Reactor refrigerado por gas avanzado
El reactor avanzado refrigerado por gas (AGR) es un tipo de reactor nuclear diseñado y operado en el Reino Unido. Estos son la segunda generación de reactores británicos enfriados 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, por lo que 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, que requería un refrigerante con una sección transversal de neutrones baja, en este caso dióxido de carbono, y un moderador de neutrones eficiente, grafito. El diseño de Magnox también ejecutó temperaturas de gas relativamente bajas en comparación con otros diseños de producción de energía, lo que resultó en condiciones de vapor menos eficientes.
El diseño del AGR retuvo 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 a 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 de 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 quemado de 18.000 MWt-días por tonelada de combustible, lo que permitió una recarga de combustible menos frecuente.
El AGR prototipo entró en funcionamiento en Windscale en 1962, pero el primer AGR comercial no entró en funcionamiento hasta 1976. Entre 1976 y 1988 se construyó 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 MWt accionando un conjunto turbina-alternador de 660 MWe. Las diversas estaciones AGR producen salidas en el rango de 555 MWe a 670 MWe, aunque algunas funcionan a una salida inferior a la diseñada debido a restricciones operativas.
Diseño AGR
- Tubos de carga
- Barras de control
- Moderador de Gráficos
- Conjuntos de combustible
- Vaso de presión concreto y blindaje de radiación
- Gas circulador
- Agua
- Water circulator
- Intercambiador de calor
- Steam
El AGR se diseñó 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 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 (1 198 °F). Para obtener estas altas temperaturas y garantizar una vida útil útil del núcleo de grafito (el grafito reacciona con el CO2 a alta temperatura), se utiliza un flujo de refrigerante de reentrada 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 que se ven en una estación 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 gránulos de dióxido de uranio, enriquecidos 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 la fractura frágil, 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 los ensamblajes de la 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 consiste en inyectar nitrógeno en el refrigerante para absorber los neutrones térmicos y detener el proceso de fisión si las barras de control no logran ingresar al núcleo. Se incluye un sistema de apagado terciario que opera inyectando perlas de boro en el reactor en caso de que el reactor tenga que ser despresurizado con barras de control bajadas insuficientes. Esto significaría que la presión de nitrógeno no se puede mantener.
El AGR fue diseñado para tener una alta eficiencia térmica (proporción de electricidad generada/calor generado) de alrededor del 41 %, que es mejor que un reactor de agua a presión (PWR) moderno con una eficiencia térmica típica del 34 %. Esto se debe a la mayor temperatura de salida del refrigerante de aproximadamente 640 °C (1,184 °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 la misma potencia de salida, y el consumo de combustible de 27 000 MW(th) días por tonelada para el combustible de 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 PWR, por lo que el combustible se utiliza de forma menos eficiente, 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 reabastecerse sin apagarse primero (consulte Reabastecimiento en línea). Este reabastecimiento de combustible en carga fue una parte importante del caso económico para elegir el AGR sobre otros tipos de reactores, y en 1965 permitió que la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) y el gobierno afirmaran que el AGR produciría electricidad más barata que el mejor carbón. -centrales eléctricas alimentadas. Sin embargo, surgieron problemas de vibración del conjunto de combustible durante el reabastecimiento de combustible con carga a plena potencia, por lo que en 1988 se suspendió el reabastecimiento de combustible a plena potencia hasta mediados de la década de 1990, cuando más pruebas llevaron a que una barra de combustible se atascara en el núcleo del reactor. En los AGR, ahora solo se realiza el reabastecimiento de combustible con carga parcial o cuando están parados.
La vasija 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 puntos de ruptura), las calderas tienen un diseño de un solo paso 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 subsiguientes problemas de corrosión.
El AGR estaba destinado a ser una alternativa británica superior a los diseños de reactores de agua ligera estadounidenses. Se promocionó como un desarrollo del exitoso diseño Magnox operativamente (si no económicamente), y se eligió entre una multitud de alternativas británicas competidoras: el reactor de temperatura muy alta enfriado con helio, el reactor de agua pesada generadora de vapor y el reactor reproductor rápido. - así como los reactores estadounidenses de agua ligera a presión y de agua en ebullición (PWR y BWR) y los diseños canadienses CANDU. El CEGB realizó una evaluación económica detallada de los diseños de la competencia y concluyó que la AGR propuesta para Dungeness B generaría la electricidad más barata, más barata que cualquiera de los diseños rivales y las mejores centrales de carbón.
Historia
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Había grandes esperanzas en el diseño de AGR. 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 los pedidos de exportación se esperaban con impaciencia.
Por razones políticas se instruyó al CEGB a difundir la 'primera generación' pedidos entre tres diferentes 'design & construir' consorcios 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 pasador de combustible, eran completamente diferentes en el diseño de detalles. Esto también resultó en 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 apoyar durante la vida del programa tres (posteriormente cuatro) diferentes diseños de reactores AGR.
Las estaciones AGR demostraron ser complejas y difíciles de construir. Las relaciones laborales notoriamente malas en ese momento se sumaron a los problemas. La estación principal, Dungeness B, se ordenó en 1965 con una fecha prevista de finalización de 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.
Los siguientes diseños de reactores en Hinkley Point y Hunterston, pedidos 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 total del diseño al reducir el espacio de la estación y la cantidad de sistemas auxiliares. Sin embargo, esto condujo a dificultades en la construcción.
Los dos AGR finales en Torness y Heysham 2 volvieron a ser modificados y 'depurados' Hinkley con un margen sísmico mucho mayor y han demostrado ser los más exitosos de la flota. 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 es Concorde.
Cuando el gobierno comenzó a privatizar la industria de generación de electricidad en la década de 1980, un análisis de costos para posibles inversionistas reveló que los verdaderos costos operativos se habían ocultado durante muchos años. Los costos de desmantelamiento especialmente se habían subestimado significativamente. Estas incertidumbres hicieron que la energía nuclear fuera omitida de la privatización en ese momento.
El prototipo AGR a pequeña escala en Sellafield (Windscale) fue dado de baja en 2010: el núcleo y el recipiente a presión fueron dados de baja, dejando solo el edificio "Golf Ball" visible. 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 preocupaciones sobre la estabilidad de los reactores' núcleos de grafito. A principios de 2018, se observó una tasa ligeramente más alta de nuevas grietas en la raíz del chavetero que la modelada en el reactor 3 de Hunterston B durante una interrupción programada, y EDF anunció en mayo de 2018 que la interrupción se extendería para una mayor investigación, análisis y modelado.
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 a una condición inaceptable", y ese habría sido el estado cuando el reactor estaba en funcionamiento. La ONR clasificó este incidente como de nivel 2 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares.
Reactores AGR actuales
A partir de agosto de 2022, hay cuatro estaciones de generación nuclear, cada una con dos AGR en funcionamiento en el Reino Unido, todas las cuales son propiedad y están operadas por EDF Energy:
| AGR Power Estación | Cifras netas MWe | Construcción comenzado | Conectado a la red | Comercial operación | Contabilidad Fecha de cierre |
|---|---|---|---|---|---|
| Hartlepool | 1210 | 1968 | 1983 | 1989 | 2026 |
| Heysham 1 | 1150 | 1970 | |||
| Heysham 2 | 1250 | 1980 | 1988 | 2028 | |
| Torness | 1250 | 1980 | 1988 | 2028 | |
En 2005, British Energy anunció una ampliación de la vida útil de 10 años en Dungeness B, que hará que la estación siga funcionando hasta 2018, y en 2007 anunció una ampliación de la vida útil de 5 años para Hinkley Point B y Hunterston B hasta 2016. Extensiones de vida útil en otros AGR se considerará al menos tres años antes de sus fechas de cierre programadas.
Desde 2006, Hinkley Point B y Hunterston B se han restringido a aproximadamente el 70 % de la producción normal de MWe debido a problemas relacionados con la caldera que requieren que operen a temperaturas de caldera reducidas. En 2013 estas dos estaciones' la potencia aumentó a aproximadamente el 80% de la producción normal luego de algunas modificaciones en la planta.
En 2006, las 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 había ocurrido el agrietamiento y que no podían monitorear los núcleos sin apagar primero los reactores. British Energy emitió más tarde una declaración confirmando que el agrietamiento de los ladrillos de grafito es un síntoma conocido del bombardeo de neutrones extenso y que estaban trabajando en una solución al problema de monitoreo. Asimismo, afirmaron que los reactores eran examinados cada tres años como parte de las 'paradas reglamentarias'.
El 17 de diciembre de 2010, EDF Energy anunció una extensión de vida útil de 5 años para Heysham 1 y Hartlepool para permitir una mayor generación hasta 2019.
En febrero de 2012, EDF anunció que espera extensiones de vida útil promedio de 7 años en todos los AGR, incluidos Heysham 1 y Hartlepool, cuya vida útil se extendió recientemente. Estas extensiones de vida están sujetas a revisión y aprobación detalladas, y no están incluidas en la tabla anterior.
El 4 de diciembre de 2012, EDF anunció que Hinkley Point B y Hunterston B habían recibido extensiones de vida de 7 años, de 2016 a 2023.
El 5 de noviembre de 2013, EDF anunció que Hartlepool había recibido una extensión de vida útil de 5 años, de 2019 a 2024.
En 2013, una inspección periódica encontró un defecto en una de las ocho calderas de cápsulas del reactor A1 de Heysham. El reactor reanudó la operación a un nivel de producción más bajo con esta caldera de cápsula desactivada, hasta junio de 2014, cuando inspecciones más detalladas confirmaron una grieta en la columna vertebral de la caldera. Como precaución, Heysham A2 y la estación hermana de Hartlepool también se cerraron durante ocho semanas. inspección.
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 se ha teorizado previamente pero no se ha observado. 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 se desmantelaría, ya que las grietas no se pueden reparar.
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 defensas contra inundaciones mejoradas, lo que llevó la fecha de cierre contable a 2028.
En febrero de 2016, EDF amplió la vida útil de cuatro de sus ocho plantas de energía nuclear en el Reino Unido. Heysham 1 y Hartlepool vieron su vida extendida cinco años hasta 2024, mientras que Heysham 2 y Torness vieron sus fechas de cierre retrasadas siete años hasta 2030.
El 7 de junio de 2021, EDF anunció que Dungeness B, que había estado en una interrupción prolongada desde septiembre de 2018, pasaría a la fase de descarga de combustible con efecto inmediato.
El 15 de diciembre de 2021, EDF anunció que se espera que Heysham 2 y Torness cierren en marzo de 2028.
El 7 de enero de 2022, el reactor 4 de Hunterston B se apagó por última vez, poniendo fin a la producción después de casi 47 años. El reactor 3 había pasado a la fase de vaciado de combustible en noviembre de 2021.
El 1 de agosto de 2022, el reactor 1 de Hinkley Point B se apagó, el reactor 2 se apagó en julio de 2022.
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