Central eléctrica de Vogtle

En 2008, la potencia de los reactores 1 y 2 aumentó un 1,7 % mediante una  mejora del «Apéndice K» ^{[ 20 ]} , también denominada mejora de recuperación de la incertidumbre de medición (MUR). Las mejoras de potencia por recuperación de la incertidumbre de medición son inferiores al 2  % y se consiguen mediante la implementación de técnicas mejoradas para el cálculo de la potencia del reactor. Esto implica el uso de dispositivos de medición de caudal de agua de alimentación de última generación para medir con mayor precisión dicho caudal, que se utiliza para calcular la potencia del reactor ^{[ 21 ] .}

Las mediciones más precisas reducen el grado de incertidumbre en el nivel de potencia, que los analistas utilizan para predecir la capacidad del reactor de apagarse de forma segura bajo condiciones de accidente hipotéticas. ^{[ 21 ]} Debido a que la potencia del reactor se puede calcular con mucha mayor precisión que con la medición de tipo venturi anterior , la planta puede operar de forma segura dentro de un margen de error más ajustado a sus límites. El nuevo caudalímetro ultrasónico funciona comparando el tiempo que tardan los pulsos de sonido ultrasónico en viajar aguas arriba frente a aguas abajo dentro de la tubería, y utiliza la diferencia de tiempo para calcular el caudal de agua en la tubería.

La NRC aprobó la Solicitud de Enmienda de Licencia (LAR) de Vogtle en marzo  de 2008. El personal de la NRC determinó que Southern Nuclear podía aumentar de forma segura la potencia de salida del reactor principalmente mediante métodos más precisos para medir el flujo de agua de alimentación. El personal de la NRC también revisó las evaluaciones de Southern Nuclear que demostraban que el diseño de la planta podía soportar el mayor nivel de potencia. ^{[ 22 ]} La Unidad  1 fue recalificada durante su parada para recarga de combustible en la primavera de 2008, y la Unidad  2 fue recalificada durante la parada de otoño del mismo año.

El 20 de marzo de 1990 se produjo un corte de energía eléctrica en la planta.

A las 9:20  a. m., un camión que transportaba combustible y lubricantes en la subestación de 230 kV de la planta  chocó contra una columna de soporte de la línea de alimentación que suministra energía al  transformador auxiliar de reserva (RAT) de la Unidad 1-A. En ese momento, el RAT 1-B estaba desenergizado por mantenimiento y el RAT 1-A alimentaba ambos trenes de energía eléctrica de emergencia. Los trenes eléctricos no de emergencia se alimentaban mediante realimentación desde la subestación a través del transformador elevador principal hacia los transformadores auxiliares de las unidades 1-A y 1-B (UAT). El generador diésel de emergencia (EDG) 1-B estaba fuera de servicio por mantenimiento programado.

Tras el corte de energía, el generador diésel EDG 1-A no arrancó debido a una parada de seguridad. La consiguiente pérdida de energía eléctrica en los circuitos vitales de la central provocó la parada de la bomba de extracción de calor residual (RHR) que enfriaba el núcleo de la Unidad  1 (que estaba a punto de finalizar una parada para recarga de combustible) e impidió la activación de la bomba RHR de reserva. Aunque la Unidad  1 estaba fuera de servicio en ese momento, el calor residual de la desintegración natural del combustible radiactivo debe eliminarse para evitar un aumento peligroso de la temperatura del núcleo. Si bien la energía no relacionada con la seguridad no se interrumpió, no existía conexión física entre los trenes eléctricos vitales y no vitales, lo que impidió que los trenes vitales recibieran energía a través de la ruta no afectada mediante los UAT.

A las 9:40  a. m., los operadores de la planta declararon una emergencia en el área de la planta (SAE, por sus siglas en inglés) según los procedimientos vigentes, que establecen una SAE cuando se pierde energía vital durante más de 15  minutos. A las 9:56  a. m., tras varios intentos de arrancar el generador diésel de 1 A de forma normal, los operadores realizaron un arranque de emergencia activando el interruptor de emergencia del generador, lo que anuló la mayoría de los sistemas de seguridad y lo puso en marcha. El arranque fue exitoso.

El RHR-A se puso en marcha utilizando la energía del EDG-A. Tras restablecerse la refrigeración del núcleo, la alerta de seguridad (SAE) se redujo a nivel de alerta a las 10:15  a. m. A las 11:40  a. m., los operarios energizaron el RAT 1-B, que había estado apagado por mantenimiento, restableciendo así la energía al tren eléctrico de seguridad "B". A las 12:57  p. m., el tren de seguridad "A" se transfirió del EDG al RAT 1-B y se apagó el EDG. Con ambos trenes recibiendo energía externa, la alerta finalizó a la 1:47  p. m.

La temperatura del  refrigerante del núcleo de la Unidad 1 aumentó de 90 °F (32 °C) a 136 °F (58 °C) durante los 36 minutos necesarios para reactivar el bus del lado A. Durante todo el evento, la Unidad 1 contó con suministro continuo de energía no vital proveniente de fuentes externas. Sin embargo, el sistema eléctrico de Vogtle no fue diseñado para permitir una fácil interconexión de los buses vitales de la Unidad 1 a la energía no vital ni a los buses eléctricos de la Unidad 2. ^{[ 24 ]} Desde este incidente, la planta de Vogtle ha implementado cambios que permiten que los buses eléctricos no vitales transfieran energía a los buses vitales en este tipo de escenario.        

Esta falla eléctrica también afectó a la Unidad  2 al provocar el disparo de los interruptores en la  subestación de 230 kV, interrumpiendo el suministro eléctrico a RAT 2-B y al bus vital "B". Posteriormente, EDG 2-B se puso en marcha y restableció el suministro eléctrico al bus vital. Al mismo tiempo, la perturbación eléctrica causada por la caída de la línea al impactar contra el suelo fue detectada por los dispositivos de seguridad del  transformador elevador principal de la Unidad 2 y se activó un relé de protección, abriendo el interruptor de salida del transformador. Esto provocó un rechazo total de carga en la Unidad  2, lo que conllevó el disparo de una turbina y, posteriormente, una parada de emergencia del reactor .

Tras  la parada de la Unidad 2, el tren eléctrico no vital "B" perdió energía al intentar transferirse de la UAT 2-B (alimentada por el generador de turbina) a la RAT 2-B averiada, lo que provocó la parada de dos de las bombas de refrigerante del reactor y de una de las bombas principales de agua de alimentación. A pesar de esto, el enfriamiento de la planta continuó sin problemas. A las 21:03  , se reiniciaron los interruptores de la RAT 2-B en la subestación y se restableció la energía externa a los trenes eléctricos vitales y no vitales "B", lo que permitió reiniciar las bombas de refrigerante del reactor 2 y 4. La EDG 2-B se apagó.

Posteriormente se determinó que la perturbación causada por la caída de la línea no fue de magnitud suficiente como para activar el relé de protección según el diseño, y no debería haber provocado  la desconexión de la Unidad 2. Una investigación posterior reveló que los transformadores de corriente del transformador principal estaban mal configurados. Los controles se ajustaron a la configuración correcta. Si los transformadores de corriente se hubieran configurado correctamente desde el principio, la Unidad  2 habría permanecido en funcionamiento.

En agosto de 2006, Southern Nuclear solicitó formalmente un Permiso de Emplazamiento Temprano (ESP) ^{[ 25 ]} para dos unidades adicionales, y en marzo de 2008, presentó una solicitud para una Licencia Combinada de Construcción y Operación (COL). ^{[ 26 ]} En abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo contractual para dos reactores AP1000 diseñados por Westinghouse , propiedad de Toshiba . Westinghouse se asoció con Shaw Group (Baton Rouge, LA) y su división Stone & Webster para gestionar el proyecto, siendo Westinghouse responsable de la ingeniería, el diseño y la gestión general, y Shaw responsable de la fabricación de los módulos de componentes prefabricados y la gestión de la construcción en el sitio. ^{[ 27 ]} El contrato representó el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear en los Estados Unidos desde el accidente de Three Mile Island en 1979. Recibió la aprobación de la Comisión de Servicio Público de Georgia en marzo de 2009. ^{[ 27 ] [ 28 ]}

En agosto de 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) emitió un Permiso de Emplazamiento Inicial y una Autorización de Trabajo Limitada. Se inició la construcción limitada en los nuevos emplazamientos de reactores, y se esperaba que la Unidad 3 entrara en funcionamiento en 2016, seguida de la Unidad 4 en 2017, a la espera de la emisión final de la Licencia Combinada de Construcción y Operación por parte de la NRC. ^{[ 29 ] [ 30 ]}

En diciembre de 2011, teniendo en cuenta las conclusiones del accidente nuclear de Fukushima provocado por el terremoto y tsunami de Tōhoku de 2011 , se redactó una 19.ª revisión para la certificación de diseño AP1000, que incluía un rediseño completo del edificio de contención:

El muro está debidamente reforzado y dimensionado en la unión del módulo de muro compuesto con las secciones de hormigón armado, y según corresponda, para soportar cargas sísmicas y de aeronaves. Este diseño es nuevo en la modificación; anteriormente, la estructura era completamente de hormigón armado.

Como este cambio en los requisitos de diseño se realizó después de que ya se habían firmado los contratos de ingeniería y había comenzado la fabricación de los componentes del reactor que requerían un largo plazo de entrega, resultó en una interrupción de la construcción , ya que hubo que rediseñar el edificio de contención . ^{[ 31 ]}

El  16 de febrero de 2010, el presidente Barack Obama anunció  garantías de préstamos federales por valor de 8.330 millones de dólares para el costo de construcción, ^{[ 32 ]} aunque a diciembre de 2013, Georgia Power no había hecho uso de dichas garantías, primero a la espera de la licencia de construcción y luego tras el resultado de la demanda por la paralización de la construcción. El costo de construcción previsto para los dos reactores era de 14.000 millones de dólares. ^{[ 33 ]} La participación de Georgia Power era de alrededor de 6.100 millones de dólares, mientras que la propiedad restante de los dos reactores se reparte entre Oglethorpe Power Corp. , la Autoridad Eléctrica Municipal de Georgia (MEAG Power) y Dalton Utilities. ^{[ 34 ]}

En febrero de 2012, la NRC aprobó la licencia de construcción de los dos reactores AP1000 propuestos en Vogtle. ^{[ 35 ]} El presidente de la NRC, Gregory Jaczko, emitió el único voto disidente sobre los planes para construir y operar los dos nuevos reactores nucleares, citando preocupaciones de seguridad derivadas del desastre nuclear de Fukushima de 2011 en Japón , diciendo: "No puedo apoyar la emisión de esta licencia como si Fukushima nunca hubiera ocurrido". ^{[ 36 ]} Una semana después de que Southern Company recibiera la licencia para comenzar la construcción, muchos grupos ambientalistas y antinucleares demandaron para detener el proyecto de expansión, alegando que "no se han tenido en cuenta los problemas de seguridad pública y ambientales desde el accidente del reactor nuclear Fukushima-Daiichi de Japón". ^{[ 37 ]} El 11 de julio de 2012, la demanda fue rechazada por el Tribunal de Apelaciones del Circuito de Washington D. C. ^{[ 38 ]}

En febrero de 2013, el contratista de construcción del proyecto, Shaw, fue adquirido por Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). El 12 de marzo de 2013, la construcción de la Unidad  3 comenzó oficialmente con el vertido del hormigón de la base para la isla nuclear. ^{[ 39 ]} Esta operación se completó el 14 de marzo. ^{[ 40 ]} Durante el fin de semana del 1 de junio de 2013, comenzó el ensamblaje del recipiente de contención con el izado de la parte inferior del recipiente a su lugar en la isla nuclear. ^{[ 41 ]} Para junio de 2013, el cronograma de construcción se había extendido por al menos 14 meses. ^{[ 42 ]} El 21 de noviembre de 2013, se completó el vertido de la base para la Unidad 4. ^{[ 43 ]}

En febrero de 2014, el Departamento de Energía aprobó una garantía de préstamo de 6.500 millones de dólares para Georgia Power, filial de Southern Company, y Oglethorpe Power Corp. Inicialmente, el Departamento de Energía exigió una comisión por subvención crediticia, pero finalmente se desistió de esta exigencia dada la solidez financiera de Southern Co. y del proyecto Vogtle. ^{[ 44 ] [ 45 ] [ 46 ]}

Nuevos retrasos y sobrecostos se incorporaron a un cronograma revisado a principios de 2015. Como resultado de estos retrasos y sobrecostos, el contratista CB&I se retiró del proyecto y Westinghouse asumió el control directo como contratista, contratando a la constructora Fluor para reemplazar a CB&I/Shaw en la gestión diaria del trabajo en obra. Westinghouse adquirió ciertos activos del antiguo Grupo Shaw a CB&I para permitir que el proyecto siguiera adelante. En 2016, Southern Company y Westinghouse incorporaron a la constructora Bechtel al proyecto para compartir las responsabilidades de gestión de la construcción. ^{[ 47 ]}

Entre los hitos recientes de la construcción se incluye la colocación del último de los seis módulos estructurales principales de la Unidad  3 (CA-02 y CA-03, que forman las paredes de un tanque de almacenamiento que forma parte del sistema de refrigeración pasiva del reactor). Los seis módulos principales también incluyen los módulos estructurales CA-01, CA-04 y CA-05, instalados previamente dentro del recinto, así como el módulo estructural CA-20, también instalado previamente, que forma parte de la estructura interna del edificio auxiliar y alberga muchos de los sistemas de soporte del reactor.

Los módulos CA-02 y CA-03 se colocaron dentro del recipiente de contención en mayo de 2016. La instalación de estos módulos representa un hito importante y permite el inicio de otras actividades de construcción. En junio de 2016,  se recibió en la planta la bomba de refrigerante final del reactor para la Unidad 3. En noviembre de 2016, el recipiente del reactor de la Unidad  3 se instaló dentro de la isla nuclear.

En 2017 se avanzó en la instalación de las tuberías del circuito de refrigeración del reactor y de ambos generadores de vapor en la Unidad  3. También se realizaron progresos en la turbina, el edificio auxiliar y el anexo. En la Unidad  4, se registraron avances con la instalación de los dos últimos módulos estructurales principales. La construcción de ambas torres de refrigeración, cada una de casi 180 metros de altura , ya está terminada .  

En noviembre de 2017, la Comisión de Servicios Públicos de Georgia (GPSC) solicitó documentación adicional tras las preocupaciones de que los planos de diseño no habían sido aprobados por ingenieros debidamente autorizados, lo cual tiene implicaciones legales. El 21 de diciembre de 2017, la PSC aprobó la continuación de la construcción de las Unidades  3  y  4, con condiciones que redujeron los costos que se pueden recuperar de los usuarios durante la vida útil del proyecto, ^{[ 52 ]} lo que provocó un aumento mensual programado en la tarifa de los consumidores de $3.78 después de la primera conexión eléctrica. ^{[ 53 ]}

En el Informe de Seguimiento de la Construcción de Vogtle (VCM) de febrero de 2018, GPSC aprobó noviembre de 2021 y noviembre de 2022 como fechas objetivo de puesta en servicio para las Unidades 3 y 4, respectivamente. El informe señala que el proyecto se está completando con un cronograma acelerado y que se está adelantando a las fechas objetivo de puesta en servicio de 2021 y 2022. ^{[ 54 ]}

En agosto de 2018 se reconoció un aumento de costos de 2300 millones de dólares. ^{[ 55 ]} El costo total, incluidos los costos de financiamiento, se estima en aproximadamente 25 000 millones de dólares. ^{[ 15 ]} En septiembre de 2018, para sostener el proyecto, Georgia Power acordó pagar una proporción adicional de los costos de los socios más pequeños del proyecto si el costo de finalización superaba los 9200 millones de dólares. ^{[ 56 ]}

En marzo de 2019 se otorgaron garantías de préstamos federales adicionales por $3.7 mil millones a los diversos socios constructores, elevando el total de garantías de préstamos federales a $12 mil millones. El CEO de Georgia Power dijo que las garantías de préstamos jugaron un papel clave en la reducción de los costos de financiamiento para la construcción. ^{[ 57 ]} También en marzo de 2019, Georgia Power confirmó que la tapa de contención de la Unidad 3 se había bajado a su lugar y que el reactor estaría listo para cargar combustible nuclear en 2020. ^{[ 58 ]} Esto fue precedido por el tercer anillo del recipiente de contención, así como la instalación de la bomba de refrigerante del reactor y la grúa polar en la unidad 3 durante 2018 y 2019. La cabeza superior del recipiente de contención se colocó durante una visita al sitio del Secretario de Energía Rick Perry y ejecutivos de los propietarios de la planta. El progreso reciente en la unidad 4 incluye la instalación del generador de vapor y el presurizador finales.

La Unidad 4 se está construyendo utilizando las lecciones aprendidas de la Unidad 3 y del fallido proyecto de la Central Nuclear Virgil C. Summer (VC Summer) y, como resultado, se ha modificado el orden en que se están instalando algunos componentes. El 22 de noviembre de 2019 se colocó el tercer anillo del recipiente de contención para la unidad 4, y el 8 de diciembre de 2019 se colocó el techo del edificio de protección de la unidad 3 sobre el recipiente de contención de la unidad 3. El 16 de diciembre de 2019 la sala de control de la unidad 3 entró en funcionamiento y estuvo disponible para probar los sistemas. El 11 de febrero de 2020, Southern Nuclear anunció que se había completado la colocación final de hormigón dentro del recipiente de contención de la Unidad 3, lo que permitió la instalación de la máquina de combustible del reactor. A partir de febrero de 2020, continuó el ensamblaje de la última característica vertical superior del edificio general del reactor de la Unidad 3, el tanque de almacenamiento del sistema de refrigeración de contención pasiva, que se colocará sobre el techo del edificio de protección.

En octubre de 2021 se anunció un retraso de tres meses en la finalización de ambas unidades, esperándose que la unidad 3 estuviera operativa en el tercer trimestre de 2022 y la unidad 4 en el segundo trimestre de 2023. ^{[ 59 ]} En agosto de 2022 se anunció un nuevo retraso, previsto para el primer trimestre de 2023 para la unidad 3 y el cuarto trimestre de 2023 para la unidad 4. Se esperaba que los costos aumentaran a más de 30 mil millones de dólares debido a los retrasos. ^{[ 60 ]}

El 14 de octubre de 2022, se anunció que la Unidad 3 de Vogtle había comenzado la carga de combustible nuclear. ^{[ 61 ]} En este proceso, técnicos de Southern Nuclear y Westinghouse trabajan juntos en la transferencia de 157 conjuntos de combustible desde la piscina de combustible al reactor, uno por uno. Una vez completado este proceso, comienza la fase de pruebas de puesta en marcha, donde se verifica la integridad del sistema de refrigeración primario y los sistemas de vapor, y se garantiza su funcionamiento a las temperaturas y presiones de diseño. Los operadores también llevarán las unidades desde un arranque en frío hasta la primera criticidad , donde se logra una reacción en cadena sostenida. Luego, la unidad se sincronizará con la red eléctrica, a medida que la potencia se eleva sistemáticamente al 100%. Se proyectó que la Unidad 3 de Vogtle entraría en servicio en el primer trimestre de 2023. ^{[ 62 ]}

Durante la puesta en marcha y las pruebas preoperacionales en febrero de 2023, el sistema de refrigeración de la planta sufrió vibraciones inesperadas. Se tomaron medidas para remediar el problema. El cronograma se retrasó de modo que se esperaba que el inicio del servicio regular fuera en mayo o junio de 2023. ^{[ 63 ]} El 6 de marzo de 2023, la Unidad 3 de Vogtle alcanzó la criticidad por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de abril y entró en operación comercial el 31 de julio. ^{[ 64 ] [ 65 ] [ 53 ] [ 66 ]}

El 2 de mayo de 2023, Georgia Power anunció que la Unidad 4 de Vogtle había completado las pruebas funcionales en caliente, lo que confirmó que el reactor estaba listo para su primera carga de combustible. ^{[ 67 ]} El 18 de agosto de 2023, comenzó la carga de combustible con 264 elementos combustibles en la Unidad 4. ^{[ 68 ]} En octubre de 2023, una bomba de refrigerante del reactor en la Unidad 4 desarrolló una falla de motor, lo que retrasó la fecha de puesta en servicio de la Unidad 4 al primer trimestre de 2024. ^{[ 69 ]} Posteriormente, se encontraron vibraciones en un sistema de refrigeración, lo que retrasó la fecha de puesta en servicio al segundo trimestre de 2024. ^{[ 70 ]} El 14 de febrero de 2024, la Unidad 4 de Vogtle alcanzó la criticidad por primera vez. La unidad se conectó a la red el 1 de marzo. ^{[ 71 ]} Vogtle 4 entró en operación comercial el 29 de abril. ^{[ 17 ]}