La AP1000 es una central nuclear diseñada y comercializada por Westinghouse Electric Company . La planta es un reactor de agua a presión con un uso mejorado de la seguridad nuclear pasiva y muchas características de diseño destinadas a reducir su costo de capital y mejorar su economía.
La historia del diseño se remonta al diseño del System 80 , que se produjo en varios lugares del mundo. Un mayor desarrollo del Sistema 80 condujo inicialmente al concepto AP600, con una potencia más pequeña de 600 a 700 MWe, pero generó un interés limitado. Para competir con otros diseños que estaban aumentando de tamaño para mejorar los costos de capital , el diseño resurgió como AP1000 y encontró una serie de ventajas de diseño en este tamaño más grande.
Actualmente hay diez AP1000 en funcionamiento o en construcción. Cuatro están ubicados en dos sitios en China , dos en la central nuclear de Sanmen y dos en la central nuclear de Haiyang . Uno sigue en construcción en la planta de generación eléctrica de Vogtle en EE. UU. y el otro entró en funcionamiento en julio de 2023. En 2019 [actualizar], los cuatro reactores chinos estaban terminados y conectados a la red. La construcción en Vogtle ha sufrido numerosos retrasos, pero en marzo de 2023 la Unidad 3 alcanzó la criticidad inicial y se puso en servicio en julio de 2023; Se espera que la Unidad 4 entre en servicio a finales del cuarto trimestre de 2023 o el primer trimestre de 2024. [1] Los sobrecostos en Vogtle y VC Summer llevaron a la quiebra de Westinghouse en 2017. Construcción de los dos reactores en Virgil C. Summer La central nuclear se canceló en 2017 tras la quiebra de Westinghouse.
Actualmente, China está desarrollando versiones más avanzadas y posee sus derechos de patente. El primer AP1000 comenzó a operar en China en Sanmen, donde la Unidad 1 se convirtió en el primer AP1000 en alcanzar la criticidad en junio de 2018, [2] y se conectó a la red el mes siguiente. Las futuras construcciones en China se basarán en los diseños CAP1000 y CAP1400 modificados. [3]
El diseño del AP1000 tiene su historia en dos diseños anteriores, el AP600 y el System 80 .
El diseño del Sistema 80 fue creado por Combustion Engineering y presentaba un sistema de enfriamiento de dos circuitos con un único generador de vapor emparejado con dos bombas de refrigerante del reactor en cada circuito, lo que lo hace más simple y menos costoso que los sistemas que combinan una sola bomba de refrigerante del reactor con una bomba de vapor. generador en cada uno de dos, tres o cuatro bucles. [4] Tres reactores terminados en los EE. UU. y otros cuatro en Corea del Sur lo convirtieron en el diseño de Generación II+ más exitoso .
El Grupo ABB compró Combustion Engineering en 1990 [5] e introdujo el System 80+, con una serie de cambios de diseño y mejoras de seguridad. [6] Como parte de una serie de fusiones, compras y desinversiones por parte de ABB, en 2000 el diseño fue comprado por Westinghouse Electric Company , que a su vez había sido comprada en 1999 por British Nuclear Fuels Ltd (BNFL). [7]
Durante la década de 1990, Westinghouse había estado trabajando en un nuevo diseño conocido como AP600 con una potencia de diseño de aproximadamente 600 MWe. Esto fue parte del programa de reactores avanzados de agua ligera del Departamento de Energía de los Estados Unidos que trabajó en una serie de diseños de reactores de Generación III . A diferencia de los diseños de Generación II, el AP600 era mucho más simple, con una enorme reducción en el número total de piezas, y especialmente de bombas. También era pasivamente seguro, una característica clave de los diseños Gen III. [8]
El AP600 estaba en el extremo pequeño de la escala de reactores. Periódicamente se introducen plantas más pequeñas porque pueden usarse en una variedad más amplia de mercados donde un reactor más grande es simplemente demasiado poderoso para atender el mercado local. La desventaja de tales diseños es que el tiempo de construcción y, por lo tanto, el costo, no difieren significativamente en comparación con los diseños más grandes, por lo que estos diseños más pequeños a menudo tienen una economía menos atractiva. El AP600 abordó esto mediante una construcción modular y pretendía pasar de la primera carga de hormigón a la carga de combustible en 36 meses. A pesar de estas atractivas características, Westinghouse no vendió el AP600. [8]
Con la compra de la empresa por parte de BNFL y su fusión con ABB, un diseño que combina las características del System 80+ con el AP600 comenzó como el AP1000. BNFL, a su vez, vendió Westinghouse Electric a Toshiba en 2005. [9]
En diciembre de 2005, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) aprobó la certificación de diseño final para el AP1000. [10] Esto significó que los posibles constructores estadounidenses podrían solicitar una Licencia Combinada de Construcción y Operación antes de que comience la construcción, cuya validez está condicionada a que la planta se construya según lo diseñado, y que cada AP1000 debe ser idéntico. Su diseño es el primer reactor de Generación III+ que recibe la aprobación de diseño final de la NRC. [11] En 2008, China comenzó a construir cuatro unidades del diseño 2005 del AP1000.
En diciembre de 2011, la NRC aprobó la construcción de la primera planta estadounidense que utilizó este diseño. [12] El 9 de febrero de 2012, la NRC aprobó la construcción de dos nuevos reactores. [13]
En 2016 y 2017, los sobrecostos en la construcción de plantas AP1000 en EE. UU. provocaron que Toshiba , el propietario de Westinghouse , amortizara su inversión en Westinghouse en "varios miles de millones" de dólares. [14] El 14 de febrero de 2017, Toshiba retrasó la presentación de sus resultados financieros y el presidente de Toshiba, Shigenori Shiga, ex presidente de Westinghouse, renunció. [15] [16] [17] El 24 de marzo de 2017, Toshiba anunció que Westinghouse Electric Company se acogerá al Capítulo 11 de la bancarrota debido a pérdidas de 9 mil millones de dólares provenientes de proyectos de construcción de reactores nucleares, que pueden afectar el futuro del AP1000. [18] Westinghouse salió de la quiebra en agosto de 2018. [19]
El AP1000 es un reactor de agua a presión [10] con dos circuitos de refrigeración, previsto para producir una potencia neta de 1.117 MW e . [20] Es una mejora evolutiva del AP600 , [11] esencialmente un modelo más potente con aproximadamente el mismo tamaño. [10]
Un objetivo del diseño era ser menos costoso de construir que otros diseños de reactores de Generación III , utilizando tecnología existente y necesitando menos equipo que los diseños de la competencia que tienen tres o cuatro circuitos de enfriamiento. El diseño reduce la cantidad de componentes, incluidas tuberías, cables y válvulas. La estandarización y las licencias de tipo también deberían ayudar a reducir el tiempo y el costo de la construcción. Debido a su diseño simplificado en comparación con un PWR de segunda generación de Westinghouse, el AP1000 tiene: [20]
El diseño AP1000 es considerablemente más compacto en cuanto a uso de suelo que la mayoría de los PWR existentes, y utiliza menos de una quinta parte del hormigón y las barras de refuerzo de los diseños más antiguos. [20] En el diseño de las plantas se utilizó una evaluación probabilística de riesgos . Esto permitió minimizar los riesgos y calcular la seguridad general de la planta. Según la NRC, las plantas serán mucho más seguras que las del último estudio, NUREG-1150 . El AP1000 tiene una frecuencia máxima de daño al núcleo de 5,09 × 10 −7 por planta por año. [21] El combustible usado producido por el AP1000 se puede almacenar indefinidamente en agua en el sitio de la planta. [22] El combustible usado envejecido también puede almacenarse en contenedores secos sobre el suelo , de la misma manera que la flota actualmente en funcionamiento de reactores de potencia estadounidenses. [20]
Los reactores de potencia de todo tipo continúan produciendo calor a partir de productos de desintegración radiactiva incluso después de que se detiene la reacción principal, por lo que es necesario eliminar este calor para evitar la fusión del núcleo del reactor. En el AP1000, el sistema de enfriamiento pasivo del núcleo de Westinghouse utiliza un tanque de agua situado encima del reactor. Cuando se activa el sistema de enfriamiento pasivo, el agua fluye por gravedad hacia la parte superior del reactor donde se evapora para eliminar el calor. El sistema utiliza múltiples válvulas operadas por explosivos y por CC que deben operar dentro de los primeros 30 minutos. Esto está diseñado para que suceda incluso si los operadores del reactor no toman ninguna medida. [23] El sistema eléctrico requerido para iniciar los sistemas pasivos no depende de energía externa o diésel y las válvulas no dependen de sistemas hidráulicos o de aire comprimido. [10] [24] El diseño está destinado a eliminar pasivamente el calor durante 72 horas, después de lo cual su tanque de agua de drenaje por gravedad debe rellenarse durante el tiempo que se requiera enfriamiento. [20] El reactor utiliza bombas de motor encapsuladas que están selladas herméticamente, no utilizan sellos de bomba de refrigerante del reactor y están montadas directamente en la parte inferior de los generadores de vapor. Esto reduce la cantidad de tuberías de bucle primario de gran diámetro. [25] [26] [27]
La revisión 15 del diseño AP1000 tiene una estructura de contención inusual que ha recibido la aprobación de la NRC, después de un Informe de Evaluación de Seguridad [28] y una Regla de Certificación de Diseño. [29] También se aprobaron las revisiones 17, 18 y 19. [30]
En abril de 2010, algunas organizaciones medioambientales pidieron a la NRC que investigara posibles limitaciones en el diseño del reactor AP1000. Estos grupos apelaron a tres agencias federales para suspender el proceso de concesión de licencias porque creían que la contención en el nuevo diseño es más débil que la de los reactores existentes. [31]
En abril de 2010, Arnold Gundersen , un ingeniero nuclear contratado por varios grupos antinucleares , publicó un informe que exploraba un peligro asociado con la posible oxidación del revestimiento de acero de la estructura de contención. En el diseño AP1000, el revestimiento y el hormigón están separados y, si el acero se oxida, "no hay ninguna contención de respaldo detrás", según Gundersen. [32] Si la cúpula se oxidara, el diseño expulsaría contaminantes radiactivos y la planta "podría entregar una dosis de radiación al público que es 10 veces mayor que el límite de la NRC", según Gundersen. Vaughn Gilbert, portavoz de Westinghouse, ha cuestionado la evaluación de Gundersen, afirmando que el recipiente de contención de acero del AP1000 es de tres y media a cinco veces más grueso que los revestimientos utilizados en los diseños actuales, y que la corrosión sería fácilmente evidente durante la inspección de rutina. . [32]
Edwin Lyman , científico senior de la Union of Concerned Scientists , ha cuestionado las decisiones de diseño específicas de ahorro de costos tomadas tanto para el AP1000 como para el ESBWR , otro nuevo diseño. Lyman está preocupado por la resistencia del recipiente de contención de acero y el escudo de hormigón que se construye alrededor de la AP1000, alegando que su recipiente de contención no tiene suficientes márgenes de seguridad. [33]
John Ma, ingeniero estructural senior de la NRC, fue citado sobre su postura sobre el reactor nuclear AP1000. [33]
En 2009, la NRC hizo un cambio de seguridad relacionado con los acontecimientos del 11 de septiembre, dictaminando que todas las plantas deberían diseñarse para resistir el impacto directo de un avión. Para cumplir con el nuevo requisito, Westinghouse recubrió las paredes de hormigón del edificio AP1000 con placas de acero. El año pasado, Ma, miembro de la NRC desde su formación en 1974, presentó el primer desacuerdo de "no concurrencia" de su carrera después de que la NRC concediera la aprobación del diseño. En él, Ma sostiene que algunas partes de la piel de acero son tan frágiles que la "energía de impacto" de un avión o un proyectil impulsado por una tormenta podría romper la pared. Un equipo de expertos en ingeniería contratados por Westinghouse no estuvo de acuerdo... [33]
En 2010, tras las preocupaciones iniciales de Ma, la NRC cuestionó la durabilidad del edificio del escudo original del reactor AP1000 frente a eventos externos severos como terremotos, huracanes y colisiones de aviones. En respuesta a estas preocupaciones, Westinghouse preparó un diseño modificado. [34] Este diseño modificado satisfizo a la NRC, con la excepción de Ma, de ahí la "no concurrencia". En contraste con la decisión de la NRC, Ma creía que los códigos informáticos utilizados para analizar el diseño modificado no eran lo suficientemente precisos y que algunos de los materiales utilizados eran demasiado frágiles. [35]
Un ingeniero consultor estadounidense también ha criticado el diseño de contención del AP1000 argumentando que, en caso de un accidente base de diseño , podría liberar radiación; Westinghouse ha negado el reclamo. [36] La NRC completó la revisión general de la certificación de diseño para el AP1000 modificado en septiembre de 2011. [37]
En mayo de 2011, los reguladores del gobierno estadounidense encontraron problemas adicionales en el diseño del escudo de los nuevos reactores. El presidente de la Comisión Reguladora Nuclear dijo que: los cálculos presentados por Westinghouse sobre el diseño del edificio parecían ser incorrectos y "habían dado lugar a más preguntas"; la empresa no había utilizado un rango de temperaturas posibles para calcular las posibles tensiones sísmicas en el edificio del escudo en caso de, por ejemplo, un terremoto; y que la comisión estaba pidiendo a Westinghouse no sólo que corrigiera sus cálculos sino también que explicara por qué presentó información errónea en primer lugar. Westinghouse dijo que los artículos que pedía la comisión no eran "importantes para la seguridad". [38]
En noviembre de 2011, Arnold Gundersen publicó un informe adicional en nombre del Grupo de Supervisión AP1000 , que incluye Amigos de la Tierra y Madres contra la radiación del río Tennessee. El informe destacó seis áreas de gran preocupación y cuestiones de seguridad no revisadas que requieren una revisión técnica inmediata por parte de la NRC. El informe concluyó que la certificación del AP1000 debería retrasarse hasta que se resuelvan las "preguntas de seguridad sin respuesta" originales y actuales planteadas por el Grupo de Supervisión del AP1000 . [39]
En 2012, Ellen Vancko, de la Union of Concerned Scientists, afirmó que "el Westinghouse AP1000 tiene una contención más débil, menos redundancia en los sistemas de seguridad y menos características de seguridad que los reactores actuales". [40] En respuesta a las preocupaciones de la Sra. Vancko, el autor de políticas climáticas e ingeniero nuclear retirado Zvi J. Doron, respondió que la seguridad del AP1000 se ve reforzada por menos componentes activos, no comprometida como sugiere la Sra. Vancko. [40] En contraste directo con los reactores actualmente en funcionamiento, el AP1000 ha sido diseñado en torno al concepto de seguridad nuclear pasiva . En octubre de 2013, Li Yulun, ex vicepresidente de la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), expresó su preocupación por las normas de seguridad de la retrasada central nuclear de tercera generación AP1000 que se estaba construyendo en Sanmen, debido a los constantes cambios y, en consecuencia, diseño no probado. Citando una falta de historial operativo, también cuestionó la afirmación del fabricante de que las "bombas de motor encapsulado del sistema primario" del reactor AP1000 [41] estuvieron "libres de mantenimiento" durante 60 años, la vida supuesta del reactor y señaló que la expansión de 600 hasta 1.000 megavatios aún no se ha probado comercialmente. [42]
En 2008 y 2009, Westinghouse llegó a acuerdos para trabajar con la Corporación Estatal de Tecnología de Energía Nuclear de China (SNPTC) y otros institutos para desarrollar un diseño más grande, el CAP1400 de 1.400 MW e de capacidad, posiblemente seguido por un diseño de 1.700 MW e . China poseerá los derechos de patente de estos diseños más grandes. Exportar las nuevas unidades más grandes podría ser posible con la cooperación de Westinghouse. [43] [44]
En septiembre de 2014, el regulador nuclear chino aprobó el análisis de seguridad del diseño tras una revisión de 17 meses. [45] En mayo de 2015, el diseño CAP1400 pasó la Revisión Genérica de Seguridad de Reactores de la Agencia Internacional de Energía Atómica . [46]
En diciembre de 2009, se creó una empresa conjunta china para construir un CAP1400 inicial cerca del HTR-PM en la central nuclear de Shidao Bay . [43] [47] En 2015, comenzó la preparación del sitio y se esperaba la aprobación del progreso para fin de año. [48] [49] En marzo de 2017, la primera vasija de presión del reactor CAP1400 pasó las pruebas de presión. [50] Se están fabricando equipos para el CAP1400 y, a partir de 2020, la construcción preliminar está en marcha. [51] [52]
En febrero de 2019, el Instituto de Investigación y Diseño de Ingeniería Nuclear de Shanghai anunció que había comenzado el proceso de diseño conceptual del CAP1700. [53]
En China se han construido cuatro reactores AP1000, dos en la central nuclear de Sanmen, en Zhejiang , y dos en la central nuclear de Haiyang, en Shandong . [54] Los Sanmen 1 y 2 AP1000 se conectaron a la red el 2 de julio de 2018 y el 24 de agosto de 2018, respectivamente. [55] Haiyang 1 inició operaciones comerciales el 22 de octubre de 2018, [56] y Haiyang 2 el 9 de enero de 2019. [57]
En 2014, China First Heavy Industries fabricó la primera vasija de presión del reactor AP1000 de producción nacional, para la segunda unidad AP1000 de la central nuclear de Sanmen . [58]
Los primeros cuatro AP1000 que se construirán son una revisión anterior del diseño sin una estructura de contención reforzada para proporcionar una mejor protección contra un accidente aéreo. [59] China había adoptado oficialmente el AP1000 como estándar para proyectos nucleares terrestres. [60] Tras la quiebra de Westinghouse en 2017, China decidió en 2019 construir el Hualong One de diseño nacional en lugar del AP1000 en Zhangzhou . [61]
Después de 2019, todos los planes para futuras unidades AP1000 fueron reemplazados por unidades CAP1000 , que son una estandarización local del diseño AP1000, de transición al CAP1400 . Se dice que tiene costos reducidos y atributos mejorados de operación y mantenimiento. [3]
A partir de 2021, se han realizado los preparativos del sitio para Haiyang , Lufeng , Sanmen y Xudabao para la construcción de ocho unidades CAP1000 adicionales. Sin embargo, la mayoría de estos proyectos están paralizados, ya que la construcción de todas las unidades CAP-1000 se ha ralentizado significativamente.
En el sitio de Xudabao , la construcción de dos unidades VVER-1200 para Xudabao 3 y 4 se inició en 2021, mientras que las unidades CAP1000 planificadas para las fases 1 y 2 aún están en suspenso. [3] El 20 de abril de 2022, el Consejo de Estado aprobó la construcción de Haiyang 3 y 4 y Sanmen 3 y 4. Sin embargo, se decidió construir primero Lufeng 5, utilizando una unidad Hualong One , en lugar de las unidades CAP1000 para Lufeng 1-4 que ya habían sido aprobadas por la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. [62] [3] El 14 de septiembre de 2022, el Consejo de Estado aprobó la construcción de Lianjiang 1 y 2. [63]
En octubre de 2015 se anunció que la tecnología para la central nuclear de İğneada en Turquía provendría de la empresa estadounidense Westinghouse Electric Company en forma de dos AP1000 y dos CAP1400 . [64]
Se está construyendo un reactor y otro se ha puesto en funcionamiento en la planta de generación eléctrica de Vogtle en el estado de Georgia (Unidades 3 y 4).
En Carolina del Sur , se estaban construyendo dos unidades en la Estación de Generación Nuclear Virgil C. Summer (Unidades 2 y 3). [65] El proyecto fue abandonado en julio de 2017, 4 años después de su inicio, debido a la reciente quiebra de Westinghouse, importantes sobrecostos, retrasos significativos y otros problemas. [66] El accionista principal del proyecto ( SCANA ) inicialmente favoreció un plan para abandonar el desarrollo de la Unidad 3, mientras se completaba la Unidad 2. El plan dependía de la aprobación de un accionista minoritario ( Santee Cooper ). La junta directiva de Santee Cooper votó a favor de detener toda construcción, lo que resultó en la terminación de todo el proyecto.
Los cuatro reactores eran idénticos y los dos proyectos se ejecutaron en paralelo; se planeó poner en servicio los dos primeros reactores (Vogtle 3 y Summer 2) en 2019 y los dos restantes (Vogtle 4 y Summer 3) en 2020. [67] [68 ] Después de que Westinghouse se declarara en quiebra el 29 de marzo de 2017, la construcción se estancó.
El 9 de abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo contractual con Westinghouse y Shaw para la construcción de dos reactores AP1000 en Vogtle. [69] El contrato representa el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear desde el accidente de Three Mile Island en 1979. [70] La solicitud de licencia para el sitio de Vogtle se basa en la revisión 18 del diseño AP1000. [71] El 16 de febrero de 2010, el presidente Obama anunció 8.330 millones de dólares en garantías de préstamos federales para construir las dos unidades AP1000 en la planta de Vogtle. [72] Se proyectó que el costo de construcción de los dos reactores sería de 14 mil millones de dólares, pero desde entonces ha aumentado a 30 mil millones de dólares con sólo un reactor en funcionamiento y el segundo aún en construcción. [73] [74] Georgia Power, que posee el 45,7% de Vogtle, retrasó las fechas de entrada en servicio proyectadas hasta el cuarto trimestre de 2023, o el primer trimestre de 2024, para la Unidad 4. [75]
Los grupos ecologistas que se oponen a la concesión de licencias para los dos nuevos reactores AP1000 que se construirán en Vogtle presentaron una nueva petición en abril de 2011 pidiendo a la Comisión Reguladora Nuclear que suspendiera el proceso de concesión de licencias hasta que se supiera más sobre la evolución de los accidentes nucleares de Fukushima I. [76] En febrero de 2012, nueve grupos ambientalistas presentaron una impugnación colectiva a la certificación del diseño del reactor de Vogtle y en marzo presentaron una impugnación a la licencia de Vogtle. En mayo de 2013, la Corte de Apelaciones de Estados Unidos falló a favor de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC).
En febrero de 2012, la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos aprobó los dos reactores propuestos para la central de Vogtle. [77]
Para VC Summer, en octubre de 2014 se anunció un retraso de al menos un año y costes adicionales de 1.200 millones de dólares, en gran parte debido a retrasos en la fabricación. Luego se esperaba que la unidad 2 estuviera sustancialmente completa a fines de 2018 o principios de 2019, y que la unidad 3 aproximadamente un año después. [78]
En octubre de 2013, el secretario de Energía estadounidense, Ernest Moniz, anunció que China iba a suministrar componentes a las centrales nucleares estadounidenses en construcción como parte de un acuerdo de cooperación bilateral entre los dos países. Desde que la Corporación Estatal de Tecnología de Energía Nuclear de China (SNPTC) adquirió la tecnología AP1000 de Westinghouses en 2006, ha desarrollado una cadena de suministro de fabricación capaz de abastecer proyectos energéticos internacionales. Los analistas de la industria han destacado una serie de problemas que enfrenta la expansión de China en el mercado nuclear, incluidas las continuas brechas en su cadena de suministro, junto con los temores occidentales de interferencia política y la inexperiencia china en la economía de la energía nuclear. [79]
El 31 de julio de 2017, después de una revisión exhaustiva de los costos de construcción de las Unidades 2 y 3, South Carolina Electric and Gas decidió detener la construcción de los reactores en VC Summer y presentará una Petición de Aprobación de Abandono ante la Comisión de Servicio Público de Carolina del Sur. [80]
El 14 de octubre de 2022, Georgia Power anunció que había comenzado la carga de combustible nuclear en la Unidad 3 de Vogtle. [81]
El 1 de abril de 2023, Georgia Power anunció que la Unidad 3 de Vogtle se había conectado a la red y comenzó a suministrar electricidad por primera vez, [82] y el 29 de mayo, la Unidad 3 alcanzó su potencia máxima diseñada. [83]
Las pruebas funcionales en caliente en la Unidad 4 de Vogtle se completaron el 1 de mayo de 2023. [84]
El 31 de agosto de 2021, el director de SE NNEGC Energoatom Petro Kotin y el presidente y director ejecutivo de Westinghouse, Patrick Fragman, firmaron un memorando de cooperación para la construcción de reactores Westinghouse AP1000 en Ucrania. El contrato se firmó el 22 de noviembre de 2021. El memorando y el contrato entre las dos empresas se refieren a la finalización de la unidad 4 de la central nuclear de Khmelnytskyi con el AP1000, así como a cuatro unidades de energía más de otras centrales nucleares en Ucrania. [85] [86]
Polonia planea construir tres reactores AP1000 en Choczewo , cerca del Mar Báltico, [87] el sitio se llama Lubiatowo-Kopalino. [88]
En junio de 2016, Estados Unidos y la India acordaron construir seis reactores AP1000 en la India como parte del acuerdo nuclear civil firmado por ambos países. [89] La empresa matriz de Westinghouse, Toshiba, decidió en 2017 retirarse de la construcción de centrales nucleares, tras dificultades financieras, lo que dejó en duda el acuerdo propuesto. [90] Durante una visita a la India en febrero de 2020 del presidente estadounidense Donald Trump , se esperaba que Westinghouse firmara un nuevo acuerdo con la estatal Nuclear Power Corporation of India para el suministro de seis reactores nucleares. Sin embargo, debido a desacuerdos sobre la responsabilidad y el diseño, esto no se llevó a cabo. [91] [92]
En diciembre de 2013, Toshiba , a través de su filial Westinghouse , compró una participación del 60% de NuGeneration , con la intención de construir tres AP1000 en Moorside, cerca del sitio de reprocesamiento nuclear de Sellafield en Cumbria , Inglaterra , con una fecha de primera operación prevista para 2024. [93 ]
El 28 de marzo de 2017, la Oficina de Regulación Nuclear (ONR, Reino Unido) emitió una Confirmación de Aceptación de Diseño para el diseño AP1000, afirmando que 51 problemas identificados en 2011 habían recibido una respuesta adecuada. [94] [95] Sin embargo, al día siguiente, el diseñador Westinghouse se acogió al Capítulo 11 de la ley de bancarrota en los EE. UU. debido a las pérdidas por 9 mil millones de dólares de sus proyectos de construcción de reactores nucleares, principalmente la construcción de cuatro reactores AP1000 en los EE. UU. [96] En 2018, tras un intento fallido de vender NuGeneration, Toshiba decidió liquidar la empresa y abandonar el proyecto. [97] [98]
En marzo de 2019, la Unidad 2 de Sanmen se cerró debido a un defecto en la bomba de refrigerante del reactor [41] . Curtiss-Wright envió una bomba de repuesto desde EE. UU . Ha habido problemas anteriores con estas bombas, y varias bombas fueron devueltas desde China. Las bombas son las bombas herméticamente selladas más grandes utilizadas en un reactor nuclear. Westinghouse y Curtiss-Wright están en una disputa financiera sobre la responsabilidad de los costos de los retrasos en la entrega de bombas. [99] [100]
