La AP1000 es una planta de energía nuclear diseñada y vendida por Westinghouse Electric Company . La planta es un reactor de agua presurizada con un uso mejorado de la seguridad nuclear pasiva y muchas características de diseño destinadas a reducir su costo de capital y mejorar su rentabilidad.
El diseño se remonta al diseño SNUPPS de 4 bucles de Westinghouse , que se fabricó en varias ubicaciones alrededor del mundo. (Nota: el Sistema 80 era un sistema de suministro de vapor nuclear antiguo similar fabricado por Combustion Engineering). El desarrollo posterior del reactor de 4 bucles y la contención del condensador de hielo condujeron inicialmente al concepto AP600, con una salida más pequeña de 600 a 700 MWe, pero esto generó un interés limitado. Para competir con otros diseños que estaban aumentando de tamaño para mejorar los costos de capital , el diseño resurgió como AP1000 y encontró una serie de éxitos de diseño en este tamaño más grande.
Doce AP1000 están actualmente en funcionamiento o en construcción. Cuatro están en funcionamiento en dos sitios en China , dos en la central nuclear de Sanmen y dos en la central nuclear de Haiyang . En 2019 [actualizar], los cuatro reactores chinos se completaron y se conectaron a la red, y en 2024, hay 6 más en construcción. Dos están en funcionamiento en la planta generadora eléctrica de Vogtle en EE. UU., y el Vogtle 3 entró en funcionamiento en julio de 2023 y el Vogtle 4 en abril de 2024. La construcción en Vogtle sufrió numerosos retrasos y sobrecostes en Vogtle y VC Summer llevaron a la quiebra de Westinghouse en 2017. La construcción de los dos reactores en la central nuclear de Virgil C. Summer se canceló en 2017 tras la quiebra de Westinghouse.
Actualmente se están planificando diecinueve AP1000 más: 6 en India, 9 en Ucrania, 3 en Polonia y 1 en Bulgaria. [1]
En la actualidad, China está desarrollando versiones más avanzadas y posee los derechos de patente correspondientes. El primer AP1000 comenzó a funcionar en China en Sanmen, donde la Unidad 1 se convirtió en el primer AP1000 en alcanzar la criticidad en junio de 2018 [2] y se conectó a la red el mes siguiente. Las siguientes construcciones en China se basarán en los diseños modificados CAP1000 y CAP1400 [3] .
El diseño del AP1000 tiene su origen en dos diseños anteriores, el AP600 y el System 80 .
El diseño del Sistema 80 fue creado por Combustion Engineering y presentaba un sistema de enfriamiento de dos circuitos con un solo generador de vapor emparejado con dos bombas de refrigerante del reactor en cada circuito, lo que lo hace más simple y menos costoso que los sistemas que combinan una sola bomba de refrigerante del reactor con un generador de vapor en cada uno de dos, tres o cuatro circuitos. [4] Tres reactores completados en los EE. UU. y otros cuatro en Corea del Sur lo convirtieron en el diseño de Generación II+ más exitoso .
En 1990, el Grupo ABB compró Combustion Engineering [5] e introdujo el Sistema 80+, con una serie de cambios de diseño y mejoras de seguridad. [6] Como parte de una serie de fusiones, compras y desinversiones por parte de ABB, en 2000 el diseño fue adquirido por Westinghouse Electric Company , que a su vez había sido comprada en 1999 por British Nuclear Fuels Ltd (BNFL). [7]
Durante la década de 1990, Westinghouse había estado trabajando en un nuevo diseño conocido como AP600 con una potencia de diseño de unos 600 MWe. Este era parte del programa de Reactores Avanzados de Agua Ligera del Departamento de Energía de los Estados Unidos , que trabajaba en una serie de diseños de reactores de Generación III . A diferencia de los diseños de Generación II, el AP600 era mucho más simple, con una enorme reducción en el número total de piezas, y especialmente en las bombas. También era pasivamente seguro, una característica clave de los diseños de Generación III. [8]
El AP600 se encontraba en el extremo más pequeño de la escala de reactores. Periódicamente se introducen plantas más pequeñas porque se pueden utilizar en una variedad más amplia de mercados donde un reactor más grande es simplemente demasiado potente para atender al mercado local. La desventaja de estos diseños es que el tiempo de construcción, y por lo tanto el costo, no difieren significativamente en comparación con los diseños más grandes, por lo que estos diseños más pequeños a menudo tienen una economía menos atractiva. El AP600 abordó este problema mediante una construcción modular y tenía como objetivo pasar del primer hormigón a la carga de combustible en 36 meses. A pesar de estas características atractivas, Westinghouse no realizó ventas del AP600. [8]
Con la compra de la empresa por parte de BNFL y su fusión con ABB, surgió un diseño que combinaba las características del System 80+ con las del AP600, el AP1000. BNFL, a su vez, vendió Westinghouse Electric a Toshiba en 2005. [9]
En diciembre de 2005, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) aprobó la certificación del diseño final del AP1000. [10] Esto significó que los futuros constructores estadounidenses podían solicitar una Licencia Combinada de Construcción y Operación antes de que comenzara la construcción, cuya validez está condicionada a que la planta se construya según lo diseñado y a que cada AP1000 sea idéntico. Su diseño es el primer reactor de Generación III+ que recibe la aprobación final de diseño de la NRC. [11] En 2008, China comenzó a construir cuatro unidades del AP1000 según el diseño de 2005.
En diciembre de 2011, la NRC aprobó la construcción de la primera planta estadounidense que utilizará el diseño. [12] El 9 de febrero de 2012, la NRC aprobó la construcción de dos nuevos reactores. [13]
En 2016 y 2017, los sobrecostos en la construcción de las plantas AP1000 en los EE. UU. hicieron que Toshiba, el propietario de Westinghouse , redujera su inversión en Westinghouse en "varios miles de millones" de dólares. [14] El 14 de febrero de 2017, Toshiba retrasó la presentación de los resultados financieros y el presidente de Toshiba, Shigenori Shiga, ex presidente de Westinghouse, renunció. [15] [16] [17] El 24 de marzo de 2017, Toshiba anunció que Westinghouse Electric Company se declararía en quiebra debido a las pérdidas por 9 mil millones de dólares en proyectos de construcción de reactores nucleares, que pueden afectar el futuro del AP1000. [18] Westinghouse salió de la quiebra en agosto de 2018. [19]
El AP1000 es un reactor de agua presurizada [10] con dos circuitos de refrigeración, planificado para producir una potencia neta de 1.117 MW e . [20] Es una mejora evolutiva del AP600 , [11] esencialmente un modelo más potente con aproximadamente el mismo tamaño. [10]
Uno de los objetivos del diseño era que su construcción fuera menos costosa que la de otros reactores de Generación III , ya que se utilizaría la tecnología existente y se necesitaría menos equipo que los diseños de la competencia que tienen tres o cuatro circuitos de refrigeración. El diseño reduce la cantidad de componentes, incluidas las tuberías, los cables y las válvulas. La estandarización y la obtención de licencias de tipo también deberían ayudar a reducir el tiempo y el costo de la construcción. Debido a su diseño simplificado en comparación con un reactor de agua a presión Westinghouse de Generación II, el AP1000 tiene: [20]
El diseño del AP1000 es considerablemente más compacto en el uso de la tierra que la mayoría de los PWR existentes, y utiliza menos de una quinta parte del hormigón y las barras de refuerzo de los diseños más antiguos. [20] Se utilizó la evaluación de riesgos probabilística en el diseño de las plantas. Esto permitió la minimización de los riesgos y el cálculo de la seguridad general de la planta. Según la NRC, las plantas serán órdenes de magnitud más seguras que las del último estudio, NUREG-1150 . El AP1000 tiene una frecuencia máxima de daño al núcleo de 5,09 × 10 −7 por planta por año. [21] El combustible usado producido por el AP1000 se puede almacenar indefinidamente en agua en el sitio de la planta. [22] El combustible usado envejecido también se puede almacenar en contenedores secos sobre el suelo , de la misma manera que la flota de reactores de energía estadounidenses que opera actualmente. [20]
Los reactores de potencia de todo tipo siguen produciendo calor a partir de los productos de desintegración radiactiva incluso después de que se haya detenido la reacción principal, por lo que es necesario eliminar este calor para evitar la fusión del núcleo del reactor. En el AP1000, el sistema de refrigeración pasiva del núcleo de Westinghouse utiliza un tanque de agua situado encima del reactor. Cuando se activa el sistema de refrigeración pasiva, el agua fluye por gravedad hasta la parte superior del reactor, donde se evapora para eliminar el calor. El sistema utiliza múltiples válvulas operadas por explosivos y por corriente continua que deben funcionar en los primeros 30 minutos. Esto está diseñado para que suceda incluso si los operadores del reactor no toman ninguna medida. [23] El sistema eléctrico necesario para iniciar los sistemas pasivos no depende de energía externa o diésel y las válvulas no dependen de sistemas hidráulicos o de aire comprimido. [10] [24] El diseño está pensado para eliminar pasivamente el calor durante 72 horas, después de las cuales su tanque de agua de drenaje por gravedad debe rellenarse durante el tiempo que se requiera refrigeración. [20] El reactor utiliza bombas de motor encapsuladas que están selladas herméticamente, no utilizan sellos de bomba de refrigerante del reactor y están montadas directamente en la parte inferior de los generadores de vapor. Esto reduce la cantidad de tuberías de gran diámetro del circuito primario. [25] [26] [27]
La revisión 15 del diseño del AP1000 tiene una estructura de contención inusual que recibió la aprobación de la NRC, después de un Informe de Evaluación de Seguridad, [28] y una Norma de Certificación de Diseño. [29] Las revisiones 17, 18 y 19 también fueron aprobadas. [30]
En abril de 2010, algunas organizaciones ambientalistas pidieron a la NRC que investigara las posibles limitaciones en el diseño del reactor AP1000. Estos grupos pidieron a tres agencias federales que suspendieran el proceso de concesión de licencias porque creían que la contención en el nuevo diseño es más débil que la de los reactores existentes. [31]
En abril de 2010, Arnold Gundersen , un ingeniero nuclear contratado por varios grupos antinucleares , publicó un informe que exploraba un riesgo asociado con la posible oxidación del revestimiento de acero de la estructura de contención. En el diseño del AP1000, el revestimiento y el hormigón están separados, y si el acero se oxida, "no hay contención de respaldo detrás de él", según Gundersen. [32] Si la cúpula se oxidara, el diseño expulsaría contaminantes radiactivos y la planta "podría entregar una dosis de radiación al público que es 10 veces mayor que el límite de la NRC", según Gundersen. Vaughn Gilbert, un portavoz de Westinghouse, ha cuestionado la evaluación de Gundersen, afirmando que el recipiente de contención de acero del AP1000 es entre tres y media y cinco veces más grueso que los revestimientos utilizados en los diseños actuales, y que la corrosión sería fácilmente evidente durante la inspección de rutina. [32]
Edwin Lyman , científico de alto nivel de la Unión de Científicos Preocupados , ha cuestionado las opciones de diseño específicas para ahorrar costos que se tomaron tanto para el AP1000 como para el ESBWR , otro diseño nuevo. Lyman está preocupado por la resistencia del recipiente de contención de acero y el escudo de hormigón que rodea al AP1000, y afirma que su recipiente de contención no tiene márgenes de seguridad suficientes. [33]
John Ma, un ingeniero estructural de alto nivel de la NRC, fue citado sobre su postura sobre el reactor nuclear AP1000. [33]
En 2009, la NRC introdujo un cambio en la seguridad relacionado con los acontecimientos del 11 de septiembre, al dictaminar que todas las plantas debían diseñarse para soportar el impacto directo de un avión. Para cumplir con el nuevo requisito, Westinghouse revistió las paredes de hormigón de los edificios AP1000 con placas de acero. El año pasado, Ma, miembro de la NRC desde su creación en 1974, presentó la primera "disidencia" de su carrera después de que la NRC concediera la aprobación del diseño. En ella, Ma argumenta que algunas partes de la piel de acero son tan frágiles que la "energía del impacto" de un avión o de un proyectil impulsado por una tormenta podría destrozar la pared. Un equipo de expertos en ingeniería contratado por Westinghouse no estuvo de acuerdo... [33]
En 2010, tras las preocupaciones iniciales de Ma, la NRC cuestionó la durabilidad del escudo original del reactor AP1000 frente a eventos externos severos como terremotos, huracanes y colisiones de aviones. En respuesta a estas preocupaciones, Westinghouse preparó un diseño modificado. [34] Este diseño modificado satisfizo a la NRC, con la excepción de Ma, de ahí la "no conformidad". En contraste con la decisión de la NRC, Ma creía que los códigos informáticos utilizados para analizar el diseño modificado no eran lo suficientemente precisos y algunos de los materiales utilizados eran demasiado frágiles. [35]
Un ingeniero consultor estadounidense también criticó el diseño de contención del AP1000 argumentando que, en el caso de un accidente de diseño , podría liberar radiación; Westinghouse ha negado la afirmación. [36] La NRC completó la revisión general de la certificación del diseño del AP1000 modificado en septiembre de 2011. [37]
En mayo de 2011, los reguladores del gobierno estadounidense encontraron problemas adicionales con el diseño del edificio de protección de los nuevos reactores. El presidente de la Comisión Reguladora Nuclear dijo que: los cálculos presentados por Westinghouse sobre el diseño del edificio parecían ser incorrectos y "habían dado lugar a más preguntas"; la empresa no había utilizado un rango de temperaturas posibles para calcular las tensiones sísmicas potenciales en el edificio de protección en caso de, por ejemplo, un terremoto; y que la comisión estaba pidiendo a Westinghouse no sólo que corrigiera sus cálculos sino también que explicara por qué presentó información errónea en primer lugar. Westinghouse dijo que los elementos que la comisión estaba pidiendo no eran "significativos para la seguridad". [38]
En noviembre de 2011, Arnold Gundersen publicó un nuevo informe en nombre del Grupo de Supervisión del AP1000 , que incluye a Amigos de la Tierra y Madres contra la Radiación del Río Tennessee. El informe destacó seis áreas de gran preocupación y cuestiones de seguridad no revisadas que requieren una revisión técnica inmediata por parte de la NRC. El informe concluyó que la certificación del AP1000 debería retrasarse hasta que se resuelvan las "cuestiones de seguridad sin respuesta" originales y actuales planteadas por el Grupo de Supervisión del AP1000 . [39]
En 2012, Ellen Vancko, de la Unión de Científicos Preocupados, dijo que "el Westinghouse AP1000 tiene una contención más débil, menos redundancia en los sistemas de seguridad y menos características de seguridad que los reactores actuales". [40] En respuesta a las preocupaciones de la Sra. Vancko, el autor de políticas climáticas e ingeniero nuclear retirado Zvi J. Doron, respondió que la seguridad del AP1000 se ve reforzada por menos componentes activos, no comprometida como sugiere la Sra. Vancko. [40] En contraste directo con los reactores que operan actualmente, el AP1000 ha sido diseñado en torno al concepto de seguridad nuclear pasiva . En octubre de 2013, Li Yulun, ex vicepresidente de la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC), expresó su preocupación por los estándares de seguridad de la retrasada planta de energía nuclear de tercera generación AP1000 que se está construyendo en Sanmen, debido al diseño en constante cambio y, en consecuencia, no probado. Citando la falta de historial de funcionamiento, también cuestionó la afirmación del fabricante de que las "bombas de motor enlatadas del sistema primario" del reactor AP1000 [41] estaban "libres de mantenimiento" durante 60 años, la vida útil asumida del reactor, y señaló que la expansión de 600 a 1.000 megavatios aún no ha sido probada comercialmente. [42]
En 2008 y 2009, Westinghouse firmó acuerdos para trabajar con la Corporación Estatal de Tecnología Nuclear de China (SNPTC) y otros institutos para desarrollar un diseño más grande, el CAP1400 de 1.400 MW e de capacidad, posiblemente seguido por un diseño de 1.700 MW e . China será dueña de los derechos de patente para estos diseños más grandes. La exportación de las nuevas unidades más grandes podría ser posible con la cooperación de Westinghouse. [43] [44]
En septiembre de 2014, el regulador nuclear chino aprobó el análisis de seguridad del diseño después de una revisión de 17 meses. [45] En mayo de 2015, el diseño del CAP1400 pasó una Revisión Genérica de Seguridad del Reactor de la Agencia Internacional de Energía Atómica . [46]
En diciembre de 2009, se creó una empresa conjunta china para construir un CAP1400 inicial cerca del HTR-PM en la planta de energía nuclear de Shidao Bay . [43] [47] En 2015, comenzó la preparación del sitio y se esperaba la aprobación para avanzar a fines de año. [48] [49] En marzo de 2017, el primer recipiente de presión del reactor CAP1400 pasó las pruebas de presión. [50] Se está fabricando el equipo para el CAP1400 y, a partir de 2020, la construcción preliminar está en marcha. [51] [52]
En febrero de 2019, el Instituto de Investigación y Diseño de Ingeniería Nuclear de Shanghái anunció que había comenzado el proceso de diseño conceptual del CAP1700. [53]
Se han construido cuatro reactores AP1000 en China, dos en la central nuclear de Sanmen en Zhejiang y dos en la central nuclear de Haiyang en Shandong . [54] Los AP1000 Sanmen 1 y 2 se conectaron a la red el 2 de julio de 2018 y el 24 de agosto de 2018, respectivamente. [55] Haiyang 1 inició su operación comercial el 22 de octubre de 2018, [56] y Haiyang 2 el 9 de enero de 2019. [57]
En 2014, China First Heavy Industries fabricó el primer recipiente de presión del reactor AP1000 de producción nacional, para la segunda unidad AP1000 de la central nuclear de Sanmen . [58]
Los primeros cuatro AP1000 que se construirán corresponden a una revisión anterior del diseño sin una estructura de contención reforzada para proporcionar una protección mejorada contra un accidente aéreo. [59] China había adoptado oficialmente el AP1000 como estándar para proyectos nucleares interiores. [60] Tras la quiebra de Westinghouse en 2017, China decidió en 2019 construir el Hualong One de diseño nacional en lugar del AP1000 en Zhangzhou . [61]
Después de 2019, todos los planes para futuras unidades AP1000 fueron reemplazados por unidades CAP1000 , que son una estandarización local del diseño AP1000, de transición al CAP1400 . Se dice que tiene costos reducidos y atributos de operación y mantenimiento mejorados. [3]
En 2021, se han realizado los preparativos del sitio para Haiyang , Lufeng , Sanmen y Xudabao para la construcción de ocho unidades CAP-1000 adicionales. Sin embargo, la mayoría de estos proyectos están paralizados, ya que la construcción de todas las unidades CAP-1000 se ha ralentizado significativamente.
En el sitio de Xudabao , la construcción de dos unidades VVER-1200 para Xudabao 3 y 4 se inició en 2021, mientras que las unidades CAP1000 planificadas para la fase 1 y 2 aún están en suspenso. [3] El 20 de abril de 2022, el Consejo de Estado aprobó la construcción de Haiyang 3 y 4 y Sanmen 3 y 4. Sin embargo, se decidió construir primero Lufeng 5, utilizando una unidad Hualong One , en lugar de las unidades CAP1000 para Lufeng 1-4 que ya habían sido aprobadas por la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. [62] [3] El 14 de septiembre de 2022, el Consejo de Estado aprobó la construcción de Lianjiang 1 y 2. [63]
En octubre de 2015 se anunció que la tecnología para la planta de energía nuclear de İğneada en Turquía provendrá de la empresa estadounidense Westinghouse Electric Company en forma de dos AP1000 y dos CAP1400 . [64]
En 2016, el Ministro de Energía y Recursos Naturales de la República de Turquía , Berat Albayrak , inspeccionó la Central Nuclear AP 1000 Shangdong Haiyang, que pertenece a la Corporación Nacional Estatal de Tecnología Nuclear de China ( SNPTC ), una subsidiaria de la Corporación Estatal de Inversión en Electricidad de China (SPIC).[2]
Se han puesto en funcionamiento dos reactores en la planta generadora de energía eléctrica de Vogtle, en el estado de Georgia (Unidades 3 y 4).
En Carolina del Sur , se estaban construyendo dos unidades en la central nuclear Virgil C. Summer (unidades 2 y 3). [65] El proyecto se abandonó en julio de 2017, 4 años después de su inicio, debido a la reciente quiebra de Westinghouse, importantes sobrecostos, retrasos significativos y otros problemas. [66] El accionista principal del proyecto ( SCANA ) inicialmente favoreció un plan para abandonar el desarrollo de la Unidad 3, mientras se completaba la Unidad 2. El plan dependía de la aprobación de un accionista minoritario ( Santee Cooper ). La junta de Santee Cooper votó para cesar toda la construcción, lo que resultó en la terminación de todo el proyecto.
Los cuatro reactores eran idénticos y los dos proyectos se desarrollaron en paralelo: estaba previsto que los dos primeros reactores (Vogtle 3 y Summer 2) entraran en funcionamiento en 2019 y los dos restantes (Vogtle 4 y Summer 3) en 2020. [67] [68] Después de que Westinghouse se declarara en quiebra el 29 de marzo de 2017, la construcción se estancó.
El 9 de abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo contractual con Westinghouse y Shaw para la construcción de dos reactores AP1000 en Vogtle. [69] El contrato representa el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear desde el accidente de Three Mile Island en 1979. [70] La solicitud de licencia para el sitio de Vogtle se basa en la revisión 18 del diseño del AP1000. [71] El 16 de febrero de 2010, el presidente Obama anunció 8.330 millones de dólares en garantías de préstamos federales para construir las dos unidades AP1000 en la planta de Vogtle. [72] Se proyectó que el costo de construcción de los dos reactores sería de 14.000 millones de dólares, pero desde entonces ha aumentado a 30.000 millones de dólares con solo un reactor en línea y el segundo en construcción. [73] [74] Georgia Power, propietaria del 45,7% de Vogtle, retrasó las fechas de puesta en servicio previstas para la Unidad 4 hasta el cuarto trimestre de 2023 o el primer trimestre de 2024. [75]
Los grupos ambientalistas que se oponen a la concesión de licencias para los dos nuevos reactores AP1000 que se construirán en Vogtle presentaron una nueva petición en abril de 2011 pidiendo a la comisión de la Comisión Reguladora Nuclear que suspendiera el proceso de concesión de licencias hasta que se supiera más sobre la evolución de los accidentes nucleares de Fukushima I. [76] En febrero de 2012, nueve grupos ambientalistas presentaron una impugnación colectiva a la certificación del diseño del reactor de Vogtle y en marzo presentaron una impugnación a la licencia de Vogtle. En mayo de 2013, el Tribunal de Apelaciones de los Estados Unidos falló a favor de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC).
En febrero de 2012, la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos aprobó los dos reactores propuestos en la planta de Vogtle. [77]
En octubre de 2014 se anunció un retraso de al menos un año y costos adicionales de 1200 millones de dólares para VC Summer, en gran medida debido a demoras en la fabricación. Se esperaba que la Unidad 2 estuviera prácticamente terminada a fines de 2018 o principios de 2019, y la Unidad 3 aproximadamente un año después. [78]
En octubre de 2013, el secretario de energía de Estados Unidos, Ernest Moniz, anunció que China suministraría componentes a las centrales nucleares estadounidenses en construcción como parte de un acuerdo de cooperación bilateral entre los dos países. Desde que la State Nuclear Power Technology Corporation (SNPTC) de China adquirió la tecnología AP1000 de Westinghouses en 2006, ha desarrollado una cadena de suministro de fabricación capaz de abastecer proyectos energéticos internacionales. Los analistas de la industria han destacado una serie de problemas que enfrenta la expansión de China en el mercado nuclear, incluidas las brechas continuas en su cadena de suministro, junto con los temores occidentales a la interferencia política y la inexperiencia china en la economía de la energía nuclear. [79]
El 31 de julio de 2017, después de una revisión exhaustiva de los costos de construcción de las Unidades 2 y 3, South Carolina Electric and Gas decidió detener la construcción de los reactores en VC Summer y presentará una petición de aprobación de abandono ante la Comisión de Servicio Público de Carolina del Sur. [80]
El 14 de octubre de 2022, Georgia Power anunció que había comenzado la carga de combustible nuclear en la Unidad 3 de Vogtle. [81]
El 1 de abril de 2023, Georgia Power anunció que la Unidad 3 de Vogtle se había conectado a la red y había comenzado a suministrar electricidad por primera vez, [82] y el 29 de mayo, la Unidad 3 alcanzó su máxima potencia de salida diseñada. [83]
Las pruebas funcionales en caliente de la Unidad 4 de Vogtle se completaron el 1 de mayo de 2023. [84] Entró en operación comercial en marzo de 2024. [85]
El 31 de agosto de 2021, el director de SE NNEGC Energoatom, Petro Kotin, y el presidente y director ejecutivo de Westinghouse, Patrick Fragman, firmaron un memorando de cooperación para la construcción de reactores AP1000 de Westinghouse en Ucrania. El contrato se firmó el 22 de noviembre de 2021. El memorando y el contrato entre las dos empresas se refieren a la finalización de la unidad 4 de la central nuclear de Jmelnitski con el AP1000, así como de cuatro unidades de energía más de otras centrales nucleares de Ucrania. [86] [87]
Polonia planea construir tres reactores AP1000 en Choczewo , cerca del Mar Báltico, [88] el sitio se llama Lubiatowo-Kopalino. [89]
En junio de 2016, Estados Unidos y la India acordaron construir seis reactores AP1000 en la India como parte del acuerdo nuclear civil firmado por ambos países. [90] La empresa matriz de Westinghouse, Toshiba, decidió en 2017 retirarse de la construcción de plantas de energía nuclear, tras dificultades financieras, lo que dejó en duda el acuerdo propuesto. [91] Durante una visita a la India en febrero de 2020 del presidente estadounidense Donald Trump , se esperaba que Westinghouse firmara un nuevo acuerdo con la estatal Nuclear Power Corporation of India para el suministro de seis reactores nucleares. Sin embargo, debido a desacuerdos sobre la responsabilidad y el diseño, esto no se llevó a cabo. [92] [93]
En diciembre de 2013, Toshiba , a través de su filial Westinghouse , compró una participación del 60% de NuGeneration , con la intención de construir tres AP1000 en Moorside, cerca del sitio de reprocesamiento nuclear de Sellafield en Cumbria , Inglaterra , con una fecha de primera operación prevista para 2024. [94]
El 28 de marzo de 2017, la Oficina de Regulación Nuclear (ONR, Reino Unido) emitió una Confirmación de Aceptación de Diseño para el diseño AP1000, indicando que 51 problemas identificados en 2011 habían recibido una respuesta adecuada. [95] [96] Sin embargo, al día siguiente, el diseñador, Westinghouse, se declaró en quiebra según el Capítulo 11 en los EE. UU. debido a pérdidas de 9 mil millones de dólares en sus proyectos de construcción de reactores nucleares, principalmente la construcción de cuatro reactores AP1000 en los EE. UU. [97] En 2018, tras un intento fallido de vender NuGeneration, Toshiba decidió liquidar la empresa y abandonar el proyecto. [98] [99] [100]
En marzo de 2019, la Unidad 2 de Sanmen se cerró debido a un defecto en la bomba de refrigerante del reactor [41] . Curtiss-Wright envió una bomba de reemplazo desde los EE. UU . Ha habido problemas anteriores con estas bombas, y varias bombas fueron devueltas desde China. Las bombas son las bombas herméticamente selladas más grandes que se utilizan en un reactor nuclear. Westinghouse y Curtiss-Wright están en una disputa financiera sobre la responsabilidad de los costos de los retrasos en la entrega de las bombas. [101] [102]
