reactor avanzado de agua en ebullición

El reactor avanzado de agua en ebullición ( ABWR ) es un reactor de agua en ebullición de tercera generación . Actualmente , GE Vernova, Hitachi Nuclear Energy (GVH) y Toshiba ofrecen el ABWR . Este reactor genera energía eléctrica mediante vapor que impulsa una turbina conectada a un generador; el vapor se obtiene a partir del agua mediante el calor generado por las reacciones de fisión del combustible nuclear. La unidad 6 de Kashiwazaki-Kariwa se considera el primer reactor de tercera generación del mundo.

Los reactores de agua en ebullición (BWR) son la segunda forma más común ^{[ 1 ]} de reactor de agua ligera con un diseño de ciclo directo que utiliza menos componentes grandes de suministro de vapor que el reactor de agua a presión (PWR), que emplea un ciclo indirecto. El ABWR es el estado del arte actual en reactores de agua en ebullición, y es el primer diseño de reactor de Generación III que se construyó completamente, con varios reactores terminados y en funcionamiento. Los primeros reactores se construyeron en Japón ^{[ 2 ].} Se informa que los proyectos en Taiwán y EE. UU. están por encima del presupuesto. ^{[ 3 ]}

El diseño estándar de la central ABWR tiene una producción eléctrica neta de aproximadamente1,35 GW  , generados a partir de aproximadamente3926  MW de potencia térmica.

El ABWR representa una ruta evolutiva para la familia BWR, con numerosos cambios y mejoras respecto a los diseños BWR anteriores.

Las principales áreas de mejora incluyen:

• La adición de bombas internas del reactor (RIP) montadas en el fondo del recipiente de presión del reactor (RPV) – 10 en total – que logran un rendimiento mejorado al tiempo que eliminan las grandes bombas de recirculación en la contención y las interfaces de tuberías complejas y de gran diámetro asociadas con el RPV (por ejemplo, el circuito de recirculación que se encuentra en los modelos BWR anteriores). Solo el motor de la RIP está ubicado fuera del RPV en el ABWR. Según el Documento de Control de Diseño de Nivel 1 (que es el documento certificado oficialmente por la Comisión Reguladora Nuclear que describe en general el diseño de la planta), cada RIP tiene una capacidad nominal de6912  m ³ /h .
• Las capacidades de ajuste de la varilla de control se han complementado con la adición de un accionamiento de varilla de control de movimiento fino electrohidráulico (FMCRD), que permite un ajuste de posición fino mediante un motor eléctrico, sin perder la fiabilidad o redundancia de los sistemas hidráulicos tradicionales que están diseñados para lograr una parada rápida en2,80  s desde la recepción de una señal de inicio, o ARI (inserción de varilla alternativa) en un período de tiempo mayor pero aún insignificante. El FMCRD también mejora la defensa en profundidad en caso de contingencias hidráulicas primarias y ARI.
• Un sistema de protección del reactor (RPS) totalmente digital (con copias de seguridad digitales redundantes, así como copias de seguridad manuales redundantes) garantiza un alto nivel de fiabilidad y simplificación para la detección y respuesta a condiciones de seguridad. Este sistema inicia la inserción hidráulica rápida de barras de control para la parada (conocida como SCRAM por los ingenieros nucleares) cuando sea necesario. La lógica de parada rápida de dos de cuatro por parámetro garantiza que las paradas rápidas innecesarias no se activen por fallos de un solo instrumento. El RPS también puede activar la entrada de barras ARI, FMCRD para detener la reacción en cadena nuclear. La actuación del sistema de control de líquido de reserva (SLCS) se proporciona como lógica diversa en el improbable caso de un transitorio anticipado sin SCRAM .
• Los sistemas de control de reactores totalmente digitales (con respaldo digital redundante y respaldo manual (analógico) redundante) permiten a la sala de control gestionar de forma fácil y rápida las operaciones y los procesos de la planta. Los buses de multiplexación digital redundantes, tanto para funciones de seguridad como para otras funciones, garantizan la fiabilidad y la diversidad de la instrumentación y el control.
  • En concreto, el reactor está automatizado para su puesta en marcha (es decir, para iniciar la reacción nuclear en cadena y alcanzar la potencia máxima) y para su parada estándar, utilizando únicamente sistemas automáticos. Por supuesto, los operadores humanos siguen siendo esenciales para el control y la supervisión del reactor, pero gran parte del trabajo rutinario de puesta en marcha y parada del reactor puede automatizarse a discreción del operador.
• El Sistema de Refrigeración de Emergencia del Núcleo (ECCS, por sus siglas en inglés) se ha mejorado en muchos aspectos, proporcionando un nivel muy alto de defensa en profundidad contra accidentes, contingencias e incidentes.
  • El sistema general se ha dividido en 3 divisiones; cada división es capaz, por sí sola, de reaccionar ante el accidente de falla limitante/base de diseño (DBA) más probable y finalizar el accidente antes de que se descubra el núcleo, incluso en caso de pérdida de energía externa y pérdida del suministro adecuado de agua de alimentación. Los reactores BWR anteriores tenían 2 divisiones, y se preveía que, en caso de un accidente grave, se descubriría el núcleo (pero sin daños) durante un breve período, antes de la respuesta del ECCS.
  • Dieciocho válvulas de alivio de sobrepresión de seguridad (SORV), ocho de las cuales forman parte del sistema de despresurización automática (ADS), garantizan que los eventos de sobrepresión en el recipiente de presión del reactor (RPV) se mitiguen rápidamente y que, si es necesario, el reactor pueda despresurizarse rápidamente hasta un nivel en el que se pueda utilizar el sistema de inundación del núcleo a baja presión (LPCF, el modo de alta capacidad del sistema de eliminación de calor residual , que reemplaza al LPCI y al LPCS en los modelos BWR anteriores).
  • Además, el sistema LPCF puede inyectar contra presiones mucho más altas en el recipiente de presión del reactor, lo que proporciona un mayor nivel de seguridad en caso de roturas de tamaño intermedio, que podrían ser lo suficientemente pequeñas como para provocar una despresurización natural lenta, pero lo suficientemente grandes como para que la capacidad de respuesta de los sistemas de inyección de refrigerante/rociado de núcleo de alta presión se vea superada por el tamaño de la rotura.
  • Aunque el bus de energía de Clase 1E (relacionado con la seguridad) sigue estando alimentado por 3 generadores diésel de emergencia de alta fiabilidad relacionados con la seguridad, un bus de energía adicional para la protección de la inversión en la planta, que utiliza una turbina de gas de combustión, está ubicado en el sitio para generar electricidad y proporcionar una defensa en profundidad contra contingencias de apagón en la central, así como para alimentar sistemas importantes pero no críticos para la seguridad en caso de una pérdida de energía externa.
  • Aunque una división del ECCS no tiene capacidad de inundación a alta presión (HPCF), existe una turbobomba de refrigeración de aislamiento del núcleo del reactor (RCIC) accionada por vapor y con clasificación de seguridad, que está clasificada para alta presión y cuenta con un amplio respaldo de batería para sus sistemas de instrumentación y control, lo que garantiza que la refrigeración se mantenga incluso en caso de un apagón total de la central con fallo de los 3 generadores diésel de emergencia, la turbina de gas de combustión, el respaldo de batería principal y las bombas diésel de agua contra incendios.
  • Debajo del recipiente de presión del reactor (RPV) existe una losa de hormigón armado basáltico de gran espesor que retiene cualquier material fundido del núcleo caliente que pudiera caer sobre ella en situaciones excepcionales. Además, dentro del muro que separa el pozo húmedo del pozo seco inferior, hay varios fusibles que inundan la losa utilizando el suministro de agua del pozo húmedo, lo que garantiza la refrigeración de esa zona incluso en caso de fallo de los sistemas de mitigación estándar.
• La contención se ha mejorado significativamente con respecto al tipo Mark I convencional. Al igual que este último, es del tipo de supresión de presión, diseñado para gestionar el vapor generado en caso de un transitorio, incidente o accidente, canalizándolo mediante tuberías que desembocan en una piscina de agua encerrada en el pozo húmedo (o toroide en el caso del Mark I). La baja temperatura de esta última condensa el vapor, convirtiéndolo de nuevo en agua líquida, lo que mantiene baja la presión de la contención. Cabe destacar que la contención típica de un reactor ABWR cuenta con numerosas capas reforzadas entre el interior de la contención primaria y el muro de protección exterior, y tiene forma cúbica. Una mejora importante es que el reactor tiene una aceleración sísmica estándar de parada segura de 0,3 G; además, está diseñado para resistir un tornado con  vientos superiores a 515 km/h (320 mph). El refuerzo sísmico es posible en zonas sísmicas y se ha aplicado en la central de Lungmen en Taiwán, donde se ha reforzado hasta 0,4 G en cualquier dirección. La contención se inercia con nitrógeno antes de su funcionamiento para prevenir incendios y puede desinertizarse tras la parada del reactor para su mantenimiento. ^{[ 4 ]} 
• El reactor ABWR está diseñado para una vida útil de al menos 60 años. Su diseño relativamente sencillo también implica que no es necesario reemplazar costosos generadores de vapor, lo que reduce el costo total de operación.
• Según la Evaluación de Riesgo Probabilístico de GVH , un evento de daño al núcleo no ocurriría con una frecuencia mayor a una vez cada seis millones de años, ya que la frecuencia de daño al núcleo (CDF) del ABWR es1,6 × 10 ⁻⁷ , segundo en probabilidad CDF más baja después del ESBWR .

El recipiente de presión del reactor (RPV) y el sistema de suministro de vapor nuclear (NSSS) presentan mejoras significativas, como la sustitución de las bombas de recirculación internas (RIP), eliminando los circuitos de tuberías de recirculación externas convencionales y las bombas en la contención que, a su vez, impulsan las bombas de chorro que generan un flujo forzado en el RPV. Las RIP ofrecen mejoras significativas en cuanto a fiabilidad, rendimiento y mantenimiento, incluyendo una reducción de la exposición a la radiación ocupacional relacionada con las actividades de contención durante las paradas de mantenimiento. Estas bombas son accionadas por motores de rotor húmedo con las carcasas conectadas a la parte inferior del RPV, eliminando así las tuberías de recirculación externas de gran diámetro que podrían constituir vías de fuga. Las 10 bombas de recirculación internas se ubican en la parte inferior de la región del conducto descendente del anillo (es decir, entre la cubierta del núcleo y la superficie interior del RPV). En consecuencia, las bombas de recirculación interna eliminan todas las bombas de chorro en el recipiente de presión del reactor (RPV), todas las bombas y tuberías de circuito de recirculación externo de gran tamaño, las válvulas de aislamiento y las boquillas de gran diámetro que penetraban en el RPV y que se necesitaban para aspirar agua y devolverla al mismo. Por lo tanto, este diseño reduce la fuga más grave debajo de la región del núcleo a un valor equivalente a una fuga de 51 mm (2 pulgadas ) de diámetro . La línea de productos convencional BWR3-BWR6 presenta una fuga potencial análoga de 61 mm (24 pulgadas) o más de diámetro. Una ventaja importante de este diseño es que reduce considerablemente la capacidad de flujo requerida del sistema de control de emergencia (ECCS). 

Los primeros reactores que utilizaron bombas de recirculación interna fueron diseñados por ASEA-Atom (ahora Westinghouse Electric Company, tras fusiones y adquisiciones, que pertenecía a Toshiba ) y construidos en Suecia . Estas centrales han funcionado con gran éxito durante muchos años.

Las bombas internas reducen la potencia de bombeo necesaria para el mismo caudal a aproximadamente la mitad de la requerida con el sistema de bomba de chorro con circuitos de recirculación externos. De este modo, además de las mejoras en seguridad y costes derivadas de la eliminación de las tuberías, se incrementa la eficiencia térmica general de la planta. La eliminación de las tuberías de recirculación externas también reduce la exposición a la radiación ocupacional del personal durante el mantenimiento.

Una característica operativa del diseño ABWR son los accionamientos eléctricos de precisión de las barras de control , utilizados por primera vez en los reactores BWR de AEG (posteriormente Kraftwerk Union AG, ahora AREVA ). Los reactores BWR más antiguos utilizan un sistema de pistón de bloqueo hidráulico para mover las barras de control en incrementos de seis pulgadas. El diseño de las barras de control de precisión eléctricas mejora considerablemente la precisión de la posición real de las barras de control y, de igual modo, reduce el riesgo de un accidente en el accionamiento de las barras de control, hasta el punto de que no se requiere un limitador de velocidad en la base de las palas cruciformes de las barras de control.

GE Vernova Hitachi, Hitachi-GE (la parte de GE Vernova Hitachi que opera en Japón) y Toshiba ofrecen versiones ligeramente diferentes del ABWR. ^{[ 5 ]}

En 1997, el diseño del reactor ABWR de GE-Hitachi en Estados Unidos fue certificado como diseño final en su forma definitiva por la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos , lo que significa que su rendimiento, eficiencia, producción y seguridad ya han sido verificados, lo que facilita burocráticamente su construcción en comparación con un diseño no certificado. ^{[ 6 ]}

En 2013, tras la compra de Horizon Nuclear Power , Hitachi inició el proceso de evaluación del diseño genérico del reactor Hitachi-GE ABWR con la Oficina de Regulación Nuclear del Reino Unido . ^{[ 7 ]} Este proceso se completó en diciembre de 2017. ^{[ 8 ]}

En julio de 2016, Toshiba retiró la renovación de la certificación de diseño en EE. UU. para el ABWR porque "se ha vuelto cada vez más evidente que la caída de los precios de la energía en EE. UU. impide que Toshiba espere oportunidades adicionales para proyectos de construcción de ABWR". ^{[ 9 ]}

El ABWR tiene licencia para operar en Japón, Estados Unidos y Taiwán, aunque la mayoría de los proyectos de construcción se han paralizado o archivado.

Japón y Taiwán

A diciembre de 2006 En Japón, cuatro reactores ABWR estaban en funcionamiento: las unidades 6 y 7 de Kashiwazaki-Kariwa , inauguradas en 1996 y 1997, la unidad 5 de Hamaoka , inaugurada en 2004 tras haber comenzado su construcción en 2000, y Shika 2, que inició sus operaciones comerciales el 15 de marzo de 2006. Otros dos reactores parcialmente construidos se encuentran en Lungmen , Taiwán , y uno más ( la central nuclear 3 de Shimane) en Japón. Las obras en Lungmen se detuvieron en 2014. Las obras en Shimane se detuvieron tras el terremoto de 2011. ^{[ 10 ]}

En comparación con diseños similares, los cuatro ABWR en operación a menudo se detienen debido a problemas técnicos. ^{[ 20 ]} El Organismo Internacional de Energía Atómica documenta esto con el "factor de operación" (el tiempo con suministro de electricidad en relación con el tiempo total desde el inicio de la operación comercial). Las dos primeras plantas en Kashiwazaki-Kariwa (bloque 6 y 7) alcanzan factores de operación de vida total del 70%, lo que significa que aproximadamente el 30% del tiempo, desde su puesta en servicio, no produjeron electricidad. ^{[ 21 ] [ 22 ]} Por ejemplo, en 2010 Kashiwazaki-Kariwa 6 tenía una capacidad operativa del 80,9%, y una capacidad operativa del 93% en 2011. ^{[ 23 ]} Sin embargo, en 2008 no produjo energía ya que la instalación estaba fuera de servicio por mantenimiento, y por lo tanto tuvo una capacidad operativa del 0% para ese año. ^{[ 23 ]} En contraste, otras centrales nucleares modernas como la coreana OPR-1000 o la alemana Konvoi muestran factores de operación de alrededor del 90%. ^{[ 24 ]}

La potencia de salida de los dos nuevos reactores ABWR en las centrales eléctricas de Hamaoka y Shika tuvo que reducirse debido a problemas técnicos en la sección de turbinas de vapor de las centrales. ^{[ 25 ]} Después de reducir la potencia de ambas centrales, siguen presentando un tiempo de inactividad elevado y muestran un factor de operación de vida útil inferior al 50 %. ^{[ 26 ] [ 27 ]}

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• reactor de agua de moderación reducida
• Reactor avanzado de agua pesada

• Página oficial de GE Energy para el ABWR.
• Página de Certificación de Diseño Emitida por la NRC sobre el ABWR
• Características de seguridad de ingeniería en el ABWR