El reactor avanzado refrigerado por gas ( AGR ) es un tipo de reactor nuclear diseñado y operado en el Reino Unido. Se trata de la segunda generación de reactores británicos refrigerados por gas , que utilizan grafito como moderador de neutrones y dióxido de carbono como refrigerante. Han sido la columna vertebral de la flota de generación de energía nuclear del Reino Unido desde la década de 1980.
El AGR se desarrolló a partir del reactor Magnox , el diseño de reactor de primera generación del Reino Unido. El primer diseño de Magnox había sido optimizado para generar plutonio [1] y , por esta razón, tenía características que no eran las más económicas para la generación de energía. La principal de ellas era el requisito de funcionar con uranio natural , lo que requería un refrigerante con una sección transversal de neutrones baja , en este caso dióxido de carbono , y un moderador de neutrones eficiente , el grafito . El diseño de Magnox también funcionaba con temperaturas de gas relativamente frías en comparación con otros diseños de producción de energía, lo que dio como resultado condiciones de vapor menos eficientes.
El diseño del AGR mantuvo el moderador de grafito y el refrigerante de dióxido de carbono del Magnox, pero aumentó la temperatura de funcionamiento del gas refrigerante para mejorar las condiciones del vapor. Se fabricaron de forma idéntica a las de una planta alimentada con carbón, lo que permitió utilizar el mismo diseño de turbinas y equipos de generación. Durante las etapas iniciales de diseño se consideró necesario cambiar el revestimiento del combustible de berilio a acero inoxidable . Sin embargo, el acero tiene una sección transversal de neutrones más alta y este cambio requirió el uso de combustible de uranio enriquecido para compensar. Este cambio dio como resultado un mayor consumo de 18.000 MW t -día por tonelada de combustible, lo que permitió un reabastecimiento de combustible menos frecuente.
El prototipo de reactor de recuperación de calor (AGR) comenzó a funcionar en Windscale en 1962, [2] pero el primer reactor de recuperación de calor comercial no entró en funcionamiento hasta 1976. Entre 1976 y 1988 se construyeron un total de catorce reactores de recuperación de calor en seis emplazamientos. Todos ellos están configurados con dos reactores en un único edificio y cada reactor tiene una potencia térmica de diseño de 1.500 MW t que impulsan un conjunto turbina-alternador de 660 MW e . Las distintas centrales de recuperación de calor producen potencias de entre 555 MWe y 670 MWe, aunque algunas funcionan a una potencia inferior a la de diseño debido a restricciones operativas. [3]
El AGR fue diseñado de tal manera que las condiciones finales de vapor en la válvula de cierre de la caldera fueran idénticas a las de las centrales eléctricas convencionales a carbón , por lo que se pudo utilizar el mismo diseño de planta turbogeneradora. La temperatura media del refrigerante caliente que sale del núcleo del reactor se diseñó para que fuera de 648 °C (1198 °F). Para obtener estas altas temperaturas, pero asegurar la vida útil del núcleo de grafito (el grafito reacciona con CO2 a alta temperatura), se utiliza un flujo reentrante de refrigerante a la temperatura de salida de la caldera más baja de 278 °C para enfriar el grafito, asegurando que las temperaturas del núcleo de grafito no varíen demasiado de las observadas en una central Magnox . La temperatura y la presión de salida del sobrecalentador se diseñaron para ser de 2485 psi (170 bar) y 543 °C.
El combustible son pastillas de dióxido de uranio enriquecidas al 2,5-3,5% en tubos de acero inoxidable. El concepto de diseño original del reactor de recuperación de vapor era utilizar un revestimiento a base de berilio . Cuando este resultó inadecuado debido a la fractura frágil, [4] se aumentó el nivel de enriquecimiento del combustible para permitir las mayores pérdidas por captura de neutrones del revestimiento de acero inoxidable . Esto aumentó significativamente el costo de la energía producida por un reactor de recuperación de vapor. El refrigerante de dióxido de carbono circula a través del núcleo, alcanzando 640 °C (1184 °F) y una presión de alrededor de 40 bar (580 psi), y luego pasa a través de conjuntos de calderas (generadores de vapor) fuera del núcleo pero todavía dentro del recipiente de presión de hormigón armado revestido de acero. Las barras de control penetran en el moderador de grafito y un sistema secundario implica la inyección de nitrógeno en el refrigerante para absorber neutrones térmicos para detener el proceso de fisión si las barras de control no logran ingresar al núcleo. Se incluye un sistema de apagado terciario que funciona inyectando perlas de boro en el reactor en caso de que sea necesario despresurizar el reactor con barras de control insuficientemente bajadas, lo que significaría que no se puede mantener la presión del nitrógeno. [5] [6]
El AGR fue diseñado para tener una alta eficiencia térmica (relación electricidad generada/calor generado) de alrededor del 41%, que es mejor que un reactor de agua presurizada (PWR) moderno con una eficiencia térmica típica del 34%. [7] Esto se debe a la mayor temperatura de salida del refrigerante de alrededor de 640 °C (1184 °F) práctica con refrigeración por gas, en comparación con alrededor de 325 °C (617 °F) para los PWR. Sin embargo, el núcleo del reactor tiene que ser más grande para la misma potencia de salida, y el consumo de combustible de 27.000 MW(th) días por tonelada para el combustible tipo 2 y hasta 34.000 MW(th) días por tonelada para el combustible robusto en la descarga es menor que los 40.000 MW(th) días por tonelada de los PWR, por lo que el combustible se utiliza de manera menos eficiente, [8] contrarrestando la ventaja de la eficiencia térmica.
Al igual que los reactores Magnox, CANDU , IPHWR y RBMK , y a diferencia de los reactores de agua ligera , los AGR están diseñados para ser recargados sin apagarlos primero (ver Reabastecimiento en línea ). Este reabastecimiento en carga fue una parte importante del argumento económico para elegir el AGR sobre otros tipos de reactores, y en 1965 permitió a la Central Electricity Generating Board (CEGB) y al gobierno afirmar que el AGR produciría electricidad más barata que las mejores centrales eléctricas de carbón. Sin embargo, surgieron problemas de vibración del conjunto combustible durante el reabastecimiento en carga a plena potencia, por lo que en 1988 el reabastecimiento a plena potencia se suspendió hasta mediados de la década de 1990, cuando otros ensayos llevaron a que una barra de combustible se atascara en el núcleo de un reactor. Ahora solo se realiza el reabastecimiento en AGR a carga parcial o cuando se apaga.
El recipiente de presión de hormigón pretensado contiene el núcleo del reactor y las calderas. Para minimizar el número de penetraciones en el recipiente (y, por lo tanto, reducir el número de posibles sitios de ruptura), las calderas tienen un diseño de paso único, en el que toda la ebullición y el sobrecalentamiento se llevan a cabo dentro de los tubos de la caldera. Esto requiere el uso de agua ultrapura para minimizar la acumulación de sales en el evaporador y los problemas de corrosión posteriores.
El AGR se concibió como una alternativa británica superior a los diseños estadounidenses de reactores de agua ligera. Se promocionó como un desarrollo del exitoso diseño Magnox desde el punto de vista operativo (aunque no económico), y fue elegido entre una multitud de alternativas británicas competidoras (el reactor de muy alta temperatura refrigerado por helio , el reactor de agua pesada generador de vapor y el reactor de generación rápida ), así como los reactores de agua ligera presurizados y de agua en ebullición (PWR y BWR) estadounidenses y los diseños canadienses CANDU. El CEGB realizó una evaluación económica detallada de los diseños competidores y concluyó que el AGR propuesto para Dungeness B generaría la electricidad más barata, más barata que cualquiera de los diseños rivales y las mejores centrales a carbón.
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Se depositaron grandes esperanzas en el diseño del AGR. [9] Rápidamente se puso en marcha un ambicioso programa de construcción de cinco estaciones de reactores gemelos, Dungeness B , Hinkley Point B , Hunterston B , Hartlepool y Heysham , y se esperaban con entusiasmo los pedidos de exportación.
Por razones políticas, se ordenó a la CEGB que distribuyera los pedidos de "primera generación" entre tres consorcios de "diseño y construcción" diferentes y una variedad de subcontratistas importantes. En consecuencia, las tres primeras centrales de la CEGB, si bien compartían el mismo concepto de diseño y el mismo diseño de pasador de combustible, eran completamente diferentes en el diseño de detalle. Esto también dio lugar a que los tres consorcios tuvieran que competir por el mismo número limitado de personal experto, la necesidad de que cada diseño tuviera un caso de seguridad único (y muy complejo) y la necesidad de respaldar durante la vida del programa tres (más tarde cuatro) diseños de reactores AGR diferentes.
Las centrales AGR resultaron ser complejas y difíciles de construir. Las malas relaciones laborales de la época se sumaron a los problemas. La central principal, Dungeness B, se encargó en 1965 con una fecha de finalización prevista para 1970. Después de problemas con casi todos los aspectos del diseño del reactor, finalmente comenzó a generar electricidad en 1983, con 13 años de retraso. [9]
Los siguientes diseños de reactores en Hinkley Point y Hunterston, encargados un año o dos después, demostraron ser significativamente mejores que el diseño de Dungeness y, de hecho, se pusieron en servicio antes que éste. El siguiente diseño de AGR, construido en Heysham 1 y Hartlepool, buscaba reducir el costo general del diseño al reducir la superficie de la central y el número de sistemas auxiliares. Sin embargo, esto provocó dificultades en la construcción.
Los dos últimos AGR en Torness y Heysham 2 volvieron a un diseño Hinkley modificado y "depurado" con un margen sísmico mucho mayor, y han demostrado ser los más exitosos de la flota. [10] El ex asesor económico del Tesoro, David Henderson , describió el programa AGR como uno de los dos errores de proyecto patrocinados por el gobierno británico más costosos, el otro fue el Concorde . [11]
Cuando el gobierno comenzó a privatizar la industria de generación de electricidad en los años 1980, un análisis de costos para los potenciales inversores reveló que los verdaderos costos operativos habían permanecido ocultos durante muchos años. En particular, los costos de desmantelamiento se habían subestimado significativamente. Estas incertidumbres hicieron que la energía nuclear no se incluyera en la privatización en ese momento. [9]
El prototipo a pequeña escala de reactor nuclear de Sellafield (Windscale) se desmanteló en 2010: el núcleo y el recipiente de presión se desmantelaron y solo quedó visible el edificio, que se llama "pelota de golf". Este proyecto también fue un estudio de lo que se requiere para desmantelar un reactor nuclear de manera segura.
En octubre de 2016 se anunció que se instalarían barras de control superarticuladas en Hunterston B y Hinkley Point B debido a las preocupaciones sobre la estabilidad de los núcleos de grafito de los reactores . A principios de 2018, se observó una tasa ligeramente mayor de nuevas grietas en la raíz de las chaveteras que la modelada en el reactor 3 de Hunterston B durante una parada programada, y EDF anunció en mayo de 2018 que la parada se extendería para realizar más investigaciones, análisis y modelado. [12]
En 2018, las inspecciones ordenadas por la ONR en Dungeness B mostraron que las restricciones sísmicas, las tuberías y los recipientes de almacenamiento estaban "corroídos hasta un estado inaceptable", y ese habría sido el estado en el que se encontraban cuando el reactor estaba en funcionamiento. La ONR clasificó esto como un incidente de nivel 2 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares . [13]
A partir de agosto de 2022, hay cuatro centrales nucleares, cada una con dos AGR en funcionamiento, en el Reino Unido [14], todas ellas propiedad de EDF Energy y operadas por ella :
En 2005, British Energy anunció una ampliación de la vida útil de 10 años en Dungeness B, lo que permitiría que la central continuara operando hasta 2018, [15] y en 2007 anunció una ampliación de la vida útil de 5 años en Hinkley Point B y Hunterston B hasta 2016. [16] Se considerarán ampliaciones de la vida útil de otras centrales nucleares al menos tres años antes de sus fechas de cierre programadas.
Desde 2006, Hinkley Point B y Hunterston B han estado limitadas a alrededor del 70% de la producción normal de MWe debido a problemas relacionados con las calderas que requieren que operen a temperaturas de caldera reducidas. [16] En 2013, la potencia de estas dos centrales aumentó a alrededor del 80% de la producción normal después de algunas modificaciones en la planta. [17]
En 2006, los AGR fueron noticia cuando The Guardian obtuvo documentos en virtud de la Ley de Libertad de Información de 2000 en los que se afirmaba que British Energy desconocía el grado de agrietamiento de los ladrillos de grafito en los núcleos de sus reactores. También se afirmó que British Energy no sabía por qué se había producido el agrietamiento y que no podía controlar los núcleos sin apagar primero los reactores. British Energy emitió posteriormente una declaración en la que confirmaba que el agrietamiento de los ladrillos de grafito es un síntoma conocido del bombardeo extensivo de neutrones y que estaban trabajando en una solución al problema de la supervisión. Además, afirmaron que los reactores se examinaban cada tres años como parte de las "paradas reglamentarias". [18]
El 17 de diciembre de 2010, EDF Energy anunció una extensión de cinco años de la vida útil de Heysham 1 y Hartlepool para permitir una mayor generación hasta 2019. [19]
En febrero de 2012, EDF anunció que esperaba prolongar la vida útil de todas las centrales térmicas en un promedio de siete años, incluidas las recientemente prolongadas de Heysham 1 y Hartlepool. Estas prolongaciones de vida útil están sujetas a una revisión y aprobación detalladas y no están incluidas en la tabla anterior. [20] [21]
El 4 de diciembre de 2012, EDF anunció que se habían extendido la vida útil de Hinkley Point B y Hunterston B por siete años, de 2016 a 2023. [22]
El 5 de noviembre de 2013, EDF anunció que Hartlepool había recibido una extensión de vida útil de cinco años, de 2019 a 2024. [23]
En 2013, durante una inspección periódica se detectó un defecto en una de las ocho calderas de cápsulas del reactor A1 de Heysham. El reactor reanudó su funcionamiento a un nivel de potencia inferior con esta caldera de cápsulas desactivada, hasta junio de 2014, cuando inspecciones más detalladas confirmaron una grieta en la columna vertebral de la caldera. Como medida de precaución, también se cerraron Heysham A2 y la central hermana de Hartlepool para una inspección de ocho semanas. [24] [25]
En octubre de 2014 se descubrió un nuevo tipo de grieta en los ladrillos moderadores de grafito del reactor Hunterston B. Esta grieta en la raíz de la ranura ya se había teorizado, pero no se había observado. La existencia de este tipo de grieta no afecta inmediatamente a la seguridad de un reactor; sin embargo, si el número de grietas supera un umbral, el reactor se desmantelaría, ya que las grietas no se pueden reparar. [26] [27]
En enero de 2015, a Dungeness B se le dio una extensión de vida de diez años, con una actualización de los sistemas informáticos de la sala de control y defensas contra inundaciones mejoradas, llevando la fecha de cierre contable al año 2028. [28]
En febrero de 2016, EDF prorrogó la vida útil de cuatro de sus ocho centrales nucleares en el Reino Unido. Heysham 1 y Hartlepool vieron su vida útil extendida cinco años hasta 2024, mientras que Heysham 2 y Torness vieron su fecha de cierre retrasada siete años hasta 2030. [29]
El 7 de junio de 2021, EDF anunció que Dungeness B, que había estado en una parada prolongada desde septiembre de 2018, pasaría a la fase de desabastecimiento de combustible con efecto inmediato. [30]
El 15 de diciembre de 2021, EDF anunció que se espera que Heysham 2 y Torness cierren en marzo de 2028. [31]
El 7 de enero de 2022, el reactor 4 de Hunterston B se cerró por última vez, poniendo fin a la producción después de casi 47 años. El reactor 3 había pasado a la fase de desabastecimiento en noviembre de 2021. [32]
El 1 de agosto de 2022 se cerró el reactor 3 de Hinkley Point B y el reactor 4 el 6 de julio de 2022. [33]
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