La central nuclear de Kori ( en coreano : 고리원자력발전소; en hanja : 古里原子力發電所) es una central nuclear de Corea del Sur situada en Kori, un pueblo suburbano de Busan . Es la segunda central nuclear más grande del mundo en pleno funcionamiento por número total de reactores y por el número de reactores actualmente operativos desde 2016, después de que superara en capacidad nominal a la central nuclear Bruce de Canadá . Es propiedad de Korea Hydro & Nuclear Power , una subsidiaria de KEPCO , y está operada por ella. El primer reactor comenzó a operar comercialmente en 1978 y funcionó hasta 2017, cuando fue desmantelado. Las unidades 2, 3 y 4 comenzaron a operar comercialmente en la década de 1980. Todos los reactores del sitio son reactores de agua presurizada .
En 2006 se inició la ampliación de la planta, que añadió cuatro nuevos reactores de origen coreano, los denominados reactores Shin Kori (en coreano: 신고리; shin 신 significa "nuevo"). El primer par de reactores Shin Kori son del diseño OPR-1000 , mientras que los dos segundos son del diseño APR-1400 . Shin Kori 1 y 2 entraron en operaciones comerciales en 2011 y 2012 respectivamente, y Shin Kori 3 y 4 entraron en operaciones comerciales en 2016 y 2019. La construcción de otros dos reactores APR-1400, conocidos como Shin Kori-5 y Shin Kori-6, se inició en abril de 2017 y septiembre de 2018, respectivamente. [1] [2]
En noviembre de 2019, se instaló el recipiente de presión del reactor APR-1400 de 1340 MWe que se alojará en Shin Kori 5. [3] En noviembre de 2019 [actualizar], la construcción de Shin Kori 5 y 6 estaba completa en un 51 por ciento. [3]
La central nuclear de Kori se convirtió en la mayor central nuclear operativa del mundo por capacidad nominal después de la puesta en servicio de Shin Kori 4. Solo la central nuclear de Kashiwazaki-Kariwa tiene una capacidad nominal mayor, aunque quedó inactiva después del desastre nuclear de Fukushima Daiichi de 2011 y no se ha reiniciado a partir de 2023 [actualizar].
La central Kori-1 se cerró en junio de 2017 antes de su desmantelamiento, que comenzará en 2022, una vez que se haya retirado el combustible nuclear gastado . [9] El desmantelamiento tardará 15 años en completarse y tendrá un costo estimado de 719 400 millones de wones (639,5 millones de dólares estadounidenses). [10]
El 9 de febrero de 2012, durante una parada de reabastecimiento de combustible, se produjo una pérdida de suministro eléctrico externo (LOOP) y el generador diésel de emergencia (EDG) 'B' no arrancó mientras el EDG 'A' estaba fuera de servicio por mantenimiento programado, lo que provocó un apagón en la estación (SBO). El suministro eléctrico externo se restableció 12 minutos después de que comenzara la condición de SBO.
El error de LOOP se debió a un error humano durante una prueba del relé de protección del generador principal. El fallo del arranque del generador de energía eléctrica 'B' se debió a la falla del sistema de arranque neumático del generador de energía eléctrica. Una investigación posterior reveló que la empresa de servicios públicos no ejerció el control adecuado de la configuración de la distribución eléctrica para garantizar la disponibilidad del transformador auxiliar de la estación (SAT) mientras realizaba la prueba en el transformador auxiliar de la unidad (UAT).
Después de restablecer la energía externa a través del SAT, los operadores finalmente recuperaron la refrigeración de apagado al restablecer la energía a una bomba de extracción de calor residual. Durante la pérdida de refrigeración de apagado durante 19 minutos, la temperatura máxima del refrigerante del reactor en el tramo caliente aumentó de 37 °C a 58,3 °C (un aumento de aproximadamente 21,3 °C), y la temperatura de la piscina de combustible gastado aumentó ligeramente de 21 °C a 21,5 °C. No hubo efectos adversos en la seguridad de la planta como resultado de este evento, no hubo exposición a la radiación para los trabajadores y no se liberaron materiales radiactivos al medio ambiente. Sin embargo, en contra de los requisitos, el titular de la licencia no informó el evento SBO al organismo regulador de manera oportuna y no declaró el estado de "alerta" del evento de acuerdo con el plan de emergencia de la planta. El titular de la licencia informó este evento al organismo regulador aproximadamente un mes después de que el evento hubiera ocurrido. [11]
El 2 de octubre de 2012 a las 8:10 am, el Shin Kori-1 fue apagado después de que una señal de advertencia indicara un mal funcionamiento en el sistema de barra de control que desencadenó una investigación [ cita requerida ] para verificar la causa exacta del problema. [12]
En junio de 2013, se cerró el Kori-2 y se ordenó que el Kori-1 permaneciera fuera de línea hasta que se reemplazara el cableado de control relacionado con la seguridad con certificados de seguridad falsificados. [13] El cableado de control instalado en los APR-1400 en construcción no pasó las pruebas de llama y otras, por lo que necesita ser reemplazado, lo que retrasa la construcción hasta un año. [14]
En octubre de 2013, el cable instalado en Shin Kori-3 no superó las pruebas de seguridad, incluidas las pruebas de llama. Su sustitución por un cable fabricado en Estados Unidos retrasó la puesta en marcha de la planta, [14] [15] que finalmente entró en funcionamiento comercial con tres años de retraso. [5]
Medios relacionados con la central nuclear de Kori en Wikimedia Commons
