El reactor avanzado de agua en ebullición ( ABWR ) es un reactor de agua en ebullición de Generación III . El ABWR lo ofrecen actualmente GE Hitachi Nuclear Energy (GEH) y Toshiba . El ABWR genera energía eléctrica utilizando vapor para alimentar una turbina conectada a un generador; el vapor se hierve a partir del agua utilizando el calor generado por reacciones de fisión dentro del combustible nuclear. La unidad 6 de Kashiwazaki-Kariwa se considera el primer reactor de Generación III del mundo.
Los reactores de agua en ebullición (BWR) son la segunda forma más común [1] de reactor de agua ligera con un diseño de ciclo directo que utiliza menos componentes grandes de suministro de vapor que el reactor de agua a presión (PWR), que emplea un ciclo indirecto. El ABWR es el estado actual del arte en reactores de agua en ebullición [ cita requerida ] , y es el primer diseño de reactor de Generación III que se construye completamente [ cita requerida ] , con varios reactores completos y operativos. [ cita requerida ] Los primeros reactores se construyeron a tiempo y dentro del presupuesto en Japón , y otros se están construyendo allí y en Taiwán . Se habían encargado ABWR en los Estados Unidos, incluidos dos reactores en el sitio del Proyecto del Sur de Texas . [2] Se informa que los proyectos tanto en Taiwán como en EE.UU. están por encima del presupuesto. [3]
El diseño de planta ABWR estándar tiene una producción eléctrica neta de aproximadamente1,35 GW , generados a partir de aproximadamente3926 MW de potencia térmica.
Descripción general del diseño.
Sección transversal del recipiente de contención de hormigón armado (RCCV) de diseño ABWR del Reino UnidoRecipiente a presión del ABWR. 1: Núcleo del reactor 2: Barras de control 3: Bomba de agua interna 4: Tubería de vapor al generador de turbina 5: Flujo de agua de refrigeración al núcleo
El ABWR representa una ruta evolutiva para la familia BWR, con numerosos cambios y mejoras con respecto a diseños BWR anteriores.
Las principales áreas de mejora incluyen:
La adición de bombas internas del reactor (RIP) montadas en el fondo de la vasija de presión del reactor (RPV), 10 en total, que logran un rendimiento mejorado al tiempo que eliminan las grandes bombas de recirculación en la contención y las interfaces de tuberías complejas y de gran diámetro asociadas con el RPV ( por ejemplo, el circuito de recirculación que se encuentra en modelos BWR anteriores). Sólo el motor RIP está ubicado fuera del RPV en el ABWR. Según el Documento de Control de Diseño de Nivel 1 (que es el documento certificado oficialmente por la Comisión Reguladora Nuclear que describe de manera general el diseño de la planta), cada RIP tiene una capacidad nominal de6912m3 / h .
Las capacidades de ajuste de la varilla de control se han complementado con la adición de una transmisión de varilla de control de movimiento fino (FMCRD) electrohidráulica, que permite un ajuste preciso de la posición mediante un motor eléctrico, sin perder la confiabilidad o redundancia de los sistemas hidráulicos tradicionales que están diseñados para lograr un apagado rápido en2,80 s desde la recepción de una señal de inicio, o ARI (inserción de varilla alternativa) en un período de tiempo mayor pero aún insignificante. El FMCRD también mejora la defensa en profundidad en caso de contingencias hidráulicas primarias y ARI.
Un sistema de protección de reactores (RPS) totalmente digital (con copias de seguridad digitales redundantes y copias de seguridad manuales redundantes) garantiza un alto nivel de confiabilidad y simplificación para la detección y respuesta de condiciones de seguridad. Este sistema inicia una rápida inserción hidráulica de barras de control para el apagado (conocido como SCRAM por los ingenieros nucleares) cuando es necesario. La lógica de apagado rápido de dos de cuatro por parámetro garantiza que los apagados rápidos molestos no sean desencadenados por fallas de un solo instrumento. El RPS también puede desencadenar el rodaje de varillas ARI y FMCRD para detener la reacción nuclear en cadena. La actuación del sistema de control de líquido de reserva (SLCS) se proporciona como una lógica diversa en el caso improbable de un transitorio anticipado sin parada .
Los controles del reactor totalmente digitales (con respaldo digital redundante y respaldos manuales (analógicos) redundantes) permiten que la sala de control controle fácil y rápidamente las operaciones y los procesos de la planta. Los buses de multiplexación digital redundantes separados de seguridad y no relacionados con la seguridad permiten confiabilidad y diversidad de instrumentación y control.
En particular, el reactor está automatizado para su puesta en marcha (es decir, iniciar la reacción nuclear en cadena y el ascenso a la potencia) y para su parada estándar utilizando únicamente sistemas automáticos. Por supuesto, los operadores humanos siguen siendo esenciales para el control y la supervisión del reactor, pero gran parte del trabajo intenso de poner el reactor en funcionamiento y desactivarlo puede automatizarse a discreción del operador.
El sistema de enfriamiento del núcleo de emergencia (ECCS) se ha mejorado en muchas áreas, proporcionando un nivel muy alto de defensa en profundidad contra accidentes, contingencias e incidentes.
El sistema general se ha dividido en 3 divisiones; cada división es capaz, por sí misma, de reaccionar ante el accidente de falla limitante/base de diseño (DBA) de máxima contingencia y terminar el accidente antes de que se descubra el núcleo, incluso en el caso de pérdida de energía externa y pérdida de agua de alimentación adecuada. Los BWR anteriores tenían 2 divisiones y se predijo que se produciría un descubrimiento (pero no un daño central) durante un breve período en caso de un accidente grave, antes de la respuesta del ECCS.
Dieciocho SORV (válvulas de alivio de sobrepresión de seguridad), ocho de las cuales forman parte del ADS (sistema de despresurización automática), garantizan que los eventos de sobrepresión de RPV se mitiguen rápidamente y que, si es necesario, que el reactor pueda despresurizarse rápidamente a un nivel donde la presión baja. Se puede utilizar un inundador central (LPCF, el modo de alta capacidad del sistema de eliminación de calor residual, que reemplaza al LPCI y LPCS en los modelos BWR anteriores).
Además, LPCF puede inyectarse contra presiones RPV mucho más altas, lo que proporciona un mayor nivel de seguridad en caso de roturas de tamaño intermedio, que podrían ser lo suficientemente pequeñas como para provocar una despresurización natural lenta, pero podrían ser lo suficientemente grandes como para provocar un rociado de núcleo/refrigerante a alta presión. La capacidad de respuesta de los sistemas de inyección se ve desbordada por la magnitud de la rotura.
Aunque el bus de energía Clase 1E (relacionado con la seguridad) todavía funciona con 3 generadores diesel de emergencia altamente confiables que están relacionados con la seguridad, un bus de energía adicional de Protección de Inversiones de Plantas que utiliza una turbina de gas de combustión está ubicado en el sitio para generar electricidad para proporcionar defensa. -en profundidad contra contingencias de apagones de estaciones, así como para alimentar sistemas importantes pero que no son críticos para la seguridad en caso de una pérdida de energía externa.
Aunque una división del ECCS no tiene capacidades de inundación de alta presión (HPCF), existe una turbobomba de enfriamiento de aislamiento del núcleo del reactor (RCIC) impulsada por vapor y con calificación de seguridad que tiene clasificación de alta presión y tiene una amplia batería de respaldo para su instrumentación y sistemas de control, lo que garantiza que se mantenga el enfriamiento incluso en caso de un apagón total de la estación con falla de los 3 generadores diésel de emergencia, la turbina de gas de combustión, la batería de respaldo primaria y las bombas de agua contra incendios diésel.
Existe una plataforma de concreto reforzado basáltico extremadamente gruesa debajo del RPV que atrapará y retendrá cualquier núcleo fundido calentado que pueda caer sobre esa plataforma en situaciones extraordinariamente contingentes. Además, hay varios enlaces fusibles dentro de la pared que separa el pozo húmedo del pozo seco inferior que inundan la plataforma usando el suministro de agua del pozo húmedo, asegurando el enfriamiento de esa área incluso con la falla de los sistemas de mitigación estándar.
La contención se ha mejorado significativamente con respecto al tipo Mark I convencional. Al igual que el tipo Mark I convencional, es del tipo de supresión de presión, diseñado para manejar el vapor desprendido en caso de un transitorio, incidente o accidente, dirigiendo el vapor mediante tuberías que van a un charco de agua encerrado en el pozo húmedo (o toro en el caso del Mark I), cuya baja temperatura condensará el vapor nuevamente en agua líquida. Esto mantendrá baja la presión de contención. En particular, la contención ABWR típica tiene numerosas capas endurecidas entre el interior de la contención primaria y la pared protectora exterior, y tiene forma cúbica. Una mejora importante es que el reactor tiene una aceleración sísmica estándar de apagado seguro de 0,3G; Además, está diseñado para resistir un tornado con una velocidad de viento de >320 mph. El endurecimiento sísmico es posible en áreas propensas a terremotos y se realizó en las instalaciones de Lungmen en Taiwán, donde se endureció hasta 0,4 g en cualquier dirección. La contención se inertiza con nitrógeno antes de la operación para evitar incendios y se puede desinertizar después de la parada del reactor para mantenimiento. [4]
El ABWR está diseñado para una vida útil de al menos 60 años. El diseño comparativamente simple del ABWR también significa que tampoco es necesario reemplazar costosos generadores de vapor, lo que reduce el costo total de operación.
El RPV y el Sistema de Suministro de Vapor Nuclear (NSSS) tienen mejoras significativas, como la sustitución de RIP, eliminando los circuitos de tuberías de recirculación externa convencionales y las bombas en la contención que a su vez accionan bombas de chorro que producen un flujo forzado en el RPV. Los RIP proporcionan mejoras significativas relacionadas con la confiabilidad, el rendimiento y el mantenimiento, incluida una reducción en la exposición a la radiación ocupacional relacionada con las actividades de contención durante las interrupciones de mantenimiento. Estas bombas funcionan con motores de rotor húmedo con las carcasas conectadas a la parte inferior del RPV y eliminan las tuberías de recirculación externa de gran diámetro que son posibles vías de fuga. Las 10 bombas de recirculación interna están ubicadas en la parte inferior de la región del tubo descendente del anillo (es decir, entre la cubierta del núcleo y la superficie interior del RPV). En consecuencia, las bombas de recirculación interna eliminan todas las bombas de chorro en la RPV, todas las grandes bombas y tuberías de circuito de recirculación externa, las válvulas de aislamiento y las boquillas de gran diámetro que penetraban en la RPV y necesitaban succionar agua y devolverla a la RPV. . Por lo tanto, este diseño reduce la peor fuga debajo de la región central a un equivalente efectivo de una fuga de 2 pulgadas (51 mm) de diámetro. La línea de productos BWR3-BWR6 convencional tiene una fuga potencial análoga de 24 pulgadas o más de diámetro. Un beneficio importante de este diseño es que reduce en gran medida la capacidad de flujo requerida del ECCS.
Los primeros reactores que utilizaron bombas de recirculación interna fueron diseñados por ASEA-Atom (ahora Westinghouse Electric Company mediante fusiones y adquisiciones, que era propiedad de Toshiba ) y construidos en Suecia . Estas plantas funcionan con gran éxito desde hace muchos años.
Las bombas internas reducen la potencia de bombeo requerida para el mismo flujo a aproximadamente la mitad de la requerida con el sistema de bomba de chorro con circuitos de recirculación externos. Por lo tanto, además de las mejoras de seguridad y costos debido a la eliminación de las tuberías, se incrementa la eficiencia térmica general de la planta. La eliminación de las tuberías de recirculación externa también reduce la exposición del personal a la radiación ocupacional durante el mantenimiento.
Una característica operativa en el diseño ABWR son los accionamientos eléctricos de varillas de control de movimiento fino , utilizados por primera vez en los BWR de AEG (más tarde Kraftwerk Union AG, ahora AREVA ). Los BWR más antiguos utilizan un sistema de pistón de bloqueo hidráulico para mover las varillas de control en incrementos de seis pulgadas. El diseño eléctrico de la barra de control de movimiento fino mejora en gran medida la posición real positiva de la barra de control y de manera similar reduce el riesgo de un accidente en el accionamiento de la barra de control hasta el punto de que no se requiere ningún limitador de velocidad en la base de las cuchillas cruciformes de la barra de control.
Certificaciones y aprobaciones
GE-Hitachi, Hitachi-GE y Toshiba ofrecen versiones ligeramente diferentes del ABWR. [5]
En 1997, el diseño ABWR de GE-Hitachi US fue certificado como diseño final en su forma final por la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. , lo que significa que su desempeño, eficiencia, rendimiento y seguridad ya han sido verificados, lo que hace que sea burocráticamente más fácil construirlo que construirlo. un diseño no certificado. [6]
En 2013, tras la compra de Horizon Nuclear Power , Hitachi inició el proceso de evaluación del diseño genérico del Hitachi-GE ABWR con la Oficina de Regulación Nuclear del Reino Unido . [7] Esto se completó en diciembre de 2017. [8]
En julio de 2016, Toshiba retiró la renovación de la certificación de diseño de EE. UU. para ABWR porque "se ha vuelto cada vez más claro que la caída de los precios de la energía en EE. UU. impide que Toshiba espere oportunidades adicionales para proyectos de construcción de ABWR". [9]
Ubicaciones
La ABWR tiene licencia para operar en Japón, Estados Unidos y Taiwán, aunque la mayoría de los proyectos de construcción han sido detenidos o archivados.
En diciembre de 2006 [actualizar], cuatro ABWR estaban en funcionamiento en Japón: las unidades 6 y 7 de Kashiwazaki-Kariwa , que se inauguraron en 1996 y 1997, la unidad 5 de Hamaoka , inaugurada en 2004 y comenzó a construirse en 2000, y Shika 2 comenzó sus operaciones comerciales el 15 de marzo. 2006. Otros dos reactores parcialmente construidos se encuentran en Lungmen en Taiwán , y uno más ( Planta de Energía Nuclear Shimane 3) en Japón. Los trabajos en Lungmen se detuvieron en 2014. Los trabajos en Shimane se detuvieron después del terremoto de 2011 [10]
Estados Unidos
El 19 de junio de 2006, NRG Energy presentó una carta de intención ante la Comisión Reguladora Nuclear para construir dos ABWR de 1358 MWe en el sitio del Proyecto del Sur de Texas . [11] El 25 de septiembre de 2007, NRG Energy y CPS Energy presentaron una solicitud de Licencia de Construcción y Operación (COL) para estas plantas ante la NRC. NRG Energy es un generador comercial y CPS Energy es la empresa de servicios públicos de propiedad municipal más grande del país. El COL fue aprobado por la NRC el 9 de febrero de 2016. [12] Debido a las condiciones del mercado, es posible que estas dos unidades planificadas nunca se construyan y no tienen una fecha de construcción planificada. [13]
Reino Unido
Horizon Nuclear Power tenía planes de construir ABWR Hitachi-GE en Wylfa en Gales [14] y Oldbury en Inglaterra. [15] [5] Ambos proyectos fueron suspendidos en marzo de 2012 por los accionistas de entonces ( RWE y E-ON ) [16] para poner Horizon a la venta, convirtiéndose Hitachi en el nuevo propietario. La 'Orden de Consentimiento de Desarrollo' para Wylfa fue aceptada en junio de 2018 y en agosto Bechtel fue nombrado director del proyecto. Se esperaba que el primer reactor estuviera en funcionamiento a mediados de la década de 2020 y se esperaba que la construcción en Oldbury comenzara unos años después. [17] Sin embargo, el 17 de enero de 2019, Horizon Nuclear Power anunció la suspensión de ambos proyectos por razones financieras. [18] [19]
Fiabilidad
En comparación con diseños comparables, los cuatro ABWR en funcionamiento suelen pararse debido a problemas técnicos. [20] La Agencia Internacional de Energía Atómica documenta esto con el 'factor operativo' (el tiempo con la inyección de electricidad en relación con el tiempo total desde el inicio de la operación comercial). Las dos primeras plantas en Kashiwazaki-Kariwa (bloques 6 y 7) alcanzan factores operativos de vida total del 70%, lo que significa que aproximadamente el 30% del tiempo, desde su puesta en servicio, no produjeron electricidad. [21] [22] Por ejemplo, en 2010 Kashiwazaki-Kariwa 6 tenía una capacidad operativa del 80,9%, y una capacidad operativa del 93% en 2011. [23] Sin embargo, en 2008 no produjo energía ya que la instalación estaba fuera de línea por mantenimiento, por lo que tuvo una capacidad operativa del 0% para ese año. [23] Por el contrario, otras centrales nucleares modernas, como la coreana OPR-1000 o la alemana Konvoi, muestran factores de funcionamiento de alrededor del 90%. [24]
La potencia de salida de los dos nuevos ABWR de las centrales eléctricas de Hamaoka y Shika tuvo que reducirse debido a problemas técnicos en la sección de turbinas de vapor de las centrales eléctricas . [25] Después de reducir la velocidad de ambas centrales eléctricas, todavía tienen un mayor tiempo de inactividad y muestran un factor de funcionamiento de por vida inferior al 50%. [26] [27]
Implementaciones
Diseño ABWR-II
Se han considerado varias variantes de diseño, con potencias que varían de 600 a 1800 MWe. [35] La variante de diseño más desarrollada es el ABWR-II, iniciado en 1991, un ABWR ampliado de 1718 MWe, destinado a hacer que la generación de energía nuclear sea más competitiva a finales de la década de 2010. [36] Ninguno de estos diseños se ha implementado.
Se esperaba que los nuevos diseños lograran reducciones del 20% en los costos operativos, una reducción del 30% en los costos de capital y un cronograma de construcción planificado ajustado de 30 meses. El diseño permitiría una mayor flexibilidad en la elección de combustibles nucleares. [37]
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enlaces externos
Página oficial de GE Energy para el ABWR
Página de certificación de diseño emitida por la NRC en ABWR
