La central nuclear de Pickering es una central nuclear canadiense situada en la costa norte del lago Ontario en Pickering, Ontario . Es una de las centrales nucleares más antiguas del mundo y la tercera más grande de Canadá, con ocho reactores CANDU . Desde 2003, dos de estas unidades han sido desprovistas de combustible y desactivadas. Las seis restantes producen alrededor del 16% de la energía de Ontario y emplean a 3.000 trabajadores. [3]
Una única turbina eólica de 1,8 MWe , denominada turbina conmemorativa OPG 7 , estuvo instalada en el sitio de la central generadora hasta octubre de 2019, cuando fue desmantelada. [4]
Los reactores se pueden clasificar de la siguiente manera:
RECOGIENDO UN
PICKERING B
El sitio era antiguamente Squires Beach, ubicado al oeste de Duffins Creek. La instalación fue construida en etapas entre 1965 y 1986 [5] por la corporación provincial de la Corona , Ontario Hydro , con la finalización significativa de la Estación A programada para 1971. [6] En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco corporaciones de la Corona componentes y Ontario Power Generation (OPG) se hizo cargo de todas las estaciones generadoras de electricidad. [7] OPG continúa operando la estación de Pickering. [8]
La central de Pickering es una gran instalación nuclear de varias unidades, que comprende seis reactores nucleares CANDU en funcionamiento con una potencia total de 3.114 MW cuando todas las unidades están en línea, y dos unidades no operativas con una potencia total de 1.030 MW actualmente apagadas en almacenamiento seguro. [8] La instalación está conectada a la red eléctrica de América del Norte a través de numerosas líneas de transmisión de 230 kV y 500 kV. [9]
La instalación funcionó como dos estaciones distintas, Pickering A (Unidades 1 a 4) y Pickering B (Unidades 5 a 8) hasta 2011. [10] Aunque la división era principalmente de naturaleza administrativa, no era totalmente artificial, ya que hay algunas diferencias claras en el diseño entre los dos grupos de estaciones. (Ejemplo: las unidades Pickering A emplean un vertedero moderador como mecanismo de apagado, [11] una característica que no se encuentra en Pickering B, que en su lugar utiliza lo que se llama un apagado garantizado por reacción sobre-envenenada. [12] ) Sin embargo, hay una serie de sistemas y estructuras en común entre las dos estaciones; el más notable de ellos es el edificio de vacío compartido, un sistema de contención de presión negativa. [13] La operación de Pickering A y B se unificó en 2010, [14] para reducir costos ahora que las Unidades 2 y 3 de Pickering A están cerradas en un almacenamiento seguro.
El 31 de diciembre de 1997, Ontario Hydro cerró los cuatro reactores de Pickering A, junto con las tres unidades restantes de Bruce A, por razones de seguridad [15] y los puso en inactividad. En el caso específico de Pickering A, cuatro años antes, la AECB había exigido que las actualizaciones obligatorias del sistema de apagado seguro se completaran a finales de 1997, [16] lo que difería de lo que se hacía en las otras tres plantas. Pickering A contaba con un vertedero moderador como segundo sistema de apagado, [17] y se consideró que era demasiado lento en comparación con el sistema de inyección de veneno que utilizaron plantas posteriores, incluida Pickering B. Ontario Hydro se comprometió con el proyecto de reacondicionamiento y reinicio, pero sufrió grandes retrasos y grandes sobrecostos.
La puesta en servicio de las unidades 1 y 4 de Pickering A, a menudo denominada remodelación, no implicó la remodelación de los núcleos del reactor, que implica la sustitución de los tubos de calandria, los tubos de presión, los alimentadores y los accesorios de los extremos. El principal alcance del trabajo fue la modernización del sistema secundario de apagado seguro, así como algunas tareas de mantenimiento. En lugar de modernizar el sistema de inyección de veneno que se encuentra en las otras plantas, la opción menos costosa fue agregar más barras de apagado y luego dividirlas en grupos separados e independientes. La AECB consideró que esto era suficiente, a pesar de reconocer que, de hecho, esto no constituye un sistema secundario de apagado seguro de acción rápida totalmente independiente. [18]
El primer ministro Mike Harris pidió al ex ministro federal de energía Jake Epp que estudiara y formulara recomendaciones sobre los problemas que había planteado la reanudación de las actividades en Pickering. El comité de revisión se creó en mayo de 2003.
La Unidad 4 fue reacondicionada y puesta en marcha nuevamente en septiembre de 2003. La elección del Partido Liberal de Ontario en octubre de 2003 retrasó la adopción de medidas sobre el informe del EPP. A fines de 2003, el nuevo gobierno despidió a los tres principales ejecutivos de OPG por haber arruinado la restauración de la Unidad 4, que se retrasó años y costó millones de dólares más de lo previsto. [19]
El Sr. Epp y el Comité de Revisión de Pickering publicaron su informe en diciembre de 2003 [20] , en el que reconocían los grandes sobrecostos y retrasos, y atribuían la culpa a una mala gestión. El Comité de Revisión de Epp estimó el coste de reiniciar los tres reactores restantes en 3.000 a 4.000 millones de dólares y apoyó la continuación del proyecto.
El gobierno de Dalton McGuinty designó a Epp para el Ontario Power Generation Review encabezado por John Manley para examinar el papel futuro de Ontario Power Generation (OPG) en el mercado eléctrico de la provincia , examinar su estructura corporativa y de gestión y decidir si la empresa de servicios públicos debería proceder a la renovación de tres reactores nucleares más en la planta de energía nuclear de Pickering . El informe recomendó proceder con el reinicio de los reactores Pickering “A” 1, 2 y 3, secuencialmente. El informe argumentó que el reinicio de las unidades 2 y 3 dependería de si “OPG podrá tener éxito en el proyecto de la Unidad 1”. [21]
El gobierno de McGuinty aceptó la recomendación del Comité de Revisión de OPG y permitió la reacondicionamiento y reinicio del reactor 1.
El grupo antinuclear Sierra Club de Canadá criticó el informe del Comité de Revisión de la OPG de 2004 por no atribuir ninguna culpa a los problemas de la tecnología nuclear, señalando que no había ningún experto en energía o medio ambiente designado para el panel. [22]
Para el proyecto de reacondicionamiento de la Unidad 1 se realizaron numerosos cambios en el personal ejecutivo y en la estrategia de gestión del proyecto. La experiencia con el regreso al servicio de la Unidad 1 de Pickering A fue significativamente diferente a la de la Unidad 4, con un cumplimiento mucho más estricto del cronograma y el presupuesto. [23] En agosto de 2005, la Junta Directiva de OPG anunció que las Unidades 2 y 3 no volverían a ponerse en servicio debido a los riesgos técnicos y de costos específicos relacionados con la condición material de estas dos unidades. La Unidad 1 volvió a ponerse en servicio en noviembre de 2005. [24]
El gráfico representa la generación anual de electricidad en el sitio (A y B combinados) en GWh.
A finales de 2023, la producción total durante la vida útil de la instalación fue de 972.252 GWh.
Ontario Hydro estimó el costo de construcción de las cuatro unidades "A" de Pickering en 508 millones de dólares en 1965. El costo real fue de 716 millones de dólares (en dólares de 1973). [25] Ajustada a la inflación, la estimación de 508 millones de dólares en dólares de 1973 es de 698 millones de dólares, un exceso del 2,6%.
El costo estimado de las cuatro unidades Pickering "B" en 1974 fue de 1.585 millones de dólares. El costo final fue de 3.846 millones de dólares (dólares de 1986). [26] Ajustado a la inflación, el estimado de 1.585 millones de dólares en dólares de 1986 es de 4.082 millones de dólares, lo que coloca a Pickering B por debajo del presupuesto.
Según la FAO de Ontario, el costo de reacondicionamiento y reinicio de las unidades Pickering A se desvió significativamente de las proyecciones. [27]
- La Unidad 4 de Pickering estaba programada para costar $460 millones y finalmente terminó costando $1.25 mil millones.
- La Unidad 1 de Pickering estaba programada para costar $210 millones y finalmente terminó costando $1.00 mil millones.
Sin embargo, la cifra presentada por la FAO para la Unidad 1 no coincide con la proporcionada por el Ministro de Energía de Ontario, Dwight Duncan, quien indicó que la Unidad 1 de Pickering costaría 900 millones de dólares, lo que sitúa el proyecto terminado mucho más cerca del presupuesto. [28] Esto está respaldado por la OPG, que afirma que el proyecto se completó a tiempo y dentro del presupuesto. [23]
El combustible nuclear usado y algunos desechos de reacondicionamiento generados por la planta se almacenan en las instalaciones de gestión de desechos de Pickering. Todos los desechos operativos de actividad baja e intermedia se transportan a las instalaciones de gestión de desechos occidentales de OPG 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 desechos de actividad baja e intermedia en tierras adyacentes a las instalaciones de gestión de desechos occidentales. [29] La Organización de Gestión de Residuos Nucleares está buscando actualmente un sitio para un posible depósito para el combustible usado de todos los reactores nucleares canadienses.
El 7 de octubre de 1994, la Unidad 7 de Pickering estableció el récord mundial de tiempo de funcionamiento continuo con 894 días, un récord que se mantuvo durante 22 años. Fue superado por la unidad 8 de Heysham 2 en 2016, una instalación ubicada en el Reino Unido, propiedad de EDF. [30] Esto fue superado posteriormente por la planta de Darlington de OPG con la Unidad 1 funcionando 1.106 días consecutivos. [31]
- En 2019, Pickering estableció un récord de factor de capacidad del sitio de 87,07%, produciendo 23,6 TWh y colocándolo aproximadamente a la par con las instalaciones mucho más nuevas de Darlington y Bruce. [2]
En enero de 2016, la provincia de Ontario aprobó planes para continuar con la operación de la central nuclear de Pickering hasta 2024. [32] La extensión tenía como objetivo garantizar que hubiera suficiente electricidad de carga base disponible durante la renovación de la central nuclear de Darlington y las renovaciones iniciales de Bruce Nuclear. [33] Para 2016, OPG había comenzado a planificar el fin de las operaciones comerciales en la central generadora, incluida la posible reutilización de la ubicación del sitio de Pickering. [34]
OPG iniciará el proceso de desmantelamiento a largo plazo si no se lleva a cabo la renovación. El primer paso en el proceso de desmantelamiento a largo plazo es poner en reposo los reactores y almacenarlos de manera segura. El personal de Pickering tendrá futuras oportunidades de empleo colocando las unidades de Pickering en un estado de almacenamiento seguro, en la renovación y operaciones de Darlington o en la posible nueva construcción en Darlington.
En septiembre de 2022, la provincia de Ontario anunció que apoyaba una extensión de la operación de Pickering de 2024 a 2026. Simultáneamente, anunció que había solicitado a OPG que actualizara los estudios de viabilidad sobre la posible remodelación de las cuatro unidades de Pickering B. En su anuncio, la provincia afirmó que la operación continua de la estación reduciría las emisiones de dióxido de carbono en 2,1 megatoneladas en 2026, además de aumentar el suministro norteamericano de cobalto-60 , un isótopo médico . [35] [36]
En agosto de 2023, la Junta Directiva de OPG acordó y autorizó la presentación a la provincia de la evaluación de viabilidad para la remodelación de la planta Pickering B, así como la continuación de las actividades preliminares de planificación y preparación del proyecto. [37] Este informe de viabilidad se entregó al Ministro de Energía en enero de 2024, pero no se hizo público porque podría perjudicar los "intereses económicos o de otro tipo de Ontario". [38]
El 30 de enero de 2024, el Ministro de Energía, Todd Smith , anunció que el Gobierno de Ontario invertiría en la renovación de los cuatro reactores Pickering B que datan de principios de la década de 1980. [39] Se espera que la renovación se complete a mediados de la década de 2030 y debería extender la vida útil de la planta por al menos otros 30 años. [40]
El 1 de agosto de 1983 se produjo un grave incidente. El tubo de presión G16 del reactor de la Unidad 2 de Pickering A desarrolló una grieta de 2 metros de longitud. El reactor se apagó de forma segura y se investigaron los daños. Se descubrió que la causa fue la ubicación incorrecta de los resortes espaciadores de gas del anillo, lo que permitió que el tubo de presión caliente se combara y tocara el interior del tubo frío de la calandria, lo que provocó el enriquecimiento de hidrógeno de las áreas más frías. Esto creó una serie de pequeñas grietas que se unieron y causaron la larga ruptura. Hubo algunos daños locales en el combustible y los operadores apagaron el reactor de forma segura sin que aumentaran las emisiones radiactivas. La solución final fue la sustitución a gran escala del canal de combustible y se reemplazaron todos los tubos de presión en todos los reactores de Pickering A. Los nuevos tubos de presión se apoyaron en un diseño mejorado de los resortes espaciadores de gas del anillo. Desde entonces, el control cuidadoso de la ubicación de los anillos espaciadores de gas del anillo ha sido una parte importante de las inspecciones rutinarias de los reactores. [41]
El 10 de diciembre de 1994 se produjo un accidente por pérdida de refrigerante. El Comité Permanente del Senado sobre Energía, Medio Ambiente y Recursos Naturales lo considera el accidente más grave de la historia de Canadá (junio de 2001). Se utilizó el sistema de refrigeración de emergencia del núcleo para evitar una fusión. [42] [43]
En 1995 y 1996, la AECB detectó numerosos problemas de seguridad en la planta, y la central generadora se cerró en 1997 después de que se hicieran públicas las revisiones de pares que describían las malas prácticas de seguridad en la planta. Un informe de evaluación independiente del rendimiento integrado señaló que las centrales A y B de Pickering habían sido citadas por infringir la normativa 15 veces y por haber sufrido 13 incendios durante el año. "También era preocupante la alta tasa de fracaso de las personas que se sometían a pruebas para puestos de operadores nucleares. En Pickering A, sólo el 65% de los que se sometieron a la prueba aprobaron, mientras que en Pickering B la tasa fue de sólo el 56%". [44]
El 14 de marzo de 2011, se produjo una fuga de 73 metros cúbicos de agua desmineralizada en el lago Ontario debido a un sello defectuoso en una bomba. El riesgo para la población era insignificante según la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear . [45]
El 12 de enero de 2020 a las 7:24 am ET , se emitió una alerta de emergencia a través de Alert Ready en todas las estaciones de radio, estaciones de televisión, proveedores de televisión y redes inalámbricas en la provincia de Ontario, que contenía un aviso de un "incidente" no especificado que se había informado y se estaba abordando en la planta. La alerta indicaba que no se requería ninguna acción inmediata para aquellos que se encontraran dentro de los 10 kilómetros (6,2 millas) de la planta. Aproximadamente 40 minutos después, OPG emitió un comunicado a través de Twitter diciendo que la alerta se había enviado por error, y se emitió una segunda alerta de emergencia alrededor de las 9:10 am con un mensaje similar que cancelaba la alerta anterior. [46] [47]
La procuradora general Sylvia Jones declaró que la alerta se emitió accidentalmente durante un "ejercicio de entrenamiento de rutina" del centro de operaciones de emergencia de Ontario . El incidente provocó críticas de funcionarios del gobierno, incluido el diputado provincial Peter Tabuns , el alcalde de Pickering Dave Ryan y el alcalde de Toronto John Tory . [48]
La falsa alarma también provocó un renovado interés en la preparación para accidentes nucleares reales : OPG informó de un aumento en las ventas de kits de yoduro de potasio a través de su sitio web "Prepare to Be Safe" entre el 12 y el 13 de enero, aumentando de su promedio mensual de 100 a 200, a más de 32.000. El sitio web es aplicable para quienes viven a menos de 50 kilómetros (31 millas) de la planta; según los requisitos de la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC), OPG está obligada a distribuir estas píldoras a todas las residencias a menos de 10 kilómetros (6,2 millas) de una instalación nuclear. [49] [50] [51]
