Атомная электростанция Vogtle в штате Джорджия: крупнейшая в США

Введение

Атомная электростанция в округе Берк, штат Джорджия, США.

Электростанция Элвина В. Вогтла, также известная как завод Вогтл (англ. Plant Vogtle), является четырехблочной атомной электростанцией, расположенной в округе Берк, недалеко от Уэйнесборо, штат Джорджия, на юго-востоке Соединенных Штатов. С мощностью 4536 мегаватт это крупнейшая атомная электростанция и вторая по величине электростанция в Соединенных Штатах. Это также единственная атомная электростанция в стране с четырьмя блоками. Она названа в честь бывшего председателя правления Alabama Power и Southern Company Элвина Вогтла. Первые два блока – это реакторы с водой под давлением Westinghouse (PWR), оснащенные паровой турбиной и электрическим генератором General Electric. Блоки 1 и 2 были завершены в 1987 и 1989 годах соответственно и имеют валовую электрическую мощность 1215 МВт, что в сумме составляет 2430 МВт. Две градирни естественной тяги высотой 167 метров обеспечивают охлаждение основных конденсаторов станции. Четыре небольшие градирни механической тяги обеспечивают охлаждающей водой ядерной службы (NSCW) системы безопасности и вспомогательное оборудование, не относящееся к системам безопасности, а также отводят остаточное тепло от реактора, когда станция отключена. Каждая установка обслуживается одной градирней естественной тяги и двумя градирнями NSCW. В 2009 году Комиссия по ядерному регулированию (NRC) продлила лицензии на оба блока еще на 20 лет – до 16 января 2047 года для блока 1 и до 2 сентября 2049 года для блока 2. Во время строительства первых двух блоков Vogtle необходимые капитальные вложения увеличились с оценочных 660 миллионов долларов до 8,87 миллиардов долларов (в долларах США).

Два дополнительных блока, использующих реакторы Westinghouse AP1000, начали предварительное строительство в 2009 году, а блок 3 был завершен в июле 2023 года. Были также выбраны градирни естественной тяги, и две новые градирни имеют высоту почти 183 метра. В ходе строительства блоки столкнулись с несколькими задержками и превышением сметы. Первоначальные сертифицированные строительные и капитальные затраты на эти два новых блока составляли 14 миллиардов долларов, согласно семнадцатому полугодовому отчету о мониторинге строительства Vogtle в 2017 году. В последнем отчете увеличение затрат связывают с несоблюдением подрядчиком графика работ. Еще одним осложняющим фактором в процессе строительства стало банкротство Westinghouse в 2017 году. В 2018 году затраты оценивались примерно в 25 миллиардов долларов. В 2023 году затраты увеличились до 34 миллиардов долларов, и работы по блоку 4 еще предстоит завершить. Блок 3 начал коммерческую эксплуатацию 31 июля 2023 года, став первым новым ядерным реактором в Соединенных Штатах за 7 лет. Блок 4 начал коммерческую эксплуатацию 29 апреля 2024 года.

Упражнение

В 2008 году мощность реакторов 1 и 2 была увеличена на 1,7% за счет повышения по "Приложению K", также называемого повышением, основанным на учете погрешности измерений (MUR). Повышения, основанные на учете погрешности измерений, составляют менее 2%, и достигаются за счет внедрения усовершенствованных методов расчета мощности реактора. Это включает использование современных устройств измерения расхода питательной воды для более точного измерения расхода, который используется для расчета мощности реактора. Более точные измерения снижают степень неопределенности в уровне мощности, используемую аналитиками для прогнозирования способности реактора к безопасному останову в условиях спрогнозированных аварийных ситуаций. Поскольку мощность реактора может быть рассчитана с гораздо большей точностью, чем при использовании старых измерений типа Вентури, станция может безопасно работать с меньшим запасом прочности до своих пределов. Новый ультразвуковой расходомер работает путем сравнения времени, необходимого для прохождения ультразвуковых импульсов по течению и против течения внутри трубы, и использует разницу во времени для определения скорости потока воды в трубе. NRC одобрил запрос Vogtle на изменение лицензии (LAR) в марте 2008 года. Специалисты NRC установили, что Southern Nuclear может безопасно увеличить выходную мощность реактора, прежде всего, за счет более точных методов измерения расхода питательной воды. Специалисты NRC также рассмотрели оценки Southern Nuclear, подтверждающие, что конструкция станции способна выдержать повышенный уровень мощности. Блок 1 был модернизирован во время плановой остановки для дозаправки весной 2008 года, а блок 2 – во время осенней остановки того же года.

Случай с отключением электроэнергии

20 марта 1990 года произошло отключение электроэнергии. В 9:20 утра грузовик, перевозивший топливо и смазочные материалы, в распределительном устройстве 230 кВ завода заехал в опорную колонну питающей линии, подающей электроэнергию на резервный вспомогательный трансформатор (РАТ) блока 1А. В то время РАТ 1B был отключен для технического обслуживания, а РАТ 1А обеспечивал питание обоих каналов аварийного электроснабжения. Неаварийные каналы электроснабжения питались от обратной подачи с распределительного устройства через главный повышающий трансформатор к вспомогательным трансформаторам (УАТ) 1А и 1В. Аварийный дизель-генератор (АДГ) 1В был выведен из эксплуатации для планового обслуживания. После отключения электроэнергии АДГ 1А не запустился из-за срабатывания защитной автоматики. В результате потери электроэнергии в "важнейших цепях" станции отключился насос системы удаления остаточного тепла (РУОТ), охлаждавший активную зону блока 1 (который приближался к концу перегрузки), и была предотвращена активация резервного насоса РУОТ. Несмотря на то, что блок 1 в то время был остановлен, остаточное тепло от естественного распада радиоактивного топлива необходимо было удалять для предотвращения опасного повышения температуры активной зоны. Хотя неаварийное электроснабжение не было прервано, между важнейшими и неважнейшими каналами электроснабжения не было физической связи, что не позволяло важнейшим каналам получать питание по неповрежденной цепи через УАТ. В 9:40 операторы станции объявили об аварийной ситуации на площадке (SAE) в соответствии с действующими процедурами, которые требовали объявления SAE при потере "важнейшего" электроснабжения на срок более 15 минут. В 9:56 утра, после нескольких неудачных попыток нормального запуска АДГ 1А, операторы станции произвели аварийный запуск АДГ, активировав аварийный пусковой механизм "разбить стекло", который отключил большинство защитных устройств АДГ и принудительно запустил его. Запуск был успешным. Затем насос РУОТ А был запущен с использованием электроэнергии от АДГ А. После восстановления охлаждения активной зоны в 10:15 SAE была понижена до уровня тревоги. В 11:40 бригады включили РАТ 1В, который был отключен для технического обслуживания, восстановив питание канала безопасности "В". В 12:57 канал безопасности "А" был переключен с АДГ на РАТ 1В, и АДГ был отключен. Поскольку оба канала получали внешнее электроснабжение, тревога была снята в 1:47 дня. Температура теплоносителя активной зоны блока 1 увеличилась с - до - в течение 36 минут, необходимых для восстановления питания шины А. На протяжении всего инцидента неаварийное электроснабжение блока 1 постоянно обеспечивалось от внешних источников. Однако электрическая система станции Vogtle не была спроектирована для обеспечения легкого соединения шин важнейшего электроснабжения блока 1 с неаварийным электроснабжением или шинами блока 2. После этого инцидента на станции Vogtle были внесены изменения, позволяющие неаварийным шинам электроснабжения передавать питание на важнейшие шины в подобной ситуации. Эта электрическая неисправность также затронула блок 2, вызвав отключение автоматических выключателей в распределительном устройстве 230 кВ, что привело к отключению питания РАТ 2В и важнейшей шины "В". АДГ 2В затем запустился и восстановил питание важнейшей шины. Одновременно электрические помехи от оборванной линии, коснувшейся земли, были обнаружены защитной автоматикой на главном повышающем трансформаторе блока 2, и сработала защитная реле, отключив выходной автоматический выключатель трансформатора. Это привело к полному сбросу нагрузки на блок 2, что вызвало отключение турбины и, как следствие, аварийную остановку реактора. После отключения блока 2 неаварийный электрический канал "В" потерял питание, поскольку он пытался перейти от УАТ 2В (приводимого в действие турбогенератором) к неисправному РАТ 2В, что привело к отключению двух насосов охлаждающей жидкости реактора и одного из главных насосов питательной воды. Несмотря на это, охлаждение станции проходило безопасно. В 21:03 автоматические выключатели РАТ 2В в распределительном устройстве были включены, и внешнее электроснабжение было восстановлено на важнейших и неважнейших электрических каналах "В", что позволило перезапустить насосы охлаждающей жидкости реактора 2 и 4. АДГ 2В был отключен. Позже было установлено, что нарушение, вызванное падением линии, не было достаточно значительным для отключения защитной реле в соответствии с проектом и не должно было приводить к остановке блока 2. Дальнейшее расследование показало, что трансформаторы тока на главном трансформаторе были неправильно настроены. Настройки были скорректированы. Если бы трансформаторы тока были изначально настроены правильно, блок 2 остался бы в работе.

A loss of electrical power in the plant occurred on March 20, 1990. At 9:20 a. m., a truck carrying fuel and lubricants in the plant's 230 kV switchyard backed into a support column for the feeder line supplying power to the Unit 1 A reserve auxiliary transformer (RAT). At the time, the 1 B RAT was de energized for maintenance and RAT 1 A was powering both trains of emergency electrical power. The non emergency electrical trains were being powered by back feeding from the switchyard through the main step up transformer to the 1 A and 1 B unit auxiliary transformers (UAT). Emergency diesel generator (EDG) 1 B was out of service for planned maintenance. After the power loss, EDG 1 A failed to start due to a protective safety trip. The resulting loss of electrical power in the plant's "vital circuits" shut down the residual heat removal (RHR) pump that was cooling the core of Unit 1 (which was nearing the end of a refueling outage) and prevented the backup RHR from activating. Even though Unit 1 was offline at the time, residual heat from the natural decay of the radioactive fuel must be removed to prevent a dangerous rise in core temperature. While the non safety power was not interrupted, there was no physical connection between the vital and non vital electrical trains, preventing the vital trains from receiving power from the unaffected path through the UATs. At 9:40 a. m., the plant operators declared a site area emergency (SAE) per existing procedures which called for an SAE whenever "vital" power is lost for more than 15 minutes. At 9:56 a. m., after trying multiple times to start the 1 A EDG normally, plant operators performed an emergency startup of the EDG by activating the generator's emergency start "break glass" which bypassed most of the EDG's safeties and forced it to start. The startup was successful. RHR A was then started using power from EDG A. With core cooling restored, the SAE was downgraded to an alert at 10:15 a. m. At 11:40 a. m., crews energized RAT 1 B which had been shut down for maintenance, restoring power to the "B" safety electrical train. At 12:57 p. m., the "A" safety train was switched from the EDG to RAT 1 B and the EDG was shut down. With both trains receiving offsite power, the alert was terminated at 1:47 p. m.

The temperature of the Unit 1 core coolant increased from to during the 36 minutes required to re energize the A side bus. Throughout the event, non vital power was continuously available to Unit 1 from off site sources. However, the Vogtle electrical system was not designed to permit easy interconnection of the Unit 1 vital busses to non vital power or the Unit 2 electrical busses. Since this incident, Plant Vogtle has implemented changes to the plant that allow the non vital electrical buses to transfer power to the vital buses in this type of scenario. This electrical fault also affected Unit 2 by causing breakers in the 230 kV switchyard to trip, cutting off power to RAT 2 B and vital bus "B." EDG 2 B subsequently started and restored power to the vital bus. At the same time, the electrical disturbance from the falling line striking the ground was detected by protective safeties on the Unit 2 main step up transformer and a protective relay actuated, opening the transformer's output breaker. This caused a full load rejection to Unit 2, leading to a turbine trip and subsequently, a reactor scram. After Unit 2 tripped, the "B" non vital electrical train lost power as it attempted to transfer from UAT 2 B (powered by the turbine generator) to the failed RAT 2 B, causing two of the reactor coolant pumps and one of the main feedwater pumps to trip. Despite this, plant cool down proceeded safely. At 9:03 p. m., the RAT 2 B breakers in the switchyard were reset and offsite power was restored to the vital and non vital "B" electrical trains, allowing reactor coolant pumps 2 and 4 to be restarted. EDG 2 B was shutdown. It was later determined that the fault disturbance caused by the line falling was not of significant magnitude to trip the protective relay per design and should not have caused Unit 2 to shut down. Further investigation found that current transformers on the main transformer were improperly set. The controls were adjusted to the proper setting. Had the CTs been properly set initially, the Unit 2 would have remained online.

Фаза планирования

В августе 2006 года компания Southern Nuclear официально подала заявку на получение разрешения на выбор площадки (ESP) для двух дополнительных энергоблоков, а в марте 2008 года – заявку на получение комбинированной лицензии на строительство и эксплуатацию (COL). В апреле 2008 года компания Georgia Power Company заключила контракт с Westinghouse, принадлежащей Toshiba, на поставку двух реакторов AP1000. Westinghouse объединила усилия с Shaw Group (Батон-Руж, штат Луизиана) и ее подразделением Stone & Webster для управления проектом, при этом Westinghouse отвечала за инжиниринг, проектирование и общее руководство, а Shaw – за изготовление сборных модулей компонентов и управление строительно-монтажными работами на площадке. Этот контракт стал первым соглашением о новом ядерном строительстве в Соединенных Штатах после аварии на Три-Майл-Айленд в 1979 году и получил одобрение Комиссии по коммунальным услугам штата Джорджия в марте 2009 года.

Строительство

В августе 2009 года Комиссия по ядерному регулированию (NRC) выдала разрешение на обустройство площадки и разрешение на ограниченные работы. Началось ограниченное строительство на новых площадках реакторов, при этом ожидалось, что третий блок будет введен в эксплуатацию в 2016 году, а четвертый – в 2017 году, после окончательного получения комбинированной лицензии на строительство и эксплуатацию от NRC. В декабре 2011 года была выпущена 19-я редакция сертификации проекта AP1000, которая фактически включала полную переработку конструкции здания сдерживания: стена надлежащим образом усилена и рассчитана по размерам в местах соединения композитного стенового модуля с железобетонными секциями, а также, при необходимости, для восприятия сейсмических и ударных нагрузок. Эта конструкция является новой для поправки; ранее конструкция была полностью железобетонной. [выделено для акцентирования] Поскольку это изменение проектных требований было внесено после подписания инженерных контрактов и начала производства компонентов реактора с длительным сроком поставки, строительство было приостановлено, так как здание сдерживания пришлось перепроектировать. 16 февраля 2010 года президент Барак Обама объявил о предоставлении федеральных гарантий на сумму 8,33 миллиарда долларов на покрытие расходов на строительство, однако по состоянию на декабрь 2013 года компания Georgia Power не воспользовалась этими гарантиями, сначала ожидая лицензии на строительство, а затем – решения суда по иску о приостановке строительства. Ожидаемая стоимость строительства двух реакторов составляла 14 миллиардов долларов. Доля Georgia Power составляла около 6,1 миллиарда долларов, а оставшаяся доля собственности на два реактора распределена между Oglethorpe Power Corp., Муниципальным электрическим управлением Джорджии (MEAG Power) и Dalton Utilities. В феврале 2012 года NRC одобрило лицензию на строительство двух предлагаемых реакторов AP1000 на площадке Vogtle. Председатель NRC Грегори Ячко был единственным, кто проголосовал против планов строительства и эксплуатации двух новых ядерных реакторов, ссылаясь на соображения безопасности, возникшие в связи с ядерной катастрофой на Фукусиме в 2011 году, заявив: «Я не могу поддержать выдачу этой лицензии, как будто Фукусима никогда не происходила». Через неделю после того, как Southern Company получила лицензию на начало строительства, многие экологические и антиядерные группы подали в суд, чтобы остановить проект расширения, утверждая, что «проблемы общественной безопасности и охраны окружающей среды, возникшие после аварии на японском ядерном реакторе Фукусима Дайичи, не были учтены». 11 июля 2012 года иск был отклонен Апелляционным судом округа Колумбия. В феврале 2013 года строительный подрядчик проекта, Shaw, был приобретен компанией Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). 12 марта 2013 года строительство третьего блока официально началось с заливки основной плиты для ядерного острова. Эта операция была завершена 14 марта. В выходные дни 1 июня 2013 года началась сборка корпуса реактора, при этом нижняя головка корпуса была поднята на место на ядерном острове. К июню 2013 года график строительства был продлен как минимум на 14 месяцев. 21 ноября 2013 года заливка основной плиты для четвертого блока была завершена. В феврале 2014 года Министерство энергетики одобрило гарантию кредита в размере 6,5 миллиардов долларов для дочерней компании Southern Company, Georgia Power, и Oglethorpe Power Corp. Министерство энергетики первоначально потребовало оплату кредитной субсидии, но в конечном итоге от этого требования отказались, учитывая финансовую устойчивость Southern Co. и проекта Vogtle. Дальнейшие задержки и увеличение затрат были учтены в пересмотренном графике в начале 2015 года. В результате увеличения задержек и перерасхода средств подрядчик CB&I вышел из проекта, и Westinghouse взяла на себя непосредственный контроль над проектом в качестве подрядчика и наняла строительную фирму Fluor для замены CB&I/Shaw на месте, осуществляя повседневное управление работами. Westinghouse приобрела у CB&I определенные активы бывшей Shaw Group, чтобы обеспечить продолжение реализации проекта. В 2016 году Southern Company и Westinghouse привлекли строительную фирму Bechtel к проекту для совместного управления строительством. Недавние этапы строительства включают установку последнего из шести крупных структурных модулей для третьего блока (CA 02 и CA 03, которые образуют стенки резервуара хранения, являющегося частью пассивной системы охлаждения реактора). К шести крупным модулям также относятся ранее установленные CA 01, CA 04 и CA 05 в конструктивных модулях сдерживания, а также ранее установленный структурный модуль CA 20, который является частью внутренней структуры вспомогательного здания и содержит многие системы поддержки реактора. Модули CA 02 и CA 03 были установлены внутри корпуса реактора в мае 2016 года. Установка этих модулей является важным этапом, позволяющим начать другие строительные работы. В июне 2016 года на площадку был доставлен последний насос охлаждающей воды реактора для третьего блока. В ноябре 2016 года корпус реактора для третьего блока был установлен на ядерном острове. Прогресс в 2017 году включает установку трубопроводов контура охлаждения реактора и обоих парогенераторов на третьем блоке. Также достигнут прогресс в строительстве турбинного, вспомогательного и прилегающего зданий. На четвертом блоке также наблюдается прогресс в установке двух последних крупных структурных модулей. Строительство обеих градирен завершено, каждая из которых имеет высоту около 183 метров (600 футов).

In August 2009, the Nuclear Regulatory Commission (NRC) issued an Early Site Permit and a Limited Work Authorization. Limited construction at the new reactor sites began, with Unit 3 then expected to be operational in 2016, followed by Unit 4 in 2017, pending final issuance of the Combined Construction and Operating License by the NRC. In December 2011, a 19th revision was written for the AP1000 Design Certification, which effectively included a complete redesign of the containment building:The wall is appropriately reinforced and sized where the composite wall module joins the reinforced concrete sections and as appropriate to accommodate seismic loads and aircraft loads. This design is new to the amendment; previously the structure was all reinforced concrete. [emphasis added]As this change to the design requirements was made after engineering contracts were already signed and manufacturing had begun on the reactor's long lead time components, it resulted in a halting of construction as the containment building had to be redesigned. On February 16, 2010, President Barack Obama announced $8.33 billion in federal loan guarantees toward the construction cost, although as of December 2013, Georgia Power had not availed itself of those guarantees, at first awaiting the construction license, and after the construction stop lawsuit outcome. The expected building cost for the two reactors was $14 billion. Georgia Power's share was around $6.1 billion, while the remaining ownership of the two reactors is split among Oglethorpe Power Corp., the Municipal Electric Authority of Georgia (MEAG Power), and Dalton Utilities. In February 2012, the NRC approved the construction license of the two proposed AP1000 reactors at Vogtle. NRC Chairman Gregory Jaczko cast the lone dissenting vote on plans to build and operate the two new nuclear power reactors, citing safety concerns stemming from Japan's 2011 Fukushima nuclear disaster, saying, "I cannot support issuing this license as if Fukushima never happened." One week after Southern Company received the license to begin construction, many environmental and anti nuclear groups sued to stop the expansion project, claiming "public safety and environmental problems since Japan's Fukushima Daiichi nuclear reactor accident have not been taken into account". On July 11, 2012, the lawsuit was rejected by the Washington D. C. Circuit Court of Appeals. In February 2013, the project's construction contractor, Shaw, was purchased by Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). On March 12, 2013, construction on Unit 3 officially began with the pour of the basemat concrete for the nuclear island. This operation was completed on March 14. During the weekend of June 1, 2013, assembly of the containment vessel began with the bottom head of the vessel being lifted into place on the nuclear island. By June 2013, the construction schedule had been extended by at least 14 months. On November 21, 2013, the basemat pour for Unit 4 was completed. In February 2014, the Department of Energy approved a $6.5 billion loan guarantee for Southern Company subsidiary Georgia Power and Oglethorpe Power Corp. The Department of Energy initially demanded a credit subsidy fee, but the demand was ultimately dropped given the financial strength of Southern Co. and the Vogtle project. Further delays and cost increases were incorporated in a revised schedule in early 2015. As a result of the increased delays and cost overruns, contractor CB&I exited the project and Westinghouse took direct control of the project as contractor and hired construction firm Fluor to replace CB&I/Shaw on site managing the day to day work. Westinghouse purchased certain assets of the former Shaw Group from CB&I to allow the project to go forward. In 2016, Southern Company and Westinghouse added construction firm Bechtel to the project to share construction management responsibilities. Recent construction milestones include setting the final of the "big six" structural modules for Unit 3 (CA 02 and CA 03, which form the walls of a storage tank that is part of the reactor's passive cooling system). The "big six" modules also include the previously installed CA 01, CA 04, and CA 05 in containment structural modules, as well as the previously installed CA 20 structural module which forms part of the internal structure of the auxiliary building, containing many of the reactor's support systems. CA 02 and CA 03 were placed within the containment vessel in May 2016. The setting of these modules is a fairly significant milestone and allows other construction activities to commence. In June 2016, the final reactor coolant pump for Unit 3 was received on site. In November 2016, the reactor vessel for Unit 3 was set within the nuclear island. 2017 progress includes the installation of the reactor coolant loop piping and both steam generators at Unit 3. Progress has also been made in the turbine, auxiliary, and annex building. Unit 4 has also seen progress with the installation of the final two "big six" structural modules. Construction of both cooling towers is complete, with each nearly 600 feet (183 m) tall.

Банкротство Westinghouse 2017

В марте 2017 года компания Westinghouse Electric Company подала заявление о банкротстве по главе 11 в связи с убытками от двух проектов строительства атомных электростанций в США. Правительство США предоставило кредитные гарантии на сумму 8,3 миллиарда долларов для финансирования строительства реакторов Vogtle, и был согласован план завершения строительства станции. 31 июля 2017 года подразделение Southern Company, Southern Nuclear, приняло на себя строительство от Westinghouse и объявило тендер на новый контракт на управление строительством для организации повседневных работ на площадке. Southern получила предложения от компаний Fluor и Bechtel. 31 августа 2017 года Southern объявила о своем решении продолжить работу с Bechtel, которая будет осуществлять ежедневное управление строительством на оставшуюся часть проекта. Bechtel заменила Fluor, которая больше не будет участвовать в проекте.

Продолжение строительства утверждено, 2017

В ноябре 2017 года Комиссия по государственным услугам штата Джорджия (GPSC) запросила дополнительную документацию в связи с опасениями, что проектные чертежи не были одобрены надлежащим образом лицензированными инженерами, что имеет юридические последствия. 21 декабря 2017 года КСП одобрила продолжение строительства блоков 3 и 4 с условиями, которые сократили объем затрат, которые могут быть возмещены потребителям в течение срока службы проекта, что привело к запланированному ежемесячному увеличению тарифов для потребителей на 3,78 доллара после начала выработки электроэнергии. В августе 2018 года было зафиксировано увеличение стоимости на 2,3 миллиарда долларов. Общая стоимость, включая затраты на финансирование, оценивается примерно в 25 миллиардов долларов. В сентябре 2018 года, чтобы обеспечить продолжение проекта, Georgia Power согласилась оплачивать дополнительную долю расходов более мелких партнеров по проекту, если стоимость завершения превысит 9,2 миллиарда долларов. В марте 2019 года различным участникам строительства были предоставлены дополнительные федеральные гарантии по кредитам в размере 3,7 миллиарда долларов, что увеличило общий объем федеральных гарантий по кредитам до 12 миллиардов долларов. Генеральный директор Georgia Power заявил, что гарантии по кредитам сыграли ключевую роль в снижении затрат на финансирование строительства. Также в марте 2019 года Georgia Power подтвердила, что купол защитной оболочки блока 3 был опущен на место, и реактор будет готов к загрузке ядерного топлива в 2020 году. Этому предшествовала установка третьего кольца защитной оболочки, а также реакторного насоса охлаждающей жидкости и полярного крана на блоке 3 в 2018 и 2019 годах. Верхняя часть защитной оболочки была установлена во время посещения объекта секретарем энергетики Риком Перри и руководителями компаний-владельцев станции. Недавний прогресс в строительстве блока 4 включает установку последнего парогенератора и компенсатора давления. Блок 4 строится с учетом уроков, извлеченных из блока 3 и неудачного проекта атомной электростанции Виргила С. Саммера (V. C. Summer), и в результате последовательность установки некоторых компонентов была изменена. 22 ноября 2019 года было установлено третье кольцо защитной оболочки для блока 4, а 8 декабря 2019 года крыша здания защиты была установлена над защитной оболочкой блока 3. 16 декабря 2019 года диспетчерская блока 3 была введена в эксплуатацию и стала доступна для тестирования систем. 11 февраля 2020 года Southern Nuclear объявила о завершении окончательной заливки бетона внутри защитной оболочки блока 3, что позволило установить топливозарядную машину реактора. С февраля 2020 года продолжалась сборка последней верхней вертикальной конструкции здания реактора блока 3 – резервуара для хранения системы пассивного охлаждения, который будет установлен на крыше здания защиты. В октябре 2021 года было объявлено о трехмесячной задержке завершения строительства обоих блоков, при этом ожидается, что блок 3 будет введен в эксплуатацию в третьем квартале 2022 года, а блок 4 – во втором квартале 2023 года. В августе 2022 года было объявлено о дальнейшей задержке: ввод блока 3 в эксплуатацию перенесен на первый квартал 2023 года, а блока 4 – на четвертый квартал 2023 года. Ожидалось, что из-за задержек стоимость увеличится до более чем 30 миллиардов долларов.

In November 2017 the Georgia Public Service Commission (GPSC) requested additional documentation following concerns that design blueprints had not been approved by appropriately licensed engineers, which has legal implications. On December 21, 2017, the PSC approved the continuation of construction on Units 3 and 4, with conditions that reduced the costs that can be recovered from ratepayers over the life of the project, causing a scheduled monthly consumer rate increase of $3.78 after first power. In August 2018 a $2.3 billion increase in costs was recognized. The total cost, including financing costs, is estimated at about $25 billion. In September 2018, in order to sustain the project, Georgia Power agreed to pay an additional proportion of the costs of the smaller project partners if the cost of completion went beyond $9.2 billion. In March 2019 further federal loan guarantees of $3.7 billion were given to the various build partners, taking total federal loan guarantees up to $12 billion. The Georgia Power CEO said the loan guarantees played a key role in reducing financing costs for the build. Also in March 2019, Georgia Power confirmed that the Unit 3 containment cap had been lowered into place and the reactor would be ready to load nuclear fuel in 2020. This was preceded by the containment vessel third ring, as well as reactor coolant pump and polar crane installation in unit 3 during 2018 and 2019. The containment vessel's top head was set during a site visit by Secretary of Energy Rick Perry and executives of the plant's owners. Recent progress on unit 4 includes the installation of the final steam generator and pressurizer. Unit 4 is being constructed utilizing lessons learned from Unit 3 and from the failed Virgil C. Summer Nuclear Generating Station (V. C. Summer) project and as a result, the order in which some components are being installed has been modified. On November 22, 2019 the third ring of the containment vessel was set for unit 4, and on December 8, 2019 the unit 3 shield building roof was set above the unit 3 containment vessel. On December 16, 2019 the control room of unit 3 became operational and available for testing systems. On February 11, 2020, Southern Nuclear announced that the final concrete placement inside the Unit 3 containment vessel was completed, allowing installation of the reactor's fueling machine. As of February 2020, assembly continued on the final topmost vertical feature of the overall Unit 3 reactor building, the passive containment cooling system storage tank, which will be set on top of the Shield Building Roof. A three month delay to completion of both units was announced in October 2021, with unit 3 expected operational in the third quarter of 2022 and unit 4 in the second quarter of 2023. In August 2022 a further delay was announced, first quarter of 2023 for unit 3 and the fourth quarter of 2023 for unit 4. Costs were expected to rise to over $30 billion due to the delays.

Процесс ввода в эксплуатацию

14 октября 2022 года было объявлено о начале загрузки ядерного топлива в блок 3 АЭС Vogtle. В ходе этого процесса техники компаний Southern Nuclear и Westinghouse совместно переносят 157 топливных сборок из топливного бассейна в реактор по одной. После завершения загрузки начинается этап пуско-наладочных испытаний, в ходе которого проверяется целостность первичной системы теплоносителя и парогенераторов, а также обеспечивается их функционирование при проектных температурах и давлениях. Операторы также доведут установки от холодного старта до первой критичности, при которой достигается устойчивая цепная реакция. Затем блок будет синхронизирован с энергосистемой, с постепенным повышением мощности до 100%. Планировалось ввести блок 3 Vogtle в эксплуатацию в первом квартале 2023 года. В ходе пуско-наладочных и предэксплуатационных испытаний в феврале 2023 года в системе охлаждения станции были обнаружены неожиданные вибрации. Были приняты меры по устранению проблемы. Сроки были перенесены, и начало регулярной эксплуатации ожидалось в мае или июне 2023 года. 6 марта 2023 года блок 3 Vogtle впервые достиг критичности. Блок был подключен к энергосети 1 апреля и начал коммерческую эксплуатацию 31 июля. 2 мая 2023 года компания Georgia Power объявила об успешном завершении горячих функциональных испытаний блока 4 Vogtle, подтвердивших готовность реактора к загрузке топлива. 18 августа 2023 года началась загрузка топлива в блок 4 – 264 тепловыделяющих элемента. В октябре 2023 года в насосе системы охлаждения реактора блока 4 произошел отказ двигателя, что перенесло сроки ввода блока 4 в эксплуатацию на первый квартал 2024 года. Впоследствии, в системе охлаждения были обнаружены вибрации, что вновь отодвинуло сроки ввода в эксплуатацию на второй квартал 2024 года. 14 февраля 2024 года блок 4 Vogtle впервые достиг критичности. Блок был подключен к энергосети 1 марта. Vogtle 4 начал коммерческую эксплуатацию 29 апреля.

Окружающее население

Комиссия по ядерному регулированию определяет две зоны планирования действий в чрезвычайных ситуациях вокруг атомных электростанций: зона распространения радиоактивного шлейфа радиусом 10 миль (16 км), основное внимание которой уделяется воздействию и вдыханию радиоактивного загрязнения, переносимого по воздуху, и зона загрязнения продуктов питания и воды радиусом около 50 миль (80 км), основное внимание которой уделяется потреблению загрязненных радиоактивностью продуктов питания и жидкости. В 2010 году население в пределах 10 миль (16 км) от станции Vogtle составляло 5845 человек, что на 16,3% меньше, чем в предыдущее десятилетие. Население в пределах 50 миль (80 км) составляло 726 640 человек, что на 8,8% больше, чем в 2000 году. В пределах 50 миль (80 км) расположены такие города, как Огаста (42 км до центра города).