La central nuclear de Fort St. Vrain es una antigua central nuclear comercial situada cerca de la ciudad de Platteville , en el norte de Colorado, en los Estados Unidos . En un principio funcionó entre 1979 y 1989. Tenía un reactor de gas de alta temperatura (HTGR) de 330 MWe. La planta estuvo fuera de servicio entre 1989 y 1992.
En 1996 se reconvirtió en una central generadora convencional alimentada con gas natural , que a partir de 2011 tiene una capacidad de algo menos de 1000 MW.
La central nuclear de Fort Saint Vrain fue construida como la primera y única planta de energía nuclear de Colorado , que funcionó desde 1979 hasta 1989. [1] La planta recibió su nombre del histórico puesto comercial Fort Saint Vrain , que se encontraba aproximadamente a una milla al norte de ella. [2] Fue uno de los dos reactores de potencia refrigerados por gas de alta temperatura ( HTGR ) en los Estados Unidos. El refrigerante primario, helio, transfería calor a un sistema de refrigeración secundario de agua para impulsar generadores de vapor . El combustible del reactor era una combinación de uranio fisionable y microesferas fértiles de torio dispersas dentro de una matriz de grafito prismático. El reactor tenía una potencia eléctrica de salida de 330 MW (330 MW e ), generada a partir de una potencia térmica de 842 MW (842 MW th ). [1]
La planta de energía HTGR de Fort St. Vrain fue propuesta en marzo de 1965 y su solicitud fue presentada ante la Comisión de Energía Atómica en octubre de 1966. La construcción comenzó en septiembre de 1968. [1] El diseño de HTGR era más seguro que los diseños típicos de agua hirviente de la época, que tenían estructuras de contención de domo de hormigón pretensado y reforzado con acero. Solo necesitaba una estructura de contención con marco de acero, mientras que el núcleo del reactor estaba parcialmente contenido dentro de un recipiente de presión del reactor de hormigón pretensado (PCRV). El costo de construcción alcanzó los 200 millones de dólares, o aproximadamente 0,60 dólares por vatio instalado. Las pruebas iniciales comenzaron en 1972 y la primera energía comercial se distribuyó en julio de 1979. [1]
La planta tuvo éxito desde el punto de vista técnico, especialmente hacia el final de su vida útil, pero fue una decepción comercial para su propietario. Como uno de los primeros diseños comerciales de HTGR, la planta fue una prueba de concepto para varias tecnologías avanzadas, pero tuvo una serie de problemas de adopción temprana que requirieron correcciones costosas. Los problemas de mantenimiento exacerbaron estos y otros problemas.
El reactor de alta temperatura Fort St. Vrain era sustancialmente más eficiente que los reactores de agua ligera modernos, alcanzando una eficiencia térmica del 39-40%, excelente para una planta de energía de ciclo de vapor. El funcionamiento del diseño del reactor de alta temperatura se podía atenuar fácilmente para seguir la demanda de carga de energía eléctrica , en lugar de tener que generar su potencia nominal todo el tiempo. El reactor también era comparativamente eficiente en cuanto a combustible, con un consumo máximo de 90.000 MW días térmicos por tonelada métrica de metal pesado (en comparación con los reactores de agua ligera contemporáneos con consumos de 10.000 - 40.000 MWd/tHM). Sin embargo, los problemas que ocurrieron antes de su depuración llevaron a su desaparición temprana.
Al principio de la experiencia operativa del reactor de recuperación de calor Fort St. Vrain surgieron muchos problemas. Estos problemas representaban una amenaza para la seguridad pública debido a graves problemas de corrosión que afectaban negativamente a las características de seguridad esenciales, generaban una presión considerable sobre el personal, el equipo y las instalaciones y hacían que el funcionamiento continuo pareciera poco rentable para el propietario de la planta. La mayoría de los problemas anteriores se habían resuelto con un gasto considerable y la planta estaba empezando a funcionar a un nivel comercialmente viable cuando una crisis económica y la historia de la planta hicieron que el propietario la cerrara a pesar de que no había llegado al final de su vida útil de diseño.
En Fort St. Vrain se experimentaron tres categorías principales de problemas: primero, infiltración de agua y problemas de corrosión; segundo, problemas con el sistema eléctrico; y tercero, problemas generales de las instalaciones.
El mayor problema de Fort St. Vrain fue el circulador de helio . Las moléculas más pequeñas del helio requerían sellos muy herméticos para evitar que el gas se escapara. Algunos sellos involucraban superficies móviles y se utilizó un diseño de cojinete lubricado con agua para contener el helio. Se proporcionó un sistema de limpieza de gas para eliminar contaminantes, incluida el agua, del sistema de helio. Los problemas de diseño dieron como resultado demasiada agua en el sistema de helio, lo que provocó corrosión.
Los diseñadores habían previsto que los inyectores de agua mantuvieran una presión en los cojinetes aproximadamente igual a la presión del gas en el sistema. En la práctica, la presión del gas variaba más de lo esperado, lo que permitía que se escapara un exceso de agua al circulador.
La capacidad del sistema de limpieza de gases no tuvo en cuenta el exceso de agua de los cojinetes y supuso que las reacciones a alta temperatura en el núcleo del reactor de grafito reducirían el impacto del agua residual en el helio, basándose en la porosidad del grafito de núcleo típico. El grafito utilizado para construir el núcleo de Fort St. Vrain era de mayor calidad y menos poroso, y por lo tanto no presentaba tanta superficie para que se produjeran estas reacciones. [3]
Aunque la seguridad del sistema no se vio comprometida, se experimentaron frecuentes problemas de funcionamiento en todos los sistemas del reactor debido al agua y la corrosión. Se formó hielo en las unidades de enfriamiento del sistema de limpieza de gases, lo que redujo su eficiencia. Cuando se redujo la producción del reactor y se enfrió el sistema, el agua se condensó en el equipo y los instrumentos dentro del sistema de helio. Los impulsores de las barras de control se oxidaron y los apagados rápidos no funcionaron correctamente. El sistema de apagado de reserva, que liberaba esferas de grafito borado en el núcleo en caso de un transitorio anticipado sin parada de emergencia (ATWS), a veces no estaba disponible porque el agua había lixiviado el boro para formar ácido bórico, que ablandó las esferas de grafito y provocó que se aglutinaran. Los "tendones" de acero dentro de la PCRV experimentaron corrosión debido a la precipitación de cloruro y se debilitaron. Las motas de óxido migraron al refrigerante y se alojaron en maquinaria crítica, incluidos los impulsores de las barras de control. También se produjeron fugas del generador de vapor debido a la corrosión. [3]
Los problemas de diseño que provocaron la corrosión fueron parcialmente culpa de los reguladores , que se centraron en gran medida en las reacciones químicas del vapor con el grafito de alto grado del núcleo y el impacto en el sistema de limpieza de gases. Se podía argumentar que los memorandos de la Comisión Reguladora Nuclear consumieron recursos de ingeniería excesivos y, como resultado, se pasaron por alto otras consideraciones de diseño. Parte de la culpa de los problemas de corrosión también recayó en el propietario de FSV y sus procedimientos de operaciones y mantenimiento. Por ejemplo, las alarmas de humedad habían generado alertas durante meses en partes críticas de la planta, pero se las desestimó por defectuosas. El personal enviado más tarde para retirar las alarmas de humedad supuestamente defectuosas para su reparación descubrió que las alarmas de humedad no estaban defectuosas y que, a veces, se liberaban cantidades sustanciales de agua cuando se retiraban los dispositivos de sus accesorios.
Por último, los diseñadores de la planta compartieron la responsabilidad de no dimensionar el sistema de limpieza de gases para hacer frente al exceso de agua en el sistema de helio, ya que deberían haber previsto la posibilidad de una infiltración excesiva de agua. Lo reconocieron en retrospectiva: "Los circuladores FSV han 'cumplido todas las especificaciones de diseño', sin embargo, los cojinetes, sellos y sistemas de soporte para el cojinete lubricado con agua han causado muchos problemas. Además, los circuladores utilizaban un accionamiento de turbina de vapor que agrega complejidad a las operaciones del sistema. Estas características de diseño únicas dieron como resultado la entrada de agua al núcleo, la razón principal de la baja disponibilidad de la planta". [4]
El sistema eléctrico de la planta se vio desafiado en numerosas ocasiones y las resoluciones fueron frecuentemente costosas. Los transformadores experimentaron fallas. Los generadores de respaldo a veces no se activaban cuando se activaban y, en otras ocasiones, ocurrieron problemas de canal lateral durante el funcionamiento, lo que les impidió generar energía. La falla de la energía de respaldo también provocó algunos de los problemas de infiltración de humedad, al interrumpir de diversas formas la lógica de los sistemas de inyección de agua en los cojinetes y la lógica de disparo del circulador de helio. Las fallas de los transformadores y la consiguiente falla de la energía de respaldo ocurrieron en al menos una ocasión debido a la infiltración de humedad en los cables eléctricos y la posterior falla a tierra cuando la planta estaba a baja potencia para eliminar el agua de los problemas de infiltración de humedad anteriores. Se cree que esta falla eléctrica provocó una mayor infiltración de humedad. [3]
Los contratistas de las instalaciones plantearon problemas de seguridad en varias ocasiones. En uno de los incidentes más graves, el personal del contratista dañó las unidades hidráulicas, lo que permitió que el fluido hidráulico se rociara sobre los cables de control del reactor. El mismo equipo realizó entonces operaciones de soldadura en el equipo situado encima de los cables de control. La escoria caliente cayó sobre el material utilizado para contener el fluido hidráulico y lo incendió, junto con el fluido de los cables de control. El fuego afectó a los cables durante cinco minutos y se dañaron 16 cables de control esenciales. El personal del contratista no informó a los trabajadores de la planta de la situación y el reactor estuvo en funcionamiento durante varias horas en estas condiciones. En otra ocasión, el personal del contratista que utilizó aparatos de soldadura mal conectados a tierra activó los circuitos de protección de neutrones, lo que provocó un disparo intempestivo de toda la planta. [3]
Debido a los problemas de corrosión inducidos por el agua y los problemas eléctricos, las paradas de la planta eran comunes. Como resultado, Public Service Company of Colorado comenzó a cuestionar la economía de la operación comercial continua. Se observó un aumento en el rendimiento entre 1987 y 1989, lo que sugería que algunos de los problemas del sistema se habían solucionado, pero Public Service no se convenció. En 1989, Public Service indicó que se estaba considerando el cierre de la planta. Más tarde ese mismo año, se descubrió que una parte crítica del reactor tenía corrosión a largo plazo y requería reemplazo. El costo de reemplazo se consideró excesivo y la planta se cerró. El desmantelamiento y la eliminación del combustible se completaron en 1992. Fort St. Vrain se convirtió así en el primer reactor nuclear a escala comercial en los EE. UU. en ser desmantelado . [5]
Tras el desmantelamiento del reactor, Fort St. Vrain se convirtió en una instalación de combustión convencional alimentada por gas natural . La primera turbina de combustión de gas natural se instaló en 1996. En 2001 se instalaron dos turbinas más. Los generadores de vapor con recuperación de calor (HRSG) permiten que la planta funcione en modo de ciclo combinado , en el que el calor residual recuperado de los gases de escape de la turbina de combustión se utiliza para producir una segunda etapa de vapor capaz de impulsar la turbina de vapor y el generador originales de la instalación. En 2011, la capacidad de generación nominal de la planta es de 965 MW. [5]
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