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 del parque de generación de energía nuclear del Reino Unido desde los años 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 ello tenía características que no eran las más económicas para la generación de energía. El principal de ellos 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 funcionó con temperaturas de gas relativamente frías en comparación con otros diseños de producción de energía, lo que resultó en condiciones de vapor menos eficientes.
El diseño AGR conservó 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. Estos se hicieron idénticos a los de una planta de 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 lugar a un mayor consumo de 18.000 MW t -día por tonelada de combustible, lo que permitió un repostaje menos frecuente.
El prototipo de AGR entró en funcionamiento en Windscale en 1962, [2] pero el primer AGR comercial no entró en funcionamiento hasta 1976. Entre 1976 y 1988 se construyeron un total de catorce reactores AGR en seis sitios. Todos ellos están configurados con dos reactores en un solo edificio, y cada reactor tiene una potencia térmica de diseño de 1.500 MW t accionando un conjunto turbina-alternador de 660 MW e . Las diversas estaciones AGR producen potencias en el rango de 555 MWe a 670 MWe, aunque algunas funcionan a una potencia inferior a la de diseño debido a restricciones operativas. [3]
El AGR se diseñó de manera que las condiciones finales del vapor en la válvula de cierre de la caldera fueran idénticas a las de las centrales eléctricas de carbón convencionales , por lo que se podría 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 y al mismo tiempo garantizar la vida útil del núcleo de grafito (el grafito reacciona con el CO 2 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 varían demasiado de las observadas en una estación Magnox . La temperatura y 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 enriquecido al 2,5-3,5%, en tubos de acero inoxidable. El concepto de diseño original del AGR era utilizar un revestimiento a base de berilio . Cuando esto resultó inadecuado debido a una fractura frágil, [4] se elevó 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 AGR. El refrigerante de dióxido de carbono circula a través del núcleo, alcanzando los 640 °C (1184 °F) y una presión de alrededor de 40 bar (580 psi), y luego pasa a través de conjuntos de caldera (generador de vapor) fuera del núcleo pero aún dentro del revestimiento de acero. , Recipiente a presión de hormigón armado. Las barras de control penetran en el moderador de grafito y un sistema secundario implica inyectar nitrógeno en el refrigerante para absorber neutrones térmicos y detener el proceso de fisión si las barras de control no logran ingresar al núcleo. Se incluye un sistema de parada terciario que funciona inyectando perlas de boro en el reactor en caso de que el reactor tenga que ser despresurizado con barras de control bajadas insuficientemente. Esto significaría que no se puede mantener la presión del nitrógeno. [5] [6]
El AGR fue diseñado para tener una alta eficiencia térmica (proporción de electricidad generada/calor generado) de aproximadamente el 41%, que es mejor que un reactor de agua a presión (PWR) moderno con una eficiencia térmica típica del 34%. [7] Esto se debe a la mayor temperatura de salida del refrigerante de aproximadamente 640 °C (1184 °F) práctica con refrigeración por gas, en comparación con aproximadamente 325 °C (617 °F) para los PWR. Sin embargo, el núcleo del reactor tiene que ser más grande para obtener la misma potencia, 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 combustible robusto en el momento de la descarga es inferior al los 40.000 MW(th) días por tonelada de 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 y RBMK , y a diferencia de los reactores de agua ligera , los AGR están diseñados para recargarse sin necesidad de apagarlos primero (ver Reabastecimiento de combustible en línea ). Este reabastecimiento de combustible en carga fue una parte importante del argumento económico para elegir el AGR sobre otros tipos de reactores, y en 1965 permitió a la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) y al gobierno afirmar que el AGR produciría electricidad más barata que el mejor carbón. -centrales eléctricas alimentadas. Sin embargo, surgieron problemas de vibración del conjunto combustible durante el reabastecimiento de combustible en carga a máxima potencia, por lo que en 1988 el reabastecimiento de combustible a plena potencia se suspendió hasta mediados de la década de 1990, cuando nuevas pruebas llevaron a que una barra de combustible quedara atrapada en el núcleo de un reactor. En los AGR ahora sólo se reposta combustible con carga parcial o cuando están parados.
El recipiente a presión de hormigón pretensado contiene el núcleo del reactor y las calderas. Para minimizar el número de penetraciones en el recipiente (y así 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 estaba destinado a ser una alternativa británica superior a los diseños de reactores de agua ligera estadounidenses. Se promovió como un desarrollo del exitoso diseño de Magnox desde el punto de vista operativo (si no desde el punto de vista económico), y se eligió 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 reproductor rápido. - así como los reactores americanos de agua ligera a presión y de agua en ebullición (PWR y BWR) y los diseños canadienses CANDU. El CEGB llevó a cabo 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 estaciones alimentadas con carbón.
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Había 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 impaciencia los pedidos de exportación.
Por razones políticas, el CEGB recibió instrucciones de distribuir los pedidos de "primera generación" entre tres consorcios diferentes de "diseño y construcción" y una variedad de subcontratistas importantes. En consecuencia, las tres primeras estaciones CEGB, aunque compartían el mismo concepto de diseño y el mismo diseño de pin de combustible, eran completamente diferentes en el diseño de detalles. Esto también dio como resultado 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 brindar soporte durante la vida del programa a tres (más tarde cuatro) diferentes diseños de reactores AGR.
Las estaciones AGR resultaron complejas y difíciles de construir. Las malas relaciones laborales de la época se sumaron a los problemas. La estación principal, Dungeness B, se encargó en 1965 y la fecha de finalización prevista era 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 uno o dos años después, demostraron ser significativamente mejores que el diseño de Dungeness y, de hecho, se encargaron antes que Dungeness. El siguiente diseño de AGR, construido en Heysham 1 y Hartlepool, buscó reducir el costo general del diseño al reducir la huella de la estación y la cantidad 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 de mayor éxito 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, siendo el otro el Concorde . [11]
Cuando el gobierno comenzó a privatizar la industria de generación de electricidad en la década de 1980, un análisis de costos para inversionistas potenciales reveló que los verdaderos costos operativos habían estado ocultos durante muchos años. Especialmente los costes de desmantelamiento se habían subestimado significativamente. Estas incertidumbres hicieron que la energía nuclear fuera omitida de la privatización en ese momento. [9]
El prototipo de pequeña escala AGR en Sellafield (Windscale) fue desmantelado en 2010; el núcleo y el recipiente a presión fueron desmantelados, dejando solo visible el edificio "Golf Ball". 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 súper articuladas en Hunterston B y Hinkley Point B debido a 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 las raíces de los chaveteros 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 ampliaría para realizar más investigaciones, análisis y modelización. [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 cuando el reactor estaba en funcionamiento. La ONR clasificó esto como un incidente de nivel 2 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares . [13]
En agosto de 2022, hay cuatro centrales nucleares, cada una con dos AGR en funcionamiento en el Reino Unido, [14] todas las cuales son propiedad de EDF Energy y están operadas por ella :
En 2005, British Energy anunció una extensión de vida útil de 10 años en Dungeness B, que permitiría que la estación continuara operando hasta 2018, [15] y en 2007 anunció una extensión de vida útil de 5 años para Hinkley Point B y Hunterston B hasta 2016. [16 ] Las extensiones de vida en otras AGR se considerarán al menos tres años antes de sus fechas de cierre programadas.
Desde 2006, Hinkley Point B y Hunterston B se han visto restringidas a aproximadamente el 70% de la producción normal de MWe debido a problemas relacionados con las calderas que requieren que funcionen a temperaturas reducidas de las calderas. [16] En 2013, la potencia de estas dos estaciones aumentó a aproximadamente el 80% de la producción normal luego 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 que afirmaban que British Energy desconocía el alcance del 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 craqueo y que no podían monitorear los núcleos sin antes apagar los reactores. Posteriormente, British Energy emitió un comunicado confirmando que el agrietamiento de los ladrillos de grafito es un síntoma conocido de un bombardeo extenso de neutrones y que estaban trabajando en una solución al problema de monitoreo. Además, afirmaron que los reactores son examinados cada tres años como parte de las "paradas legales". [18]
El 17 de diciembre de 2010, EDF Energy anunció una extensión de vida útil de cinco años tanto para Heysham 1 como para Hartlepool para permitir una mayor generación hasta 2019. [19]
En febrero de 2012, EDF anunció que esperaba extensiones de vida útil de 7 años en promedio en todos los AGR, incluidos Heysham 1 y Hartlepool, recientemente extendidos. Estas extensiones de vida están sujetas a revisión y aprobación detalladas y no están incluidas en la tabla anterior. [20] [21]
El 4 de diciembre de 2012, EDF anunció que a Hinkley Point B y Hunterston B se les habían otorgado extensiones de vida útil de 7 años, de 2016 a 2023. [22]
El 5 de noviembre de 2013, EDF anunció que se había concedido a Hartlepool una extensión de vida útil de cinco años, de 2019 a 2024. [23]
En 2013, durante una inspección periódica se encontró un defecto en una de las ocho calderas de cápsulas del reactor A1 de Heysham. El reactor reanudó su funcionamiento a un nivel de salida más bajo con esta caldera de cápsula desactivada, hasta junio de 2014, cuando inspecciones más detalladas confirmaron una grieta en la columna de la caldera. Como precaución, Heysham A2 y la estación hermana de Hartlepool también fueron cerradas para una inspección de ocho semanas. [24] [25]
En octubre de 2014 se encontró un nuevo tipo de grieta en los ladrillos moderadores de grafito en el reactor Hunterston B. Esta grieta en la raíz del chavetero ha sido teorizada previamente pero no observada. La existencia de este tipo de grietas no afecta inmediatamente a la seguridad de un reactor; sin embargo, si el número de grietas supera un umbral, el reactor sería desmantelado, ya que las grietas no se pueden reparar. [26] [27]
En enero de 2015, Dungeness B recibió una extensión de vida útil de diez años, con una actualización de los sistemas informáticos de la sala de control y mejores defensas contra inundaciones, lo que llevó la fecha de cierre contable a 2028. [28]
En febrero de 2016, EDF amplió la vida útil de cuatro de sus ocho centrales nucleares en el Reino Unido. A Heysham 1 y Hartlepool se les extendió su vida útil cinco años hasta 2024, mientras que a Heysham 2 y Torness se les retrasó sus fechas de cierre 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 descarga 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 pasó a la fase de descarga de combustible en noviembre de 2021. [32]
El 1 de agosto de 2022 se cerró el reactor 3 de Hinkley Point B y el 6 de julio de 2022 se cerró el reactor 4. [33]
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