Stazione di generazione nucleare Bruce - Bruce Nuclear Generating Station

Stazione di generazione nucleare Bruce
Bruce-Nuclear-Szmurlo.jpg
Stazione di generazione nucleare Bruce B
Nazione Canada
Posizione Kincardine , Contea di Bruce , Ontario
Coordinate 44 ° 19'31 "N 81 ° 35'58" O / 44.32528°N 81.59944°W / 44.32528; -81.59944 Coordinate: 44 ° 19'31 "N 81 ° 35'58" O / 44.32528°N 81.59944°W / 44.32528; -81.59944
Stato operativo
La costruzione è iniziata Unità 1: 1 giugno 1971
Unità 2: 1 dicembre 1970
Unità 3: 1 luglio 1972
Unità 4: 1 settembre 1972
Unità 5: 1 giugno 1978
Unità 6: 1 gennaio 1978
Unità 7: 1 maggio 1979
Unità 8: 1 agosto 1979
Data della Commissione Unità 1: 1 settembre 1977
Unità 2: 1 settembre 1977
Unità 3: 1 febbraio 1978
Unità 4: 18 gennaio 1979
Unità 5: 1 marzo 1985
Unità 6: 14 settembre 1984
Unità 7: 10 aprile 1986
Unità 8: 22 maggio 1987
Costo di costruzione $ 1,8 miliardi di CAD (stazione A)
$ 6 miliardi di CAD (stazione B)
Proprietari) Produzione di energia dell'Ontario (OPG)
Operatore/i Bruce Power
Centrale nucleare
reattori 8
Tipo di reattore CANDU PHWR
Fornitore del reattore AECL
Sorgente di raffreddamento Lago Huron
Capacità termica 4 × 2832 MW th (La 1–4)
4 × 2832 MW th (La 5–8)
Produzione di energia
Unità operative 1 x 816 MWe (NETTO A1)
1 × 784 MWe (NETTO A2)
2 × 806 MWe (NETTO A3,4)
2 × 817 MWe (NETTO B6,8)
1 x 822 MWe (NETTO B5)
1 x 825 MWe (NETTO B7)
Marca e modello CANDU 791 (A 1–2)
CANDU 750A (A 3–4)
CANDU 750B (B 5–8)
Unità dismesse 1 × 220 MW ( Punto Douglas )
Capacità targa 6.550 MW
Fattore di capacità 87,4% (2014–2018)
79,46% (a vita)
Produzione netta annua 48.169 GW·h
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Sito web Bruce Power
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La Bruce Nuclear Generating Station è una centrale nucleare situata sulla sponda orientale del Lago Huron in Ontario , Canada . Occupa 932 ettari (2300 acri) di terreno. La struttura prende il nome da Bruce Township , il comune locale in cui è stato costruito l'impianto, ora Kincardine a causa della fusione. Con otto reattori ad acqua pesante pressurizzati CANDU , era la più grande centrale nucleare pienamente operativa del mondo per numero totale di reattori e numero di reattori attualmente operativi fino al 2016, quando è stata superata nella capacità di targa dalla centrale nucleare di Kori della Corea del Sud . La stazione è il più grande datore di lavoro nella contea di Bruce , con oltre 4000 lavoratori.

Precedentemente noto come Bruce Nuclear Power Development (BNPD), l'impianto è stato costruito in più fasi tra il 1970 e il 1987 dalla società provinciale della Corona , Ontario Hydro . Nell'aprile 1999 Ontario Hydro è stata divisa in 5 società Crown componenti con Ontario Power Generation (OPG) rilevando tutte le stazioni di generazione elettrica. Nel giugno 2000, OPG ha stipulato un contratto di locazione a lungo termine con il consorzio del settore privato Bruce Power per rilevare l'operazione. Nel maggio 2001, Bruce Power ha iniziato le operazioni. Il contratto di locazione è di 18 anni fino al 2019 con possibilità di proroga di altri 25 anni fino al 2044.

Nel novembre 2009, la Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC) ha rinnovato le licenze operative di Bruce Power per 5 anni fino al 2014 e ha dato il permesso di rifornire le unità 1 e 2. Nel maggio 2014, il CNSC ha esteso la licenza a maggio 2015 e sono state programmate udienze pubbliche per all'inizio del 2015 a Ottawa e Kincardine. È stata rilasciata una nuova licenza d'esercizio per il 1° giugno 2015 fino al 31 maggio 2020 ed è stata nuovamente rinnovata dal 1° ottobre 2018 fino al 30 settembre 2028.

Descrizione

La centrale comprende otto reattori ad acqua pesante pressurizzati CANDU disposti in due impianti (A e B) con quattro reattori ciascuno. Ogni reattore si trova all'interno di un contenimento in cemento armato. I generatori di vapore sono alti 12 metri e pesano 100 tonnellate ciascuno. Ogni impianto utilizza tre macchine di rifornimento, condivise tra i quattro reattori, che viaggiano in un condotto scavato nella roccia solida sotto i reattori, attraversando l'intero impianto. Il condotto funge anche da parte del sistema di scarico della pressione, collegato all'edificio del vuoto. Ogni reattore ha il proprio gruppo di generatori a turbina, con una turbina ad alta pressione e tre turbine a bassa pressione che azionano un generatore. La sala turbine è lunga circa 400 m per ogni impianto e ospita i quattro gruppi elettrogeni. L'acqua di raffreddamento è presa dal lago Huron. C'è (originariamente) una sala di controllo per 4 reattori.

Bruce A, dall'altra parte della Baie Du Dor

Bruce A

Costruzione di Bruce A è iniziata nel 1969, diventando così il successore del impianto di Pickering A . Le unità Bruce A erano originariamente valutate a 750 MWe netti / 805 MWe lordi, che sono stati successivamente aumentati a 769 MWe netti / 825 MWe lordi. A partire dal 2017 le unità Bruce A erano in grado di produrre fino a 779 MWe netti secondo i dati del generatore IESO . Ogni reattore richiede 6240 pacchi di combustibile che pesano 22,5 kg ciascuno, o circa 140 tonnellate di combustibile. Ci sono 480 canali di combustibile per reattore, contenenti 13 fasci ciascuno. C'è una capacità di stoccaggio per circa 23.000 bundle. Ogni giorno vengono scaricati circa 18 fasci per reattore.

I generatori di vapore Bruce A originali utilizzavano un grande tamburo a vapore condiviso orizzontale separato (con un tamburo a vapore comune a quattro generatori di vapore), un design abbandonato nella maggior parte degli altri impianti all'epoca. I problemi relativi alla progettazione richiesta dall'AECL dei supporti per tubi hanno causato costi di riparazione e di ritardo, che hanno superato il patrimonio netto del costruttore Babcock & Wilcox Canada .

Fino a quando non furono rimossi nel 1998, i reattori Bruce A utilizzavano aste di richiamo uniche per controllare la reattività. Le barre di richiamo contenevano il 93% di uranio-235 e furono inserite per superare l' avvelenamento da xeno . Bruce B e tutti gli altri reattori Ontario Hydro utilizzano invece aste assorbenti chiamate "regolatori" che normalmente vengono inserite e vengono rimosse per superare l'avvelenamento da xeno.

Bruce A ha dimostrato una "eccellente" storia operativa iniziale. Insieme a Pickering A , le otto unità hanno raggiunto un fattore di capacità medio complessivo dell'83% nel periodo iniziale di cinque anni. Tuttavia, nel 2001, quando Bruce Power ha preso il contratto di locazione, tutte le unità Bruce A erano state messe a riposo.

Nel 1981, l'Unità 1 è stata classificata come il miglior reattore al mondo con un fattore di disponibilità del 97%. Nel dicembre 1997, dopo circa 20 anni di attività, era fuori servizio. Nel 2005 (dopo 7 anni di inattività) è iniziata la ristrutturazione. A settembre 2012 (fuori servizio da 15 anni) ha ripreso l'attività.

Nel 1982, l'unità 2 è stata temporaneamente chiusa a causa di una perdita nel tubo di pressione. Nel 1986, un canale del carburante si guastò mentre il reattore era spento; alcuni degli elementi di combustibile sono stati trascinati nel moderatore (calandria) ed erano difficili da rimuovere.

Nel 1986, gli addetti alla manutenzione lasciarono accidentalmente una coperta di piombo protettiva nel generatore di vapore dell'Unità 2. Quando l'errore fu scoperto sei anni dopo, la coperta si era sciolta, danneggiando gravemente la caldaia. Nell'ottobre 1995, dopo circa 18 anni di attività, l'unità 2 fu messa fuori servizio. Nel 2005 (dopo 9 anni di inattività) è iniziata la ristrutturazione. Nell'ottobre 2012 ha ripreso l'attività.

Nel 1982, l'Unità 3 stabilì l'allora record mondiale di 494 giorni di funzionamento continuo e dal 1984 Bruce A era la stazione multi-unità più affidabile al mondo. Dall'aprile 1998 in poi, Bruce A3 è rimasto inattivo per 6 anni, tornando in servizio nel gennaio 2004 (quando l'unità aveva 32 anni). La ristrutturazione prevista della terza unità inizierà nel 2023 (quando l'unità avrà 51 anni).

Nel 1990, un errore software nell'unità 4 ha causato un errore della macchina di rifornimento, danneggiando un canale del carburante. Nel 1993, la potenza del reattore è stata ridotta al 60% fino a quando non è stato possibile affrontare vari scenari di incidente con perdita di refrigerante (LOCA). Successivamente, le unità Bruce A sono tornate all'89% della potenza nominale. Nel marzo 1998, dopo circa 19 anni di attività, l'unità 4 è stata messa fuori servizio. È tornato in servizio nell'ottobre 2003, dopo 6 anni di inattività (all'epoca l'unità aveva 31 anni). La ristrutturazione prevista dell'unità 4 inizierà nel 2025 (quando l'unità avrà 53 anni).

Bruce B

Le unità Bruce B hanno una capacità leggermente maggiore: 817 MW netti, 840 MW lordi. che è attribuito a un design migliorato del generatore di vapore, in cui il tamburo del vapore è parte integrante di ciascun generatore di vapore in una disposizione a "lampadina", eliminando il tamburo trasversale orizzontale. Nel 1990, un "deterioramento" di nove settimane di Bruce B è stato creato quando un tecnico ha impostato erroneamente la calibrazione sui monitor di radioattività. Nel 2007, Bruce B7 è stato il reattore nucleare con le migliori prestazioni in Ontario con il 97,2% di prestazioni. e nel 2009, Bruce B 5 è stato il primo con il 95,4% di prestazioni.

Bruce B 5

  • La costruzione iniziò il 1 giugno 1978.
  • Il 15 novembre 1984 ha raggiunto la prima criticità.
  • L'attività commerciale è iniziata il 1 marzo 1985.
  • Originariamente programmato per essere chiuso nel 2016 (l'unità avrebbe avuto 31 anni).
  • La ristrutturazione prevista inizierà nel 2026 (l'unità avrà 41 anni).

Bruce B 6

  • La costruzione iniziò il 1 gennaio 1978.
  • Il 29 maggio 1984 ha raggiunto la prima criticità.
  • L'attività commerciale è iniziata il 14 settembre 1984.
  • Originariamente programmato per essere chiuso nel 2018 (l'unità avrebbe avuto 34 anni).
  • La ristrutturazione prevista inizierà nel 2020 (l'unità avrà 36 anni).

Bruce B 7

  • La costruzione iniziò il 1 maggio 1979.
  • Il 7 gennaio 1986 ha raggiunto la prima criticità.
  • L'attività commerciale è iniziata il 10 aprile 1986.
  • Originariamente programmato per essere chiuso nel 2015 (l'unità avrebbe avuto 29 anni).
  • La ristrutturazione prevista inizierà nel 2028 (l'unità avrà 42 anni).

Bruce B 8

  • La costruzione iniziò il 1 agosto 1979.
  • Il 15 febbraio 1987 ha raggiunto la prima criticità.
  • L'attività commerciale è iniziata il 22 maggio 1987.
  • Originariamente programmato per essere chiuso nel 2019 (l'unità avrebbe avuto 32 anni).
  • Ristrutturazione prevista per iniziare nel 2030 (l'unità avrà 43 anni).

Uscita elettrica

Il grafico rappresenta la produzione annua di energia elettrica del sito (A e B insieme) in TWh. Nel 2013, era circa il 30% della produzione dell'Ontario.

Risultati notevoli

Nel 2009 la produzione totale del sito ha raggiunto i 1.002TWh, diventando così la prima centrale nucleare al mondo a produrre 1PWh (1.000TWh). Gravelines in Francia ha ottenuto lo stesso nel 2010.

Alla fine del 2020, le 8 unità Bruce avevano prodotto un totale combinato di 1.479,59 TWh.

Dopo che le unità 1-2 hanno completato le attività di ristrutturazione e sono state rimesse in funzione nel 2012, Bruce è diventato il più grande impianto di generazione nucleare operativo al mondo sia per il numero di reattori attualmente operativi che per la capacità di produzione netta totale, con un totale di 8 reattori nucleari CANDU operativi con una potenza complessiva di 6.384 MW e netta (7.276 MW e lorda) quando tutte le unità sono in linea. (La centrale nucleare di Kashiwazaki-Kariwa in Giappone aveva una capacità di produzione totale maggiore, ma è fuori servizio dal 2011.)

Linee di trasmissione

A partire dal 2008, la stazione Bruce aveva tre linee di trasmissione a doppio circuito da 500 kV per alimentare i principali centri di carico nell'Ontario meridionale, oltre a tre linee a doppio circuito da 230 kV che servivano l'area locale. Questi circuiti sono collegati tramite due quadri elettrici ad alta tensione di proprietà e gestiti da Hydro One .

Nel 2006, l'OPA aveva proposto di aumentare la capacità della linea di trasmissione, ad un costo compreso tra $ 200 e 600 milioni, descritto come "il più grande investimento per la trasmissione di energia elettrica in Ontario negli ultimi 20 anni". La linea è stata completata nel giugno 2012, diversi mesi prima del previsto, con oltre 700 torri costruite per la linea di 180 chilometri fino a Milton. Il progetto si è classificato al 45° posto nell'elenco annuale di Renew Canada.

Confronto con Pickering

Rispetto all'altra grande centrale nucleare canadese costruita in precedenza, la stazione Pickering , i reattori Bruce hanno una potenza di uscita maggiore, ottenuta mediante: aumento del numero di canali di combustibile, aumento del numero di fasci per canale e modifica del fascio di combustibile stesso.

A Bruce, l'attrezzatura di rifornimento è condivisa dai quattro reattori di ogni impianto, mentre a Pickering ogni reattore aveva una macchina di rifornimento. La macchina di rifornimento Bruce e il design del raccordo terminale del canale del carburante (principalmente da Canadian General Electric ) si basa sul progetto della dimostrazione dell'energia nucleare . Il progetto Pickering di AECL era basato su Douglas Point.

Il design dell'edificio del reattore è diverso: Bruce utilizza un design squadrato "ravvicinato", in cui la maggior parte dell'attrezzatura possibile è disposta all'esterno dell'involucro di contenimento principale per un più facile accesso durante la manutenzione e le emergenze. I generatori di vapore penetrano nel contenimento. Le pompe del refrigerante primarie e i sistemi di tubazioni primarie si trovano all'interno del recinto di contenimento, ma i motori delle pompe si trovano all'esterno del contenimento e le guarnizioni dell'albero di trasmissione costituiscono il confine di contenimento. Pickering ha cupole rotonde che racchiudono gran parte dell'attrezzatura di raffreddamento secondaria.

  • Il sistema Pickering A non aveva originariamente un secondo sistema di spegnimento indipendente. Il concetto di contenimento di Bruce è diverso: il ponte del meccanismo di reattività del reattore funge da parte del confine di contenimento, è più vicino al reattore e più soggetto a danni in caso di incidente ("smontaggio fisico accidentale"). I progettisti hanno quindi previsto la necessità di un secondo sistema di sicurezza per ridurre il rischio di incidente. Bruce ha ricevuto un secondo sistema di arresto di sicurezza (SDS2) completamente indipendente che utilizza un metodo di iniezione di veleno di neutroni liquidi .
  • Il sistema Bruce ha anche un sistema di iniezione di liquido di raffreddamento di emergenza ad alta pressione (ECIS).
  • Ogni "pacchetto da 4" Bruce ha il proprio edificio sottovuoto, mentre Pickering ne ha uno ogni otto reattori.
  • A Pickering, il condotto del vuoto è stato chiuso da valvole di non ritorno, per impedire il flusso della miscela vapore/aria dal condotto a un'unità reattore non accidentale a seguito di un LOCA. Nel concetto Bruce, non esiste una tale valvola di non ritorno; gli edifici del reattore sono tutti interconnessi durante il normale funzionamento.
  • Bruce utilizza un sistema di trasporto del calore a circuito singolo, mentre Pickering aveva due circuiti.
  • I primi due reattori di Pickering A originariamente utilizzavano tubi a pressione Zircaloy -2. Tutte le unità CANDU successive utilizzano una lega di zirconio – 2,5% di niobio .
  • Bruce usa un pressurizzatore per mantenere la pressione del refrigerante, Pickering un sistema diverso.
  • Il progetto Pickering utilizzava 12 piccoli generatori di vapore azionati in gruppi di tre che possono essere singolarmente valvolati fuori dal circuito di trasporto del calore, così come le 16 pompe per reattore, di cui 4 di riserva. Alla Bruce, il numero di generatori di vapore e pompe di raffreddamento è stato ridotto rispettivamente a 8 e 4, senza pompe di riserva, semplificando così le tubazioni. Il sistema Bruce consente di regolare il livello di potenza del reattore in modo più rapido e semplice.

Costi di costruzione

Si prevedeva che Bruce A costasse 0,9 miliardi di dollari canadesi (1969) e in realtà costava 1,8 miliardi di dollari (1978), un superamento del 100%. Si prevedeva che Bruce B costasse 3,9 miliardi di dollari (1976) e in realtà costava 6 miliardi di dollari (1989) in "dollari dell'anno", un superamento del 50%. Queste cifre sono migliori rispetto a Pickering B o Darlington (al 350%, senza tenere conto dell'inflazione).

Costo dell'elettricità prodotta

Nel 2010, Bruce Power è stato pagato circa $ 60 milioni per il potere contrattuale, ma non utilizzato.

Il 1° gennaio 2016, Bruce Power ha iniziato a ricevere un unico prezzo contrattuale per tutta la produzione dal sito di CA $ 65,73 per megawattora (MWh). Questo prezzo viene parzialmente adeguato annualmente per tenere conto dell'inflazione e della crescita dei salari, con ulteriori adeguamenti mensili del costo del carburante e include un piccolo pagamento per la capacità unica di Bruce di ridurre fino a 2400 MW di generazione (totale su tutte e otto le unità - fino a 300 MW per singola unità) tramite il funzionamento in bypass di vapore durante i periodi di generazione di eccedenze.

Nel corso della ristrutturazione delle unità 3–6, il prezzo sarà aumentato gradualmente per coprire i costi di ristrutturazione dei singoli reattori, con ogni aumento a partire da 12 mesi prima dell'inizio di ogni singola ristrutturazione. Ogni aumento durerà solo fino a quando i costi di ristrutturazione di quell'unità, che sono stati fissati prima dell'inizio della ristrutturazione, non saranno stati recuperati. Il prezzo medio per MWh che sarà pagato a Bruce Power per tutta l'elettricità generata dal 2016 al 2064 (che copre l'intero periodo di ristrutturazione per le unità 3–6 più l'intera vita residua prevista dopo la ristrutturazione di tutti e otto i reattori Bruce Power (compresi i due che erano già stati rinnovati)) è stato stimato in circa CA $ 80,6 / MWh in dollari 2017 dal Financial Accountability Office of Ontario. Al contrario, il prezzo medio stimato dell'elettricità nucleare da tutte e tre le centrali nucleari dell'Ontario durante lo stesso periodo 2016-2064 è stato stimato in CA $ 80,7 / MWh in dollari del 2017, il costo unitario 2017-2018 dell'energia nucleare dell'Ontario era CA $ 69 / MWh , e il prezzo attuale dell'elettricità per "la maggior parte dei clienti residenziali e delle piccole imprese" era di 114,9 $ CA /MWh (prima del piano Fair Hydro) o di 97,6 CA $ (dopo il piano Fair Hydro).

Blackout del 2003

Durante il Northeast Blackout del 2003, tre unità Bruce B hanno continuato a funzionare al 60% della potenza del reattore e allo 0% della potenza elettrica della rete. Sono stati in grado di farlo per ore, perché avevano sistemi di bypass del vapore progettati per disaccoppiare l'uscita del reattore dall'uscita elettrica del generatore. Le tre unità sono state ricollegate alla rete entro 5 ore. Le stazioni Bruce A e B sono state progettate per funzionare a tempo indeterminato mentre sono disconnesse dalla rete.

"Contrariamente alla credenza popolare, i generatori elettrici delle centrali nucleari possono seguire le richieste di carico della rete elettrica a condizione che sistemi ingegnerizzati specifici per consentire questa modalità di funzionamento siano inclusi nella progettazione dell'impianto".

Produzione di cobalto-60

Il Cobalto-60 ( 60 Co) può essere prodotto in un reattore CANDU utilizzando barre di regolazione costituite principalmente da 59 Co (invece del normale acciaio inossidabile), che viene lentamente trasmutato in 60 Co tramite attivazione neutronica ( 59 Co + n → 60 Co). Queste aste di regolazione del cobalto-60, ora intensamente radioattive, vengono poi "raccolte" (rimosse e sostituite con nuove aste di regolazione del 59 Co) dopo uno o tre anni di utilizzo nel reattore durante un arresto di routine del reattore, e vengono successivamente trasformate in 60 sigillate. Co sorgenti di intensità variabile da Nordion . La centrale nucleare di Bruce produce 60 Co dal 1980 e quasi tutta la fornitura mondiale di 60 Co proviene da vari reattori nucleari CANDU, con Bruce che è il singolo più grande fornitore. A partire dal 2007, Bruce ha fornito oltre il 40% delle 60 Co del mondo . Questo è salito a oltre il 50% entro il 2016, con Pickering che ha fornito circa un altro 20% della domanda globale. Nel 2016, Bruce ha esteso il contratto con Nordion per la fornitura continua di 60 Co per coprire l'intera vita prevista dopo la ristrutturazione dei reattori Bruce, che dovrebbero funzionare fino al 2064.

Bruce ha anche iniziato a produrre High Specific Activity (HSA) 60 Co nel 2016, che è progettato per usi medici altamente specializzati come il trattamento del cancro ed è stato prodotto principalmente nel reattore NRU negli ultimi 60 anni (che originariamente doveva essere chiuso nel 2016, ma sarà mantenuto online fino al 31 marzo 2018 a causa della generale mancanza a livello mondiale di una capacità di produzione di isotopi medici sostitutivi sufficiente per diversi isotopi critici come il molibdeno-99 ). Poiché l'NRU produce oltre i due terzi dell'HSA 60 Co del mondo, la capacità di Bruce di fornire HSA 60 Co diventerà fondamentale per aiutare a colmare l'immenso divario di produzione lasciato dall'NRU una volta che sarà dismesso nel 2018. OPG e Bruce Power stanno collaborando su uno sforzo per espandere la produzione di 60 Co ai reattori Bruce A e Darlington al fine di coprire completamente la produzione di Pickering (che terminerà quando l'impianto sarà dismesso nel 2024) oltre alle inevitabili lacune nella capacità di produzione di 60 Co che saranno causate dalla imminenti ristrutturazioni di sei dei reattori di Bruce (Unità A 3-4 e Unità B 5-8), così come tutti e quattro i reattori di Darlington. Stanno anche lavorando per espandere la produzione di HSA 60 Co a più reattori.

Nel 2017, Bruce Power è diventato il primo destinatario canadese di un premio Top Innovative Practice (TIP) dal Nuclear Energy Institute (NEI) per il suo lavoro in corso con Nordion per la produzione di cobalto-60.

Progetto di produzione di radioisotopi

Bruce Power sta lavorando con Framatome per sviluppare la capacità di "produrre radioisotopi con emivita più breve (come molibdeno-99 , lutezio-177 e iridio-192 )" utilizzando la tecnologia proprietaria di Areva per la produzione in linea di radioisotopi nei reattori ad acqua pesante . Areva progetterà e fornirà il sistema per l'installazione nelle unità Bruce esistenti.

Nel giugno 2018, Bruce Power e ITG (una sussidiaria di Isotopen Technologien München (ITM)) hanno annunciato l'inizio di uno sforzo congiunto per esplorare la produzione di lutezio-177 nei reattori di Bruce, con ITG pianificato per gestire lo sviluppo, l'elaborazione e la distribuzione di lutezio -177.

Ristrutturazione delle unità 1–2, 1995–2012

Bruce A Turbine Hall durante il progetto di riavvio 2002-04

Il retubing delle unità Bruce A è stato pianificato nel 1992, ma rinviato, poiché all'epoca l'Ontario Hydro aveva un surplus di generazione.

Alla fine del 2005, Bruce Power e il governo dell'Ontario si sono impegnati a rimettere in servizio le unità 1 e 2, per aiutare a soddisfare la crescente domanda di energia nella provincia dell'Ontario. Il progetto è stato originariamente stimato per un costo di $ 4,25 miliardi. È stato stabilito che mentre le unità 1 e 2 avrebbero potuto essere riavviate senza ristrutturazione, era economicamente vantaggioso farlo, poiché la ristrutturazione sarebbe stata presto necessaria. L'obiettivo è mantenere le unità 1 e 2 in servizio fino al 2043, 66 anni dopo la messa in servizio originale.

La ristrutturazione ha richiesto la sostituzione del tubo a pressione e del tubo di calandria, la sostituzione del generatore di vapore, il miglioramento del sistema di spegnimento 2 (SDS2), un aggiornamento dei sistemi di controllo della turbina, la sostituzione dei controlli analogici originali con un DCS e altri importanti lavori e manutenzione (ad esempio, la sostituzione di 30 trasformatori contenenti PCB ).

È stato considerato un nuovo design del fascio di combustibile (carburante a bassa reattività a vuoto, LVRF), utilizzando pellet di combustibile leggermente arricchito (1% U-235 , all'interno di un fascio di 43 elementi CANFLEX rispetto al fascio di 37 elementi esistente.

Nel 2006 e nel 2007, il progetto di riavvio è stato giudicato il più grande progetto infrastrutturale in Canada dalla rivista ReNew Canada . Nell'aprile 2007, il revisore generale ha esaminato l'accordo di ristrutturazione Nell'agosto 2007, il costo stimato per il progetto era cresciuto a $ 5,25 miliardi quando Bruce Power ha deciso di sostituire tutti i 480 canali del carburante nell'Unità 4, che estenderà la sua vita lavorativa al 2036, in linea con le altre 3 unità di Bruce A. Nel 2008, a causa delle difficoltà nello sviluppo della robotica necessaria, il costo stimato per il riavvio delle unità 1 e 2 è aumentato tra $ 400 e $ 700 milioni. A partire dal 2008, il progetto è rimasto nei tempi previsti.

Nel gennaio 2010, fino a 217 lavoratori sono stati potenzialmente esposti alle radiazioni durante la ristrutturazione. 27 lavoratori potrebbero aver ricevuto 5 mSv , un livello ben al di sotto del livello che può influire sulla salute umana. Solo un laboratorio in Canada (a Chalk River ) era qualificato per eseguire i test. Bruce Power ha dovuto chiedere il permesso di utilizzare laboratori alternativi.

Nel 2010, un piano per il trasporto di generatori di vapore radioattivi dismessi e di basso livello in Svezia attraverso i Grandi Laghi ha suscitato polemiche. Il CNSC ha approvato il piano nel febbraio 2011.

A gennaio 2011, l'installazione del canale del carburante nell'Unità 2 era completa. Il CNSC ha dato all'operatore il via libera per riavviare l'Unità 2 il 16 marzo 2012. Tuttavia, il reattore è stato spento il giorno successivo dopo che è stata scoperta una perdita nel sistema moderatore.

Nel 2011, la ristrutturazione delle unità 1 e 2, programmata per essere completata nel 2009, era prevista per il 2012. Nel 2011, il costo era stato di 3,8 miliardi di dollari; il costo finale era previsto di 4,8 miliardi di dollari. La stima originale del 2005 era di 2,75 miliardi di dollari.

Nel settembre 2012 l'Unità 1 ha ricominciato a produrre energia.

Il 16 ottobre 2012 l'Unità 2 è stata allacciata alla rete elettrica provinciale per la prima volta in 17 anni. Nel 2013, i costi finali sono stati stimati in $ 4,8 miliardi, rispetto a una stima originale di $ 2,75 miliardi, e il progetto è stato "molto indietro" rispetto al programma.

Ristrutturazione delle unità 3-8, 2016-oggi

Nell'ottobre 2013, nell'ambito dell'Ontario Long Term Energy Plan (LTEP) 2013, l'Ontario ha annunciato l'intenzione di rinnovare sei reattori presso l'impianto Bruce a partire da Bruce A4 nel 2016. Altre unità sarebbero seguite a intervalli. Bruce Power ha stimato il costo a circa $ 2 miliardi per unità, o $ 12 miliardi per sei. Il prezzo della potenza di queste unità dovrebbe essere compreso tra ~ $ 60 e $ 70 per MWh.

Nel 2016, Bruce Power ha avviato un programma di ristrutturazione da 13 miliardi di dollari per "sostituzione di componenti importanti sulle unità 3-8 nel 2020, a partire dall'unità 6". Secondo Bruce Power, questo piano pluriennale "genererà tra 1.500 e 2.500 posti di lavoro in loco ogni anno - e 18.000 in tutto l'Ontario direttamente e indirettamente - iniettando fino a $ 4 miliardi all'anno nell'economia dell'Ontario".

Renew Canada ha valutato il progetto come il più grande aggiornamento dell'infrastruttura in Canada per il 2017.

Stoccaggio dei rifiuti

L'area della stazione Bruce è il sito del Western Waste Management Facility (WWMF) di OPG. La WWMF immagazzina le scorie nucleari di basso livello e di livello intermedio provenienti dal funzionamento dei suoi 20 reattori nucleari, compresi quelli affittati a Bruce Power. A partire dal 2009, c'erano 11 edifici di stoccaggio di basso livello.

Il WWMF fornisce stoccaggio di combustibile nucleare secco per i reattori Bruce. L' Organizzazione per la gestione dei rifiuti nucleari è stata incaricata nel 2002 dal Nuclear Fuel Waste Act di presentare una proposta per la gestione a lungo termine, che è stata presentata al Ministro delle risorse naturali nel novembre 2005 e approvata dal governo nel giugno 2007. A partire da maggio 2017 sta cercando un sito separato in Canada per un deposito permanente per il combustibile usato da tutti i reattori nucleari del Canada.

Nel 2013, OPG ha proposto di costruire un deposito geologico profondo (DGR) per lo stoccaggio a lungo termine di rifiuti a basso e medio livello su terreni adiacenti al WWMF. Il DGR proposto sarebbe di circa 680 metri sotto la superficie.

Sviluppo futuro

Nuova stazione (cancellata)

Nel 2007, l' Ontario Power Authority aveva raccomandato in un piano presentato all'Ontario Energy Board , di costruire una nuova centrale nucleare composta da almeno due reattori. Il principale candidato era AECL s' avanzata CANDU Reactor . Dal 2008, le valutazioni ambientali sono in corso sia a Bruce che presso la Darlington Nuclear Generating Station dell'Ontario Power Generation .

Nel 2009, Bruce Power ha ritirato la sua domanda al CNSC per l'impianto Bruce C.

Aggiornamenti

- Il 26 ottobre 2016 Bruce Power ha annunciato un aumento della velocità da 6.384MWe a 6.400MWe.
- L'11 luglio 2019 Bruce Power ha annunciato un altro aumento della struttura, aggiungendo 22 MW di potenza all'Unità 3, portando la produzione complessiva del sito a 6.430 MW.
- Il progetto di sostituzione dei componenti principali di Bruce Power del marzo 2019: analisi dell'impatto economico indica una capacità target di 7.000 MW entro la metà del 2033.
- Il 14 ottobre 2021, Bruce Power ha annunciato un aumento a 6.550MWe.

Altre funzionalità sul sito

Bruce A guardando a sud-ovest attraverso Baie Du Dor

Ci sono più di 56 chilometri di strade in loco e almeno 25 grandi strutture. Il sito dispone di un proprio dipartimento dei vigili del fuoco, lavanderia e centro medico.

Douglas Point, 1960-1984

Il sito di Bruce comprende il reattore di Douglas Point spento , una versione precedente del progetto CANDU. La costruzione iniziò nel 1960; era operativo nel 1967; ed è stato spento nel 1984. Gli attuali reattori Bruce sono ciascuno circa 4 volte la capacità dell'unità Douglas Point da 200 MW.

Impianto di acqua pesante Bruce, 1973–1997

Anche il Bruce Heavy Water Plant (BHWP) ha occupato il sito. Atomic Energy of Canada Limited ha incaricato la Lummus Company of Canada Limited nel 1969 di progettare e costruire la prima fase dell'impianto, mentre Ontario Hydro era responsabile della messa in servizio e del funzionamento.

È stato progettato per consistere di quattro sotto-impianti, da A a D:

  • A era in produzione nel 1973, chiuso nel 1984 e demolito nel 1993;
  • B era in produzione nel 1979, parzialmente fermo nel 1993, completamente chiuso nel 1997 e successivamente demolito;
  • C è stato cancellato e mai costruito;
  • D è stato completato al 70% quando è stato cancellato e successivamente demolito nel 1995.

Durante la sua vita, BHWP ha prodotto 16.000 tonnellate di acqua pesante per reattori. La capacità di ciascun sottoimpianto è stata pianificata in 800 tonnellate/anno. La dimensione dell'impianto era di circa 960 m per 750 m. L'acqua pesante era pura al 99,75%. La produzione di un singolo chilogrammo di acqua pesante ha richiesto 340 tonnellate di acqua di alimentazione.

Bruce Bulk Steam System, 1972-2006

Il vapore da Bruce A potrebbe essere deviato al Bruce Bulk Steam System (BBSS) per fornire energia per la produzione di acqua pesante (750 MW termici), per riscaldare gli edifici all'interno dello sviluppo (15 MW th), o per fornire energia (72 MW th) per l'adiacente Bruce Energy Center (BEC). Il BEC ha sostenuto industrie come le serre e i produttori di plastica. Essendo uno dei più grandi sistemi di vapore alla rinfusa al mondo, questo sistema potrebbe produrre 5.350 MW di vapore di processo a media pressione e aveva oltre 6 km di tubazioni. È stato demolito entro la fine del 2006. A causa della necessità di fornire vapore, le turbine Bruce A erano sottodimensionate rispetto alla potenza del reattore.

Parco provinciale di Inverhuron, 1950-oggi

L'OPG possiede il vicino Inverhuron Provincial Park di 288 ettari sul Lago Huron, al confine con Inverhuron, 14 km a nord-est di Kincardine, che non fa parte del sito Bruce vero e proprio, e lo affitta al Ministero delle Risorse Naturali dell'Ontario . Come condizione della licenza operativa per Bruce Nuclear, l'OPG ha mantenuto una zona di esclusione del raggio di 914 m nell'angolo nord-ovest del parco. Dopo aver operato per oltre 25 anni, il campeggio del parco è stato gradualmente eliminato nel 1976, a causa di problemi di sicurezza legati alla produzione di acqua pesante . Quando l'acqua pesante non fu più prodotta, il campeggio del parco fu autorizzato a riaprire nel 2000 nello stesso punto.

Aquile

L'acqua riscaldata rilasciata nel Lago Huron dalla pianta impedisce il congelamento della costa circostante durante l'inverno e attira una concentrazione eccessiva di pesci di lago, che a sua volta attira branchi di aquile calve che svernano nella zona. I numeri raggiungono il picco tra la fine di febbraio e l'inizio di marzo e non è raro che i visitatori osservino diverse dozzine di aquile dentro e intorno alla zona generale della pianta in un dato momento durante questi mesi.

Sicurezza e sicurezza

Bruce Power visto da un aereo passeggeri

Nel 1977, tre attivisti di Greenpeace sono entrati in canoa nel sito per dimostrare la mancanza di sicurezza. Il 23 settembre 2001, un uomo la cui barca si è capovolta sul lago Huron vicino al complesso di Bruce ha sfondato un cancello, è entrato in un edificio per uffici e ha telefonato per chiedere aiuto, senza essere scoperto.

Prima degli attacchi dell'11 settembre 2001 , il mandato della squadra di sicurezza era di ritardare gli aggressori per 17 minuti, fino a quando la polizia locale non potesse rispondere. Si faceva affidamento su misure passive come recinzioni e serrature. La squadra di sicurezza "trasformata" dopo l'11 settembre è descritta come più grande delle forze di polizia della città di Kingston , vale a dire equivalente alla forza di una città di 100.000 persone. I membri della forza sono autorizzati a portare armi da fuoco e hanno poteri di arresto. La forza possiede veicoli corazzati, moto d'acqua, e l'impianto è ora triplo recintato. Nel maggio 2008, il Bruce Nuclear Response Team (NRT) ha vinto il campionato nazionale SWAT degli Stati Uniti (USNSC), sconfiggendo altre 29 squadre di 4 paesi, la prima volta che una squadra canadese ha vinto un evento SWAT internazionale. Hanno vinto di nuovo nel 2009, 2010 e 2011. Dopo l'11 settembre, i tour dell'area dell'impianto sono stati interrotti, sebbene ci sia un centro visitatori al di fuori del sito.

Secondo il piano di emergenza della contea di Bruce, "Il comune di Kincardine coordinerà le preoccupazioni di risposta all'emergenza di una situazione di emergenza nucleare derivante da un incidente al Bruce Power Site nel comune di Kincardine". Kincardine è tenuta a mantenere un sistema di allerta entro 3 km dall'impianto e dispone di una rete di 10 stazioni di allerta dotate di sirene e lampeggianti.

Sono in atto diverse misure di monitoraggio delle radiazioni. I campioni di latte degli allevamenti locali vengono campionati settimanalmente. L'acqua potabile negli impianti di trattamento di Kincardine e Southampton viene campionata due volte al giorno e testata settimanalmente. Le acque sotterranee vengono campionate da diverse acque superficiali, pozzi poco profondi e profondi. Vengono analizzati sedimenti acquatici e pesci, oltre a mangimi per bestiame, miele, uova, frutta e verdura.

Dati del reattore

La Bruce Generating Station è composta da 8 reattori operativi.

Elenco delle unità nella stazione di generazione Bruce
Fase Unità
n. 		Reattore Stato Capacità in MW Inizio della costruzione Prima criticità Operazione commerciale Chiusura
Tipo Modello Netto Grossolano
UN 1 PHWR CANDU operativo 774 830 1 giugno 1971 17 dicembre 1976 1 settembre 1977 ( 2042 )
2 PHWR CANDU operativo 777 830 1 dicembre 1970 27 luglio 1976 1 settembre 1977 ( 2043 )
3 PHWR CANDU operativo 770 830 luglio 1972 28 novembre 1977 1 febbraio 1978 ( 2064 )
4 PHWR CANDU operativo 769 830 settembre 1972 10 dicembre 1978 18 gennaio 1979 ( 2064 )
B 5 PHWR CANDU operativo 817 872 giugno 1978 1 marzo 1985 ( 2064 )
6 PHWR CANDU operativo 817 891 gennaio 1978 15 settembre 1984 ( 2064 )
7 PHWR CANDU operativo 817 872 maggio 1979 10 aprile 1986 ( 2064 )
8 PHWR CANDU operativo 817 872 agosto 1979 22 maggio 1987 ( 2064 )

Guarda anche

Riferimenti

Ulteriori letture

link esterno