La Central Nuclear Pickering es una central nuclear canadiense ubicada 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 descargadas de combustible y desactivadas. Los seis restantes producen alrededor del 16% de la energía de Ontario y emplean a 3.000 trabajadores. [3]
En el lugar de la central generadora se instaló un único aerogenerador de 1,8 MWe , denominado turbina conmemorativa OPG 7 , hasta octubre de 2019, cuando fue desmantelado. [4]
Los reactores se pueden clasificar de la siguiente manera:
RECOGIENDO UN
RECOGIDA B
El sitio alguna vez fue 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 , y la finalización significativa de la Estación A está programada para 1971. [6] En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco corporaciones de la Corona que la componen con Ontario. Power Generation (OPG) se hace cargo de todas las centrales generadoras de electricidad. [7] OPG continúa operando la estación Pickering. [8]
La estación Pickering es una gran instalación nuclear de unidades múltiples, 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 condiciones seguras. almacenamiento. [8] La instalación está conectada a la red eléctrica norteamericana 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] Si bien es de naturaleza principalmente administrativa, la división no fue del todo artificial, ya que hay algunas estaciones distintas. diferencias en el diseño entre los dos grupos de estaciones. (Ejemplo: Las unidades Pickering A emplean un volcado 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 sobreenvenenada. [12] ) Sin embargo, existen una serie de sistemas y estructuras comunes 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 almacenamiento seguro.
El gráfico representa la generación de electricidad anual en el sitio (A y B combinados) en GWh.
A finales de 2023, la producción total de vida útil de la instalación era de 972.240 GWh.
El 31 de diciembre de 1997, Ontario Hydro cerró los cuatro reactores Pickering A, junto con las tres unidades restantes en Bruce A, por razones de seguridad [15] y los puso en reposo. Específicamente para Pickering A, cuatro años antes la AECB había exigido que se completaran mejoras obligatorias en el sistema de parada segura para finales de 1997, [16] lo que difería de lo que se hacía en las otras tres plantas. Pickering A presentó un vertedero moderador como su segundo sistema de apagado, [17] y esto se consideró 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 pasó por un largo proceso. retrasos y grandes sobrecostos.
A menudo denominada renovación, la vuelta al servicio de las unidades 1 y 4 de Pickering A no implicó la restauración de los núcleos del reactor, lo que implica el reemplazo de los tubos de calandria, los tubos de presión, los alimentadores y los accesorios finales. El objetivo principal del trabajo fue la mejora del sistema secundario de apagado seguro, así como algunas tareas de mantenimiento. En lugar de modernizar la inyección de veneno que se encontraba en las otras plantas, la opción menos costosa era agregar más varillas de cierre y luego dividirlas en grupos separados e independientes. La AECB consideró que esto era suficiente, a pesar de reconocer que en realidad no constituye un sistema secundario de apagado seguro de acción rápida y totalmente independiente. [18]
El primer ministro Mike Harris pidió al ex ministro federal de energía, Jake Epp, que estudiara y hiciera recomendaciones sobre los problemas del reinicio de Pickering. El panel de revisión se estableció en mayo de 2003.
La Unidad 4 fue reacondicionada y luego reiniciada 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 finales de 2003, el nuevo gobierno despidió a los tres principales ejecutivos de OPG por estropear la restauración de la Unidad 4, que se retrasó años y excedió el presupuesto en millones de dólares. [19]
El Sr. Epp y el Panel de Revisión de Pickering A publicaron su informe en diciembre de 2003, [20] en el que reconocían los grandes sobrecostos y retrasos, atribuyendo la culpa a la mala gestión. El Epp Review estimó el coste de reiniciar los tres reactores restantes entre 3.000 y 4.000 millones de dólares y apoyó la continuación del proyecto.
El gobierno de Dalton McGuinty nombró a Epp para la Ontario Power Generation Review encabezada 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 administrativa y decidir si la empresa de servicios públicos debe continuar. con la renovación de tres reactores nucleares más en la central nuclear de Pickering . El informe recomendó proceder con el reinicio de los reactores 1, 2 y 3 de Pickering “A”, de forma secuencial. 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 el reacondicionamiento y reinicio del reactor 1.
El grupo antinuclear Sierra Club de Canadá criticó el informe del Comité de Revisión OPG de 2004 por no atribuir ninguna culpa a los problemas de la tecnología nuclear, señalando que no había expertos en energía o medio ambiente designados para el panel. [22]
Se realizaron numerosos cambios en el personal de nivel ejecutivo y en la estrategia de gestión del proyecto para el proyecto de seguimiento para reacondicionar la Unidad 1. La experiencia con el regreso al servicio de la Unidad 1 de Pickering A fue significativamente diferente de la de la Unidad 4, con un cumplimiento mucho más estricto del cronograma. y presupuesto. [23] En agosto de 2005, la Junta Directiva de OPG anunció que las Unidades 2 y 3 no volverían a funcionar debido a riesgos técnicos y de costos específicos relacionados con la condición material de estas dos unidades. La unidad 1 volvió a estar en servicio en noviembre de 2005, proporcionando 542 MW de capacidad de generación para el sistema eléctrico de Ontario. [ cita necesaria ]
Ontario Hydro estimó el costo de construcción de las cuatro unidades Pickering "A" en 508 millones de dólares en 1965. El costo real fue de 716 millones de dólares (en dólares de 1973). [24] Ajustado 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 en 1974 de las cuatro unidades Pickering "B" fue de 1.585 millones de dólares. El coste final fue de 3.846 millones de dólares (dólares de 1986). [25] Ajustado a la inflación, la estimación de 1.585 millones de dólares en dólares de 1986 es de 4.082 millones de dólares, lo que sitúa a Pickering B por debajo del presupuesto.
Según la FAO de Ontario, el coste de reacondicionamiento y puesta en marcha de las unidades Pickering A se desvió significativamente de las proyecciones. [26]
- La Unidad 4 de Pickering estaba programada para costar 460 millones de dólares y finalmente terminó costando 1,250 millones de dólares.
- Se esperaba que la Unidad 1 de Pickering costara 210 millones de dólares y finalmente terminó costando 1.000 millones de dólares.
Sin embargo, la cifra presentada por la FAO para la Unidad 1 no se alinea 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 acercaría mucho más el presupuesto al proyecto terminado. [27] Esto es respaldado por OPG afirmando que el proyecto se completó a tiempo y dentro del presupuesto. [23]
El combustible nuclear usado y algunos residuos de reacondicionamiento generados por la planta se encuentran en las instalaciones de gestión de residuos de Pickering. Todos los residuos operativos de actividad baja e intermedia se transportan a la Instalación de Gestión de Residuos Occidental 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 nivel bajo e intermedio en terrenos adyacentes a la Instalación de Manejo de Desechos del Oeste. [28] La Organización de Gestión de Residuos Nucleares está buscando actualmente un sitio para un posible depósito del 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, récord que se mantuvo durante 22 años. Fue superado en 2016 por Heysham 2 unidad 8, una instalación ubicada en Reino Unido, propiedad de EDF. [29] Esto fue superado posteriormente por la planta de OPG en Darlington con la Unidad 1 funcionando durante 1.106 días consecutivos. [30]
- En 2019, Pickering estableció un récord de factor de capacidad del sitio del 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 Estación de Generación Nuclear de Pickering hasta 2024. [31] La extensión tenía como objetivo garantizar que hubiera suficiente electricidad de carga base disponible durante la remodelación de la Estación de Generación Nuclear de Darlington y la Estación de Generación Nuclear Bruce Renovaciones nucleares. [32] Para 2016, OPG había comenzado a planificar el final de las operaciones comerciales en la estación generadora, incluida la posible reutilización de la ubicación del sitio de Pickering. [33]
OPG comenzará el proceso de desmantelamiento a largo plazo si no se lleva a cabo la remodelación. El primer paso en el proceso de desmantelamiento a largo plazo es inmovilizar los reactores y almacenarlos de forma segura. El personal de Pickering tendrá oportunidades de empleo en el futuro colocando las unidades de Pickering en un estado de almacenamiento seguro, en el área de remodelación 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 las operaciones de Pickering de 2024 a 2026. Al mismo tiempo, 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 continuidad del funcionamiento 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 . [34] [35]
En agosto de 2023, la Junta Directiva de OPG acordó y autorizó la presentación de la evaluación de viabilidad para la remodelación de la planta Pickering B a la provincia, así como proceder con las actividades de planificación y preparación preliminares del proyecto. [36] Este informe de viabilidad se entregó al Ministro de Energía en enero de 2024, pero no se hizo público porque podría dañar los "intereses económicos o de otro tipo de Ontario". [37]
El 30 de enero de 2024, el Ministro de Energía, Todd Smith , anunció que el Gobierno de Ontario invertiría en la remodelación de los cuatro reactores Pickering B que datan de principios de los años 1980. [38] Se espera que la remodelación esté completa a mediados de la década de 2030 y debería extender la vida útil de la planta al menos otros 30 años. [39]
El 1 de agosto de 1983 se produjo un incidente grave. El tubo de presión G16 del reactor Pickering A Unidad 2 desarrolló una grieta de 2 metros de largo. El reactor se cerró de forma segura y se investigaron los daños. Se descubrió que la causa era la mala ubicación 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 de calandria frío, lo que provocó el enriquecimiento de hidrógeno de las áreas más frías. Esto creó una serie de pequeñas grietas que se unieron y provocaron la larga ruptura. Hubo algunos daños locales en el combustible y los operadores cerraron el reactor de forma segura sin aumentar las emisiones radiactivas. La solución final fue el reemplazo del canal de combustible a gran escala y se reemplazaron todos los tubos de presión en todos los reactores Pickering A. Los nuevos tubos de presión estaban respaldados por un diseño mejorado de los resortes espaciadores de gas anulares. Desde entonces, una parte importante de las inspecciones rutinarias de los reactores ha sido una vigilancia cuidadosa de la ubicación de los anillos espaciadores de gas del anillo. [40]
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 dice que es el accidente más grave en la historia de Canadá (junio de 2001). El sistema de enfriamiento del núcleo de emergencia se utilizó para evitar una fusión. [41] [42]
En 1995 y 1996, la AECB notó muchas preocupaciones de seguridad en la planta, y la estación generadora se cerró en 1997 después de que se hicieran públicas revisiones por pares que describían malas prácticas de seguridad en la planta. Un informe de evaluación de desempeño integrado e independiente señaló que las estaciones A y B de Pickering fueron citadas por violar la regulación 15 veces y tener 13 incendios durante el año. "También fue preocupante la alta tasa de fracaso de las personas que fueron sometidas a pruebas para puestos como operadores nucleares. En Pickering A sólo el 65% de los que tomaron la prueba aprobaron, mientras que en Pickering B la tasa fue sólo del 56%". [43]
El 14 de marzo de 2011, se produjo una fuga de 73 metros cúbicos de agua desmineralizada en el lago Ontario debido a una falla en el sello de la bomba. Según la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear, el riesgo para el público era insignificante . [44]
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 de la provincia de Ontario, que contenía un aviso de un "incidente" no especificado que había sido reportado y estaba siendo atendido en la planta. La alerta indicaba que no se requería acción inmediata para quienes se encontraban dentro de un radio de 10 kilómetros (6,2 millas) de la planta. Aproximadamente 40 minutos después, OPG emitió un comunicado a través de Twitter de 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 cancelando la alerta anterior. [45] [46]
La procuradora general Sylvia Jones afirmó que la alerta se emitió accidentalmente durante un "ejercicio de entrenamiento de rutina" por parte del centro de operaciones de emergencia de Ontario . El incidente provocó críticas de funcionarios gubernamentales, incluido el diputado del PP Peter Tabuns , el alcalde de Pickering, Dave Ryan, y el alcalde de Toronto , John Tory . [47]
La falsa alarma también despertó 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, pasando de su promedio mensual de 100 a 200. a más de 32.000. El sitio web es aplicable para quienes viven dentro de un radio de 50 kilómetros (31 millas) de la planta; Según los requisitos de la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC), OPG debe distribuir estas píldoras a todas las residencias dentro de un radio de 10 kilómetros (6,2 millas) de una instalación nuclear. [48] [49] [50]
