La Planta Generadora de Electricidad Alvin W. Vogtle , también conocida como Planta Vogtle ( / ˈ v oʊ ɡ əl / ), [4] es una central nuclear de cuatro unidades ubicada en el condado de Burke , cerca de Waynesboro , Georgia , en el sureste de Estados Unidos. . Con una capacidad de energía de 4.536 megavatios , es la central nuclear más grande, la mayor fuente de electricidad con bajas emisiones de carbono, [5] y la segunda central eléctrica más grande en general en los Estados Unidos. También es la única central nuclear del país con cuatro unidades. Lleva el nombre de un ex presidente de la junta directiva de Alabama Power and Southern Company , Alvin Vogtle .
Las dos primeras unidades son reactores de agua a presión (PWR) de Westinghouse , con turbina de vapor de General Electric y generador eléctrico . Las unidades 1 y 2 fueron terminadas en 1987 y 1989, respectivamente, y tienen una capacidad bruta de generación de electricidad de 1.215 MW, para una capacidad combinada de 2.430 MW. [6] Las torres gemelas de enfriamiento de tiro natural tienen 548 pies (167 m) de altura y proporcionan enfriamiento a los condensadores principales de la planta. Cuatro torres de enfriamiento de tiro mecánico más pequeñas proporcionan agua de enfriamiento del servicio nuclear (NSCW) a los componentes de seguridad y auxiliares que no son de seguridad, además de eliminar el calor de desintegración del reactor cuando la planta está fuera de línea. Una torre de tiro natural y dos torres NSCW dan servicio a cada unidad. En 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) renovó las licencias para ambas unidades por 20 años adicionales [7] hasta el 16 de enero de 2047 para la Unidad 1, [8] y el 2 de septiembre de 2049 para la Unidad 2. [9] [10 ] Durante la construcción de las dos primeras unidades de Vogtle, la inversión de capital requerida saltó de un estimado de $660 millones a $8,87 mil millones. [1] ($19 mil millones en dólares de 2023 [2] )
Dos unidades adicionales que utilizan reactores Westinghouse AP1000 comenzaron la construcción preliminar en 2009, y la Unidad 3 se completó en julio de 2023. [11] [12] También se seleccionaron torres de enfriamiento de tiro natural, y las dos nuevas torres de enfriamiento tienen casi 600 pies (180 pies). metro) alto. Durante la construcción, las unidades sufrieron varios retrasos y sobrecostos. Los costos de capital y construcción certificados para estas dos nuevas unidades fueron originalmente de $14 mil millones, según el Decimoséptimo Informe Semestral de Monitoreo de la Construcción de Vogtle en 2017. [13] Este último informe culpa del último aumento en los costos al contratista que no completó el trabajo según lo programado. . Otro factor que complica el proceso de construcción es la quiebra de Westinghouse en 2017. [14] En 2018, los costos se estimaron en alrededor de 25 mil millones de dólares. [15] Para 2021, se estima que superarán los 28.500 millones de dólares. [16] En 2023, los costos habían aumentado a 34 mil millones de dólares y aún quedaban trabajos por completar en Vogtle 4. [17]
La Unidad 3 inició operaciones comerciales el 31 de julio de 2023, convirtiéndose en el primer reactor nuclear nuevo en Estados Unidos en 7 años. [11] La Unidad 4 entró en operación comercial el 29 de abril de 2024. [18]
Las unidades Vogtle 1 y 2 son un conjunto de reactores Westinghouse de 4 bucles idénticos. Como muchas centrales nucleares de América del Norte, cada una de las unidades Vogtle está construida con un cilindro de hormigón postensado, pretensado y revestido de acero con una cúpula semiesférica. La contención fue diseñada por la Oficina Regional de Los Ángeles de Bechtel Corporation . [19]
En 2008, la potencia de los reactores 1 y 2 aumentó en un 1,7% mediante una tasa de aumento del "Apéndice K", [20] también llamada tasa de recuperación de la incertidumbre en la medición (MUR). Los aumentos de potencia de recuperación de la incertidumbre de medición son inferiores al 2 por ciento y se logran mediante la implementación de técnicas mejoradas para calcular la potencia del reactor. Esto implica el uso de dispositivos de medición del flujo de agua de alimentación de última generación para medir con mayor precisión el flujo de agua de alimentación, que se utiliza para calcular la potencia del reactor. [21]
Mediciones más precisas reducen el grado de incertidumbre en el nivel de potencia, que utilizan los analistas para predecir la capacidad del reactor para apagarse de manera segura en condiciones de accidente postuladas. [22] Debido a que la potencia del reactor se puede calcular con mucha mayor precisión que con la medición de tipo venturi más antigua , la planta puede funcionar con seguridad dentro de un margen de error más estrecho hasta sus límites. El caudalímetro ultrasónico más nuevo funciona comparando el tiempo que tardan los pulsos de sonido ultrasónico en viajar aguas arriba versus aguas abajo dentro de la tubería, y utiliza el diferencial de tiempo para calcular el caudal del agua en la tubería.
La NRC aprobó la Solicitud de Enmienda de Licencia (LAR) de Vogtle en marzo de 2008. El personal de la NRC determinó que Southern Nuclear podría aumentar de manera segura la producción de energía del reactor principalmente a través de medios más precisos para medir el flujo de agua de alimentación. El personal de la NRC también revisó las evaluaciones de Southern Nuclear que muestran que el diseño de la planta puede soportar el aumento del nivel de energía. [23] La Unidad 1 fue mejorada durante su interrupción de reabastecimiento de combustible en la primavera de 2008, y la Unidad 2 fue mejorada en la interrupción de otoño del mismo año.
El 20 de marzo de 1990 se produjo un corte de energía eléctrica en la planta.
A las 9:20 am, un camión que transportaba combustible y lubricantes en el patio de distribución de 230 kV de la planta retrocedió contra una columna de soporte para la línea de alimentación que suministra energía al transformador auxiliar de reserva (RAT) de la Unidad 1-A. En ese momento, el RAT 1-B estaba desenergizado para mantenimiento y el RAT 1-A estaba alimentando ambos trenes de energía eléctrica de emergencia. Los trenes eléctricos que no son de emergencia estaban siendo alimentados mediante retroalimentación desde el patio de maniobras a través del transformador elevador principal hasta los transformadores auxiliares de las unidades 1-A y 1-B (UAT). El generador diésel de emergencia (EDG) 1-B estaba fuera de servicio por mantenimiento planificado.
Después del corte de energía, el EDG 1-A no pudo arrancar debido a un disparo de seguridad de protección. La pérdida de energía eléctrica resultante en los "circuitos vitales" de la planta apagó la bomba de eliminación de calor residual (RHR) que estaba enfriando el núcleo de la Unidad 1 (que se acercaba al final de una interrupción de reabastecimiento de combustible) e impidió que se activara el RHR de respaldo. Aunque la Unidad 1 estaba fuera de servicio en ese momento, se debe eliminar el calor residual de la desintegración natural del combustible radiactivo para evitar un aumento peligroso de la temperatura central. Si bien la energía no necesaria para la seguridad no se interrumpió, no hubo conexión física entre los trenes eléctricos vitales y no vitales, lo que impidió que los trenes vitales recibieran energía del camino no afectado a través de las UAT.
A las 9:40 am, los operadores de la planta declararon una emergencia de área del sitio (SAE) según los procedimientos existentes que exigían un SAE cada vez que se cortaba energía "vital" durante más de 15 minutos. A las 9:56 am, después de intentar varias veces arrancar el EDG 1-A normalmente, los operadores de la planta realizaron un arranque de emergencia del EDG activando el "rompecristales" de arranque de emergencia del generador que pasó por alto la mayoría de los dispositivos de seguridad del EDG y lo obligó a arrancar. comenzar. La puesta en marcha fue un éxito.
Luego se puso en marcha RHR-A utilizando energía de EDG-A. Una vez restablecido el enfriamiento del núcleo, el SAE fue degradado a alerta a las 10:15 am. A las 11:40 am, las cuadrillas energizaron el RAT 1-B que había sido apagado por mantenimiento, restableciendo la energía al tren eléctrico de seguridad "B". A las 12:57 pm, el tren de seguridad "A" se cambió del EDG al RAT 1-B y se cerró el EDG. Dado que ambos trenes recibieron energía externa, la alerta finalizó a las 1:47 p. m.
La temperatura del refrigerante del núcleo de la Unidad 1 aumentó de 90 °F (32 °C) a 136 °F (58 °C) durante los 36 minutos necesarios para volver a energizar el bus del lado A. Durante todo el evento, la Unidad 1 estuvo continuamente disponible de energía no vital desde fuentes externas. Sin embargo, el sistema eléctrico de Vogtle no fue diseñado para permitir una fácil interconexión de los buses vitales de la Unidad 1 con la energía no vital o los buses eléctricos de la Unidad 2. [25] Desde este incidente, la Planta Vogtle ha implementado cambios en la planta que permiten que los autobuses eléctricos no vitales transfieran energía a los autobuses vitales en este tipo de escenario.
Esta falla eléctrica también afectó a la Unidad 2 al provocar que se dispararan los disyuntores en el patio de distribución de 230 kV, cortando la energía al RAT 2-B y al bus vital "B". Posteriormente, EDG 2-B arrancó y restableció la energía al autobús vital. Al mismo tiempo, la perturbación eléctrica causada por la caída de la línea que golpeó el suelo fue detectada por los dispositivos de seguridad del transformador elevador principal de la Unidad 2 y se activó un relé de protección, abriendo el disyuntor de salida del transformador. Esto provocó un rechazo de carga completa a la Unidad 2, lo que provocó un disparo de la turbina y, posteriormente, una parada del reactor .
Después de que se disparó la Unidad 2, el tren eléctrico no vital "B" perdió energía mientras intentaba transferirse desde el UAT 2-B (alimentado por el generador de turbina) al RAT 2-B averiado, lo que provocó que dos de las bombas de refrigerante del reactor y una de las principales bombas de agua de alimentación se disparen. A pesar de ello, el enfriamiento de la planta se desarrolló de forma segura. A las 9:03 pm, se reajustaron los disyuntores RAT 2-B en el patio de maniobras y se restableció la energía externa a los trenes eléctricos "B" vitales y no vitales, lo que permitió reiniciar las bombas de refrigerante del reactor 2 y 4. EDG 2-B fue cerrado.
Más tarde se determinó que la perturbación de falla causada por la caída de la línea no era de magnitud significativa para disparar el relé de protección según el diseño y no debería haber causado que la Unidad 2 se apagara. Una investigación adicional encontró que los transformadores de corriente en el transformador principal estaban configurados incorrectamente. Los controles se ajustaron a la configuración adecuada. Si los CT se hubieran configurado correctamente inicialmente, la Unidad 2 habría permanecido en línea.
En agosto de 2006, Southern Nuclear solicitó formalmente un Permiso Temprano de Sitio (ESP) [26] para dos unidades adicionales, y en marzo de 2008, presentó una solicitud para una Licencia Combinada de Construcción y Operación (COL). [27] En abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo contractual para dos reactores AP1000 diseñados por Westinghouse , propiedad de Toshiba . Westinghouse se asoció con Shaw Group (Baton Rouge, LA) y su división Stone & Webster para gestionar el proyecto; Westinghouse era responsable de la ingeniería, el diseño y la gestión general, y Shaw era responsable de la fabricación de los módulos de componentes prefabricados y de la gestión de la instalación. sitio de construcción. [28] El contrato representó el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear en los Estados Unidos desde el accidente de Three Mile Island en 1979. Recibió la aprobación de la Comisión de Servicio Público de Georgia en marzo de 2009. [28] [29]
En agosto de 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) emitió un Permiso Temprano de Sitio y una Autorización de Trabajo Limitada. Comenzó una construcción limitada en los nuevos sitios de reactores, y se espera que la Unidad 3 esté operativa en 2016, seguida de la Unidad 4 en 2017, a la espera de la emisión final de la Licencia Combinada de Construcción y Operación por parte de la NRC. [30] [31]
En diciembre de 2011, se redactó una revisión número 19 para la Certificación de Diseño AP1000, que efectivamente incluía un rediseño completo del edificio de contención:
El muro se refuerza y dimensiona apropiadamente donde el módulo de muro compuesto se une a las secciones de concreto reforzado y según sea apropiado para soportar cargas sísmicas y cargas de aeronaves. Este diseño es nuevo en la enmienda; anteriormente la estructura era toda de hormigón armado. [énfasis añadido]
Como este cambio en los requisitos de diseño se realizó después de que ya se habían firmado los contratos de ingeniería y había comenzado la fabricación de los componentes de largo plazo de entrega del reactor, resultó en una interrupción de la construcción ya que el edificio de contención tuvo que ser rediseñado. [32]
El 16 de febrero de 2010, el presidente Barack Obama anunció 8.330 millones de dólares en garantías de préstamos federales para cubrir el coste de la construcción, [33] aunque hasta diciembre de 2013 Georgia Power no había hecho uso de esas garantías, al principio a la espera de la licencia de construcción, y después de la Resultado de la demanda por parada de construcción. El coste previsto de construcción de los dos reactores era de 14.000 millones de dólares. [34] La participación de Georgia Power fue de alrededor de 6.100 millones de dólares, mientras que la propiedad restante de los dos reactores se divide entre Oglethorpe Power Corp. , la Autoridad Eléctrica Municipal de Georgia (MEAG Power) y Dalton Utilities. [35]
En febrero de 2012, la NRC aprobó la licencia de construcción de los dos reactores AP1000 propuestos en Vogtle. [36] El presidente de la NRC, Gregory Jaczko, emitió el único voto disidente sobre los planes para construir y operar los dos nuevos reactores nucleares, citando preocupaciones de seguridad derivadas del desastre nuclear de Fukushima en Japón en 2011 , diciendo: "No puedo apoyar la emisión de esta licencia como si Fukushima nunca hubiera sucedido". ". [37] Una semana después de que Southern Company recibiera la licencia para comenzar la construcción, muchos grupos ambientalistas y antinucleares demandaron para detener el proyecto de expansión, alegando que "los problemas ambientales y de seguridad pública desde el accidente del reactor nuclear Fukushima-Daiichi en Japón no se han tenido en cuenta". ". [38] El 11 de julio de 2012, la demanda fue rechazada por el Tribunal de Apelaciones del Circuito de Washington DC. [39]
En febrero de 2013, Chicago Bridge & Iron Company (CB&I) compró al contratista de construcción del proyecto, Shaw . El 12 de marzo de 2013, la construcción de la Unidad 3 comenzó oficialmente con el vertido de la base de hormigón para la isla nuclear. [40] Esta operación se completó el 14 de marzo. [41] Durante el fin de semana del 1 de junio de 2013, el montaje del recipiente de contención comenzó con la elevación de la cabeza inferior del recipiente a su lugar en la isla nuclear. [42] En junio de 2013, el calendario de construcción se había ampliado al menos 14 meses. [43] El 21 de noviembre de 2013, se completó el vertido de la base para la Unidad 4. [44]
En febrero de 2014, el Departamento de Energía aprobó una garantía de préstamo de 6.500 millones de dólares para Georgia Power, filial de Southern Company, y Oglethorpe Power Corp. Inicialmente, el Departamento de Energía exigió una tarifa de subsidio de crédito, pero la demanda finalmente se abandonó dada la solidez financiera de Southern Co. y el proyecto Vogtle. [45] [46] [47]
Se incorporaron más demoras y aumentos de costos en un cronograma revisado a principios de 2015. Como resultado de las mayores demoras y sobrecostos, el contratista CB&I abandonó el proyecto y Westinghouse tomó el control directo del proyecto como contratista y contrató a la empresa constructora Fluor para reemplazar a CB&I. Shaw en el sitio gestionando el trabajo diario. Westinghouse compró ciertos activos del antiguo Shaw Group de CB&I para permitir que el proyecto siguiera adelante. En 2016, Southern Company y Westinghouse incorporaron la empresa constructora Bechtel al proyecto para compartir las responsabilidades de gestión de la construcción. [48]
Los hitos recientes de la construcción incluyen el establecimiento de los módulos estructurales finales de los "seis grandes" para la Unidad 3 (CA-02 y CA-03, que forman las paredes de un tanque de almacenamiento que forma parte del sistema de enfriamiento pasivo del reactor). Los "seis grandes" módulos también incluyen los módulos estructurales de contención CA-01, CA-04 y CA-05 previamente instalados, así como el módulo estructural CA-20 previamente instalado que forma parte de la estructura interna del auxiliar. edificio, que contiene muchos de los sistemas de soporte del reactor.
CA-02 y CA-03 se colocaron dentro del recipiente de contención en mayo de 2016. La instalación de estos módulos es un hito bastante importante y permite que comiencen otras actividades de construcción. En junio de 2016, se recibió en el sitio la bomba de refrigerante del reactor final para la Unidad 3. En noviembre de 2016, la vasija del reactor de la Unidad 3 se instaló dentro de la isla nuclear.
Los avances de 2017 incluyen la instalación de la tubería del circuito de refrigeración del reactor y de ambos generadores de vapor en la Unidad 3. También se ha avanzado en el edificio de turbinas, auxiliar y anexo. La Unidad 4 también ha experimentado avances con la instalación de los dos últimos módulos estructurales de los "seis grandes". La construcción de ambas torres de enfriamiento está completa y cada una mide casi 600 pies (180 m) de altura. [ cita necesaria ]
En marzo de 2017, Westinghouse Electric Company se acogió al Capítulo 11 de la ley de bancarrota debido a las pérdidas de sus dos proyectos de construcción nuclear en Estados Unidos. [49] El gobierno estadounidense ha concedido 8.300 millones de dólares en garantías de préstamos para ayudar a financiar la construcción de los reactores de Vogtle, [50] y se ha acordado un camino a seguir para completar la planta. [51] El 31 de julio de 2017, la división de Southern Company, Southern Nuclear, se hizo cargo de la construcción de Westinghouse y abrió una oferta para un nuevo contrato de gestión de la construcción para gestionar el trabajo diario en el sitio. Southern recibió ofertas de Fluor y Bechtel. El 31 de agosto de 2017, Southern anunció su decisión de seguir adelante con Bechtel como gerente de construcción diario para el resto del proyecto. Bechtel reemplazó a Fluor, quien ya no participaría en el proyecto. [52]
En noviembre de 2017, la Comisión de Servicios Públicos de Georgia (GPSC) solicitó documentación adicional debido a la preocupación de que los planos de diseño no habían sido aprobados por ingenieros con la licencia adecuada, lo que tiene implicaciones legales. El 21 de diciembre de 2017, el PSC aprobó la continuación de la construcción en las Unidades 3 y 4, con condiciones que redujeron los costos que se pueden recuperar de los contribuyentes durante la vida del proyecto, [53] causando un aumento mensual programado en la tarifa al consumidor de $3.78 después del primer poder. [54]
En el Informe de seguimiento de la construcción (VCM) de Vogtle de febrero de 2018, GPSC aprobó noviembre de 2021 y noviembre de 2022 como fechas objetivo de entrada en servicio para las Unidades 3 y 4, respectivamente. El informe señala que el proyecto se está completando en un cronograma acelerado y se adelanta a las fechas objetivo de entrada en servicio de 2021 y 2022. [55]
En agosto de 2018 se reconoció un aumento de costos de $2.3 mil millones. [56] El costo total, incluidos los costos de financiación, se estima en unos 25.000 millones de dólares. [15] En septiembre de 2018, para sostener el proyecto, Georgia Power acordó pagar una proporción adicional de los costos de los socios más pequeños del proyecto si el costo de finalización superaba los 9.200 millones de dólares. [57]
En marzo de 2019, se otorgaron garantías de préstamos federales adicionales por valor de 3.700 millones de dólares a los distintos socios de construcción, con lo que las garantías de préstamos federales totales ascendieron a 12.000 millones de dólares. El director ejecutivo de Georgia Power dijo que las garantías de préstamo desempeñaron un papel clave en la reducción de los costos de financiación de la construcción. [58] También en marzo de 2019, Georgia Power confirmó que la tapa de contención de la Unidad 3 se había bajado a su lugar y que el reactor estaría listo para cargar combustible nuclear en 2020. [59] Esto fue precedido por el tercer anillo del recipiente de contención, también como bomba de refrigerante del reactor e instalación de grúa polar en la unidad 3 durante 2018 y 2019. El cabezal superior del recipiente de contención se instaló durante una visita al sitio por parte del Secretario de Energía, Rick Perry, y ejecutivos de los propietarios de la planta. Los avances recientes en la unidad 4 incluyen la instalación del generador de vapor final y del presurizador.
La Unidad 4 se está construyendo utilizando las lecciones aprendidas de la Unidad 3 y del fallido proyecto de la Estación de Generación Nuclear Virgil C. Summer (VC Summer) y, como resultado, se ha modificado el orden en el que se instalan algunos componentes. [ cita necesaria ] El 22 de noviembre de 2019, el tercer anillo del recipiente de contención se instaló para la unidad 4, y el 8 de diciembre de 2019, el techo del edificio de escudos de la unidad 3 se colocó sobre el recipiente de contención de la unidad 3. El 16 de diciembre de 2019 la sala de control de la unidad 3 entró en funcionamiento y disponible para pruebas de sistemas. El 11 de febrero de 2020, Southern Nuclear anunció que se completó la colocación final de hormigón dentro del recipiente de contención de la Unidad 3, lo que permitió la instalación de la máquina de combustible del reactor. En febrero de 2020, continuó el montaje de la última característica vertical superior del edificio general del reactor de la Unidad 3, el tanque de almacenamiento del sistema de enfriamiento de contención pasiva, que se ubicará en la parte superior del techo del edificio Shield.
En octubre de 2021 se anunció un retraso de tres meses para la finalización de ambas unidades, y se espera que la unidad 3 esté operativa en el tercer trimestre de 2022 y la unidad 4 en el segundo trimestre de 2023. [60] En agosto de 2022 se anunció un nuevo retraso, primero trimestre de 2023 para la unidad 3 y el cuarto trimestre de 2023 para la unidad 4. Se esperaba que los costos aumentaran a más de $ 30 mil millones debido a los retrasos. [61]
El 14 de octubre de 2022, se anunció que la Unidad 3 de Vogtle había comenzado a cargar combustible nuclear. [62] En este proceso, los técnicos de Southern Nuclear y Westinghouse trabajan juntos en la transferencia de 157 conjuntos combustibles de la piscina de combustible al reactor, uno a la vez. Una vez completado este proceso, comienza la fase de pruebas de arranque, donde se verifica la integridad del sistema de refrigerante primario y de los sistemas de vapor, y se asegura su funcionamiento a temperaturas y presiones de diseño. Los operadores también llevarán las unidades desde un arranque en frío hasta la primera criticidad , donde se logra una reacción en cadena sostenida. Luego, la unidad se sincronizará con la red eléctrica, mientras la potencia se eleva sistemáticamente al 100%. Se proyectaba que la Unidad 3 de Vogtle entraría en servicio en el primer trimestre de 2023. [63]
Durante el arranque y las pruebas preoperativas en febrero de 2023, el sistema de refrigeración de la planta sufrió vibraciones inesperadas. Se tomaron medidas para remediar el problema. El cronograma se retrasó de modo que se esperaba el inicio del servicio regular para mayo o junio de 2023. [64] El 6 de marzo de 2023, la Unidad 3 de Vogtle alcanzó el punto crítico por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de abril y entró en operación comercial el 31 de julio. [65] [66] [54] [67]
El 2 de mayo de 2023, Georgia Power anunció que la Unidad 4 de Vogtle había completado las pruebas funcionales en caliente que confirmaron que el reactor estaba listo para su primera carga de combustible. [68] El 18 de agosto de 2023, la carga de combustible comienza con 264 elementos combustibles en la Unidad 4. [69] En octubre de 2023, una bomba de refrigerante del reactor en la Unidad 4 desarrolló una falla en el motor, lo que retrasó la fecha de entrada en servicio de la Unidad 4 hasta el primer trimestre de 2024. [70] Posteriormente, se encontraron vibraciones en un sistema de enfriamiento, retrasando la fecha de entrada en servicio al segundo trimestre de 2024. [71] El 14 de febrero de 2024, la Unidad 4 de Vogtle alcanzó la criticidad por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de marzo. [72] Vogtle 4 entró en funcionamiento comercial el 29 de abril. [18]
La Comisión Reguladora Nuclear define dos zonas de planificación de emergencia alrededor de las plantas de energía nuclear: una zona de vía de exposición a la pluma con un radio de 10 millas (16 km), relacionada principalmente con la exposición e inhalación de contaminación radiactiva en el aire, y una zona de vía de ingestión de aproximadamente 50 millas (80 km), relacionados principalmente con la ingestión de alimentos y líquidos contaminados por radiactividad. [73]
En 2010, la población dentro de un radio de 10 millas (16 km) de Vogtle era de 5.845 habitantes, una disminución del 16,3 por ciento con respecto a la década anterior. La población dentro de un radio de 50 millas (80 km) era 726.640, un aumento del 8,8 por ciento desde 2000. Las ciudades dentro de un radio de 50 millas (80 km) incluyen Augusta (26 millas (42 km) al centro de la ciudad). [74]
La estimación de la Comisión Reguladora Nuclear del riesgo anual de un terremoto lo suficientemente intenso como para causar daños al núcleo de cualquiera de los reactores de Vogtle fue de 1 en 140.845, según un estudio de la NRC publicado en agosto de 2010. [80] [81]
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