Centrales nucleares de Dungeness

Las centrales nucleares de Dungeness son un par de centrales nucleares inactivas situadas en el promontorio de Dungeness, al sur de Kent , Inglaterra.

Dungeness A es una antigua central eléctrica Magnox que consta de dos reactores de 250 MWe que se conectaron a la red eléctrica nacional en 1965 y llegaron al final de su vida útil en 2006. Su desmantelamiento está siendo gestionado por Nuclear Restoration Services . 

Dungeness B es una central eléctrica de reactor avanzado refrigerado por gas (AGR) que consta de dos reactores de 520 MWe , los cuales entraron en funcionamiento en 1983 y 1985. Fueron los primeros de una serie de reactores AGR construidos en el Reino Unido. En marzo de 2009, problemas inesperados detectados durante una parada de mantenimiento en la unidad B21 provocaron que el reactor permaneciera fuera de servicio durante casi 18 meses. En 2015, la planta recibió mejoras y se le concedió una segunda extensión de vida útil de diez años, hasta 2028. En septiembre de 2018, cuando ambas unidades se detuvieron para un mantenimiento programado, EDF se enfrentó a "desafíos técnicos significativos y continuos" que finalmente llevaron al anuncio de su cierre el 7 de junio de 2021. 

Dungeness A es una antigua central eléctrica Magnox que se conectó a la Red Nacional en 1965 y ha llegado al final de su vida útil. Contaba con dos reactores nucleares que producían 219  MW de electricidad cada uno, con una capacidad total de 438  MW. ^{[ 1 ]} La construcción fue realizada por un consorcio conocido como Nuclear Power Group ('TNPG'). ^{[ 2 ]} Los reactores fueron suministrados por TNPG y las turbinas por CA Parsons & Co. [ ^{1 ] Originalmente} había cuatro  turboalternadores de 142,5 MW, que posteriormente se redujeron a  máquinas de 106 MW. ^{[ 3 ]} La presión y la temperatura del vapor en las válvulas de parada de la turbina eran de 535 psi (36,9 bar) y 391 °C (736 °F) . ^{[ 3 ]}    

Dungeness B es una central eléctrica de reactor avanzado refrigerado por gas (AGR) que consta de dos reactores de 1496 MWt , que comenzaron a operar en 1983 y 1985 respectivamente. Dungeness B fue la primera central eléctrica AGR a escala comercial que se construyó. Su diseño se basó en el prototipo AGR Windscale, mucho más pequeño. El contrato de 89 millones de libras esterlinas se adjudicó en agosto de 1965 a Atomic Power Construction ('APC'), ^{[ 12 ]} un consorcio respaldado por Crompton Parkinson , Fairey Engineering , International Combustion y Richardsons Westgarth . ^{[ 2 ]} La fecha de finalización se fijó para 1970.  

Durante la construcción, se encontraron muchos problemas al ampliar el diseño de WAGR. Los problemas con la construcción del revestimiento del recipiente de presión lo habían deformado, de modo que las calderas, que debían encajar en un espacio anular entre el reactor y el recipiente de presión, no pudieron instalarse, y el revestimiento tuvo que ser parcialmente desmantelado y reconstruido. Este trabajo costó alrededor de 200 000 libras esterlinas, pero hubo un costo enorme al financiar 18 meses adicionales improductivos para una central eléctrica que costó alrededor de 100  millones de libras esterlinas, de la cual el 60 % ya estaba completado. ^{[ 13 ]} También se descubrieron serios problemas con el diseño de las calderas, que debían soportar el impacto del dióxido de carbono caliente ( _CO₂ ) , presurizado a 600 libras por pulgada cuadrada (4100 kPa ) y bombeado a través del circuito de refrigeración del reactor por enormes circuladores de gas. Como consecuencia, las carcasas, los soportes y los soportes de los tubos tuvieron que ser rediseñados. El coste de las modificaciones y la financiación durante los retrasos provocaron graves presiones financieras para el consorcio y sus patrocinadores, y en 1969 APC quebró y entró en concurso de acreedores. 

La CEGB asumió la gestión del proyecto, impuso sanciones leves para no perjudicar a Fairey e International Combustion, y designó a British Nuclear Design and Construction (BNDC) como contratista principal. En 1971, los problemas de corrosión de los componentes de acero dulce en los reactores Magnox de primera generación causaron preocupación entre los diseñadores. Los acoplamientos de sujeción Dungeness B —enlaces mecánicos que mantenían el núcleo de grafito en su lugar, permitiendo a la vez su expansión y contracción en respuesta a los cambios de temperatura— estaban hechos de acero dulce y podían estar sujetos a la misma corrosión. Se decidió reemplazarlos por componentes hechos de un nuevo material. ^{[ 14 ]} En 1972, se encontraron problemas con el alambre galvanizado que se utilizaba para conectar termopares a los tubos de caldera de acero inoxidable. Durante el tratamiento térmico de los tubos a temperaturas de hasta 1050 °C (1920 °F) , el zinc galvanizado se difundió en los tubos y los volvió quebradizos. El coste había ascendido para entonces a 170 millones de libras esterlinas. ^{[ 15 ]} En 1975, la CEGB informó que la central eléctrica no se completaría hasta 1977 y que su costo había aumentado a 280 millones de libras esterlinas. ^{[ 16 ]} En 1979, el costo había aumentado aún más a 410 millones de libras esterlinas. ^{[ 17 ]}     

El reactor 1 generó energía por primera vez el 3 de abril de 1983, con 13 años de retraso y a un costo de 685  millones de libras esterlinas, cuatro veces la estimación inicial en términos ajustados a la inflación. ^{[ 18 ]} El consorcio de construcción original se había disuelto. ^{[ 19 ]}

Al igual que en la central "A", las turbinas fueron construidas por CA Parsons & Company ^{[ 1 ]} y la central cuenta con dos grupos turboalternadores de 660 MWe , que producen una potencia máxima de 1320 MWe, ^{[ 10 ]} aunque la potencia neta es de 1090 MWe después de considerar la carga de la central y reducir la potencia del reactor debido a problemas de corrosión y vibraciones. ^{[ 20 ]}   

En 2005, la fecha de cierre de la central se prorrogó diez años desde 2008, lo que le permitiría seguir funcionando hasta 2018, 35 años después de su primera generación de energía. ^{[ 21 ]}

En marzo de 2009, se encontraron problemas graves cuando la Unidad 21 fue cerrada para mantenimiento, y el reactor permaneció fuera de servicio durante casi 18 meses. ^{[ 22 ] [ 23 ]} El 24 de noviembre de 2009, un pequeño incendio en el anexo de calderas de la Unidad 22 provocó que el segundo reactor también fuera cerrado. Posteriormente, la Unidad 22 ha sido cerrada intermitentemente durante varios meses seguidos. La Unidad 21 se reinició en agosto de 2010. ^{[ 24 ] [ 25 ] [ 26 ]} Las paradas no planificadas continuaron en 2011, ^{[ 27 ] [ 28 ]} con la Unidad 21 fuera de servicio para reparaciones desde noviembre de 2011 hasta marzo de 2012. ^{[ 29 ]}

En 2015, la planta recibió otra extensión de vida útil de diez años, lo que permitió 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. ^{[ 30 ]}

El 15 de abril de 2009, Dungeness se incluyó en una lista de 11 posibles emplazamientos para nuevas centrales nucleares, a petición de EDF Energy , propietaria y operadora de Dungeness B. ^{[ 42 ]} El gobierno no incluyó Dungeness C en su borrador de Declaración de Política Nacional publicado el 9 de noviembre de 2009, alegando razones medioambientales y preocupaciones sobre la erosión costera y el riesgo de inundaciones asociado. ^{[ 43 ]} El emplazamiento fue descartado por el Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático, Chris Huhne, en octubre de 2010, y la lista del gobierno anterior de once posibles emplazamientos se redujo a ocho. ^{[ 44 ]} A pesar de estas preocupaciones medioambientales, el diputado conservador local Damian Collins , apoyado por algunos residentes, presionó al Parlamento para que reconsiderara esa postura. ^{[ 45 ] [ 46 ]}

Entre 1961 y 1984, la central eléctrica de Dungeness también albergó las válvulas de arco de mercurio de la planta inversora estática, que convertía la corriente alterna en corriente continua para su transmisión a través del HVDC Cross-Channel , el cable de alta tensión de corriente continua que transportaba energía eléctrica a través del Canal de la Mancha hasta Francia. En 1983, un nuevo inversor más potente en Sellindge sustituyó a esta instalación.

Ambas centrales fueron construidas, propiedad y operadas originalmente por la CEGB. Tras la privatización del sector del suministro eléctrico y la posterior privatización parcial del sector de la generación de energía nuclear, ahora pertenecen a dos entidades diferentes: la central original Magnox Dungeness A al organismo gubernamental no departamental NDA y la más reciente AGR Dungeness B a EDF Energy.

Las estaciones están construidas sobre una gran área de guijarros expuestos , que mide 12 por 6 kilómetros (7,5 por 3,7 millas) , depositados por el mar y acumulados a lo largo de miles de años. Toda el área se desplaza lentamente hacia el norte y el este a medida que el mar mueve los guijarros de un lado del cabo al otro. Está rodeada por una reserva natural de Interés Científico Especial (SSSI). Una flota de camiones se utiliza para el mantenimiento continuo de las defensas costeras de guijarros para la planta, ya que de lo contrario la erosión costera los desplazaría a una tasa estimada de 6 metros (20 pies) por año. Alrededor de 30.000 metros cúbicos (39.000 yardas cúbicas ) de guijarros se mueven cada año. Parece que la sedimentación en la costa norte del cabo no compensa la erosión, aunque las centrales eléctricas están aproximadamente a 1 kilómetro (0,62 millas) al oeste de esa costa. En total, se mueven anualmente 90 000 metros cúbicos (120 000 yardas cúbicas ) a lo largo de tramos de la costa entre Pett Level y Hythe . Esto es necesario para la seguridad de toda la zona, incluidas las centrales eléctricas. Durante su funcionamiento, se extraían y devolvían al mar alrededor de 100 millones de litros (22 × 10⁶ galones imperiales ) de agua de refrigeración ^cada hora , tras ser calentada a 12 °C (22 °F) .            

El cabo y la línea costera entre Pett Level y Hythe son inestables. Históricamente, Walland Marsh, al oeste de las centrales eléctricas, se ha inundado. ^{[ 47 ]} En sesenta años se produjo una grave inundación que, temporalmente, llevó el mar tierra adentro hasta Appledore y la desembocadura original del río Rother, desde el norte del cabo en Romney hasta el sur en Rye Harbour . El sitio se encuentra a pocos metros sobre el nivel medio del mar y quedaría aislado en caso de una inundación de la magnitud que sumergió grandes áreas de East Anglia y los Países Bajos en 1953. Se ha conjeturado que la Gran Tormenta de 1987 no llevó el mar hasta las centrales porque había marea baja en ese momento. El cambio climático podría causar tormentas más frecuentes y potentes, y las olas y marejadas asociadas son posibles, aunque no probables, y podrían aumentar la inestabilidad del cabo. ^{[ 47 ]}

• Energía nuclear en el Reino Unido
• Política energética del Reino Unido
• Uso y conservación de la energía en el Reino Unido

1. Eddison, J (2000). Romney Marsh Survival on a Frontier . Tempus. ISBN 0-7524-1486-0.La página 139 también informa sobre las inundaciones de 1990 mencionadas anteriormente. La página 139 también informa sobre las inundaciones de 1990 mencionadas anteriormente.
2. "Romney Marsh" . Consultado el 5 de febrero de 2006 .
3. "Kent frente a un entorno radiactivo" . Archivado del original el 24 de abril de 2006. Consultado el 20 de marzo de 2006 .
4. "Energía Británica" . Archivado del original el 28 de septiembre de 2007. Consultado el 16 de abril de 2006 .
5. "tarjetas industriales" . Consultado el 16 de abril de 2006 .
6. "Adoptando una postura crítica" (PDF) . Consultado el 16 de abril de 2006 .

• Dungeness Una página informativa Del NDA .
• Página de información sobre Dungeness B de EDF Energy .
• Kent Against a Radioactive Environment (Kent contra un entorno radiactivo): sitio web local que se opone a las centrales eléctricas.
• Fotografías de Dungeness A procedentes de la biblioteca de imágenes del British Nuclear Group .