farlinger, un defensor de la economía de mercado del laissez faire, que sugiriera formas de reformar la empresa. Como resultado de las sugerencias de Farlinger, Strong comenzó el proceso de dividir la empresa en cinco divisiones, cada una con un área de responsabilidad separada. Como parte de estos planes, se puso fin a cualquier futura expansión nuclear. Cuando los conservadores de Mike Harris recuperaron el poder en 1995, Harris nombró a Farlinger director ejecutivo de Hydro y se modificaron los planes para vender las distintas divisiones una vez que se completara la división. [25]
En ese momento, Hydro tenía una deuda de 34.000 millones de dólares, casi la mitad de esa deuda se debía a Darlington y una parte importante del resto procedía de la construcción y ampliaciones de Pickering y Bruce. Los cargos adicionales se debieron a sobrecostos en las calderas de estas plantas, que ascendieron a 850 millones de dólares. Se añadió más debido a los contratos de compra-o-pago con Rio Algom y Denison Mines para el suministro de uranio que se fijaron a precios de mercado antes del colapso de los precios mundiales del uranio a finales de los años 1980. Esto llevó a Hydro a romper los contratos en 1991 con otro cargo de 717 millones de dólares. [26]
Después de mucho debate, se tomó la decisión de aislar las deudas en una corporación de la corona separada , la Ontario Electricity Financial Corporation. Ontario Hydro puso fin oficialmente a sus operaciones el 31 de marzo de 1999. Sus estados financieros finales enumeraban deudas a largo plazo por valor de 26.200 millones de dólares y activos por un total de 39.600 millones de dólares, pero el gobierno concluyó que el valor razonable de los activos estaba muy por debajo del precio reclamado. Sus valoraciones calcularon un resultado de 19.500 millones de dólares de deuda varada, que luego se pagó como un Cargo de Retiro de Deuda separado en las facturas de los clientes desde 2003 hasta el 31 de marzo de 2018. [27]
En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco corporaciones de la Corona y Ontario Power Generation (OPG) se hizo cargo de todas las estaciones de generación eléctrica. Los reactores de Darlington han estado entre los de mejor rendimiento de la flota CANDU de OPG, incluido un año superior en 2008 en el que la planta alcanzó un factor de capacidad combinado del 94,5% . [28] En junio de 2016, la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO) nombró a Darlington una de las centrales nucleares más seguras y de mayor rendimiento del mundo, por tercera vez consecutiva. [29]
En marzo de 2017, Ontario Power Generation (OPG) y su brazo de riesgo, Canadian Nuclear Partners, anunciaron planes para producir plutonio-238 como segunda fuente para la NASA . Las barras que contienen Np-237 [30] serían fabricadas por el Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico (PNNL) en el estado de Washington y enviadas a la Estación de Generación Nuclear Darlington de OPG, donde serían irradiadas con neutrones dentro del núcleo del reactor para producir Pu-238. [31] [32]
El gráfico representa la generación eléctrica anual del sitio en GWh.
A finales de 2022, la producción total de vida útil de la instalación era de 749.348 GWh.
La estación de Darlington incurrió en enormes sobrecostos durante su construcción.
La estimación inicial del costo de la estación fue de 3.900 millones de dólares canadienses a finales de la década de 1970, que aumentó a 7.400 millones de dólares en 1981, cuando se inició la construcción. [33] Un período de un año de audiencias públicas y estudios por parte de un comité multipartidario del gobierno de Ontario terminó en 1986 con la decisión de continuar con el proyecto, que luego había aumentado a $ 7 mil millones en costos reales y comprometidos. [34] El coste final fue de 14.400 millones de dólares canadienses, casi el doble del presupuesto de construcción inicial, incluso ajustado a la inflación. [35]
A Hydro no se le permitió cobrar el costo de construcción hasta que la planta estuviera realmente entregando energía a los clientes. Como tal, todos los sobrecostos del proyecto hasta 1990 tuvieron que asumirse como deuda, durante un período de tasas de interés históricamente altas. En 1989, Hydro presentó su último Plan de suministro de demanda a 25 años, Proporcionando el equilibrio de energía , solicitando otros 10 reactores y 32 plantas fósiles. En 1993, este plan fue retirado, después de que Darlington entrara en servicio y la provincia tuviera ahora un excedente de generación [36] y se viera obligada a vender a precios muy bajos y a veces negativos. Esto, combinado con la enorme deuda que la empresa había contraído para financiar la planta, llevó a la decisión de dividir la empresa en varias empresas más pequeñas.
El proyecto se vio afectado negativamente por la disminución de las previsiones de demanda de electricidad, la creciente deuda de Ontario Hydro y el desastre de Chernobyl, que requirió revisiones de seguridad a mitad de la construcción. Cada retraso generó cargos por intereses sobre la deuda, que finalmente representaron el 70% de los sobrecostos. [37] La inflación entre 1977 y 1981 fue del 46 por ciento, según el índice de precios al consumidor de Canadá. Además, los tipos de interés se situaban en el 20 por ciento. La elección inadecuada de equipos y un paro laboral de seis meses de trabajadores eléctricos también generaron algunos de estos costos y demoras. [38] La discusión sobre quién es el culpable de los costos y las deudas posteriores asociadas con Darlington a menudo surge durante las campañas electorales provinciales y a menudo se menciona en la literatura antinuclear . [39]
Después de audiencias públicas, la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear anunció en diciembre de 2015 la renovación de la licencia de operación del reactor de energía de Darlington, por 10 años desde el 1 de enero de 2016 hasta el 30 de noviembre de 2025, para permitir la remodelación de la estación de Darlington, que comenzó en octubre de 2016. [40]
El 14 de octubre de 2016, OPG inició el proyecto de infraestructura limpia más grande de Canadá: la renovación de los cuatro reactores de Darlington. Según el Conference Board of Canada , la inversión de 12.800 millones de dólares generará 14.900 millones de dólares en beneficios económicos para Ontario, incluidos miles de puestos de trabajo en la construcción en Darlington y en unas 60 empresas de Ontario que suministran componentes para la obra. [41] Está previsto que el proyecto esté terminado en 2028 y garantizará el funcionamiento seguro de la planta hasta 2055.
En 2006, OPG inició el proceso de aprobación federal para construir nuevas unidades nucleares en el sitio de su estación nuclear de Darlington. La propuesta de proyecto implicaba la construcción y operación de hasta cuatro unidades nucleares, con una capacidad de hasta 4.800 MW.
Un proceso de solicitud de propuestas (RFP) para el diseño y la construcción resultó en ofertas de Areva NP , Westinghouse y Atomic Energy of Canada Limited (AECL). En junio de 2009, el Gobierno de Ontario suspendió el proceso de RFP, citando ofertas inesperadamente altas y la incertidumbre en torno al futuro del único postor que cumplió (AECL). [46] [47] [48]
En agosto de 2011, el Panel Conjunto de Revisión de tres miembros (encargado por el Ministerio de Medio Ambiente de Ontario y la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear ) publicó un informe en el que se concluyó que el nuevo proyecto de construcción de Darlington no provocaría ningún impacto ambiental adverso significativo (después de tener en cuenta medidas de mitigación de cuentas). Tras el informe, el gobierno federal aprobó la Evaluación Ambiental. [49]
En octubre de 2013, el gobierno de Ontario declaró que el proyecto de nueva construcción de Darlington no formaría parte del plan energético a largo plazo de Ontario, citando las altas estimaciones de costos de capital y el excedente de energía en la provincia en el momento del anuncio. [50]
En noviembre de 2020, Ontario Power Generation (OPG) anunció planes para construir un pequeño reactor modular (SMR) en la central nuclear de Darlington. Se espera que esté operativo a más tardar en 2028. [51] [52] OPG trabajará con GE Hitachi Nuclear Canada para construir el SMR. [52]
El 2 de diciembre de 2022, Ontario Power Generation inició oficialmente la construcción del nuevo proyecto Darlington SMR (Darlington B). La primera unidad que se construirá es una unidad GE BWRX-300 , que se espera que esté operativa en 2028. [53]
Los residuos de actividad baja e intermedia de Darlington se almacenan en Western Waste Management Facility (WWMF) en el sitio nuclear de Bruce cerca de Kincardine, Ontario . OPG ha propuesto la construcción y operación de un depósito geológico profundo para el almacenamiento a largo plazo de estos desechos de actividad baja e intermedia en terrenos adyacentes al WWMF.
El 6 de mayo de 2015, el Panel Conjunto de Revisión emitió el Informe de Evaluación Ambiental (EA) recomendando al gobierno federal la aprobación del Repositorio Geológico Profundo para los desechos de nivel bajo e intermedio de Ontario. [54]
En febrero de 2016, el Ministro Federal de Medio Ambiente y Cambio Climático retrasó una decisión sobre la DGR de OPG, lo que provocó una pausa en el cronograma para la emisión de la decisión de evaluación ambiental. Desde entonces, la OPG se ha comprometido a completar más estudios de la DGR para finales de 2016. [55]
La Instalación de Gestión de Residuos de Darlington proporciona almacenamiento en seco para el combustible usado de Darlington, después de un período inicial en una bahía de almacenamiento llena de agua. La instalación se inauguró en 2007, según se informa según lo previsto y dentro del presupuesto. [56] La Organización de Gestión de Residuos Nucleares está buscando un sitio en Canadá para un depósito permanente de combustible usado de todos los reactores nucleares de Canadá.
2020: El martes 15 de septiembre, la Unidad 1 de Darlington rompió el récord mundial de generación continua con 963 días, un récord que anteriormente ostentaba la Unidad 7 de Pickering con 894 días durante 22 años hasta que lo batió en 2016 Heysham 2 en el Reino Unido. Al 28 de septiembre de 2020, la Unidad 1 tenía 976 días. [57]
2021: El jueves 4 de febrero, en algún momento después de las 11 p. m., la Unidad 1 de Darlington finalmente dejó de funcionar por mantenimiento después de 1.106 días continuos de generación, estableciendo el récord mundial de operación nuclear y el récord mundial de generación de plantas térmicas. [58]
En 2009, más de 200.000 litros de agua que contenían trazas de tritio e hidracina se derramaron en el lago Ontario después de que los trabajadores llenaran accidentalmente el tanque equivocado con agua tritiada. Sin embargo, el nivel del isótopo en el lago era inferior al 1 por ciento del límite reglamentario y era compatible con las actividades operativas normales. [59] [60]
