Planta de generación eléctrica de Vogtle

La Planta de Generación de Electricidad Alvin W. Vogtle , también conocida como la planta Vogtle ( / v oʊ ɡ əl / ), [4] es una de dos unidades central nuclear situada en el condado de Burke , cerca de Waynesboro , Georgia , en el sureste de los Estados Unidos . Lleva el nombre de un ex presidente de la junta directiva de Alabama Power and Southern Company , Alvin Vogtle .

Planta Vogtle
Vogtle NPP.jpg
Edificios de contención y torres de enfriamiento de Vogtle 1 y 2
Wikimedia | © OpenStreetMap
Nombre oficialPlanta de generación eléctrica Alvin W. Vogtle
PaísEstados Unidos
LocalizaciónCondado de Burke , Georgia
Coordenadas33 ° 8′36 ″ N 81 ° 45′38 ″ W / 33,14333 ° N 81,76056 ° W / 33.14333; -81.76056Coordenadas : 33 ° 8′36 ″ N 81 ° 45′38 ″ W / 33,14333 ° N 81,76056 ° W / 33.14333; -81.76056
EstadoOperacional
Comenzó la construcciónUnidad 1–2: 1 de agosto de 1976
Unidad 3:12 de marzo de 2013
Unidad 4:19 de noviembre de 2013
Fecha de comisiónUnidad 1: 1 de junio de 1987
Unidad 2:20 de mayo de 1989
Unidad 3: diciembre de 2021 (planificado)
Unidad 4: noviembre de 2022 (planificado)
Costo de construcciónUnidades 1–2: $ 8,87 mil millones (1989 USD) [1]
($ 16,2 mil millones en dólares de 2019 [2] ) Unidades 3–4: $ 25 mil millones (estimado) [3]
Propietario (s)Georgia Power (45,7%)
OPC (30%)
MEAG (22,7%)
Dalton Utilities (1,6%)
Operador (es)Nuclear del Sur
Estación de energía nuclear
Tipo de reactorPWR
Proveedor de reactoresWestinghouse
Torres de enfriamiento2 × Calado natural
(para las unidades 1–2)
2 × Calado natural
(en construcción)
Fuente de enfriamientoRío savannah
Capacidad termal2 × 3626 MW th
Generación de energía
Unidades operativas1 × 1150 MW
1 × 1152 MW
Marca y modelo2 × WH 4 lazos (DRYAMB)
Unidades canceladas2 × 1113 MW
Unidades bajo const.2 × 1117 MW AP1000
Capacidad de la placa de identificación2302 MW
Factor de capacidad95,09% (2017)
91,25% (de por vida)
Producción neta anual19.176 GWh (2017)
enlaces externos
Sitio webPlanta Vogtle
Los comunesMedios relacionados en Commons
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Cada unidad tiene un reactor de agua presurizada Westinghouse (PWR), con una turbina de vapor General Electric y un generador eléctrico . Las unidades 1 y 2 se completaron en 1987 y 1989, respectivamente. Cada unidad tiene una capacidad bruta de generación de electricidad de 1.215 MW, para una capacidad combinada de 2.430 MW. [5] Las torres gemelas de enfriamiento de tiro natural tienen 548 pies (167 m) de altura y proporcionan enfriamiento a los condensadores principales de la planta. Cuatro torres de enfriamiento de tiro mecánico más pequeñas proporcionan agua de enfriamiento de servicio nuclear (NSCW) a los componentes de seguridad y auxiliares que no son de seguridad, así como también eliminan el calor de descomposición del reactor cuando la planta está fuera de línea. Una torre de tiro natural y dos torres NSCW sirven a cada unidad. En 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) renovó las licencias para ambas unidades por 20 años más [6] hasta el 16/1/2047 para la Unidad 1, [7] y el 9/2/2049 para la Unidad 2. [8] [9] Durante la construcción de las dos primeras unidades de Vogtle, la inversión de capital requerida saltó de un estimado de $ 660 millones a $ 8.87 mil millones. [1] ($ 16,2 mil millones en dólares de 2019 [2] )

Se están construyendo dos unidades adicionales que utilizan reactores Westinghouse AP1000 . [10] También se seleccionaron torres de enfriamiento de tiro natural, y las dos nuevas torres de enfriamiento tienen casi 600 pies (180 m) de altura. Las unidades han sufrido varios retrasos y sobrecostos. Los costos de construcción y capital certificados para estas dos nuevas unidades fueron originalmente de $ 14 mil millones, según el Decimoséptimo Informe Semestral de Monitoreo de Construcción de Vogtle en 2017. [11] Este último informe culpa del último aumento de costos al contratista que no completó el trabajo según lo programado. . Otro factor que complica el proceso de construcción es la quiebra de Westinghouse en 2017. [12] En 2018, los costos se estimaron en alrededor de $ 25 mil millones. [3] Tras la finalización de las Unidades 3 y 4 en 2021, Vogtle se convertirá en la central nuclear más grande de Estados Unidos.

La planta de generación eléctrica de Vogtle tiene dos reactores operativos con dos unidades adicionales en construcción.

Unidad de reactor Tipo de reactor Capacidad (MWe) Construcción

empezado

Red

conexión

Comercial

operación

Cerrar
Net (verano) Bruto
Vogtle-1 [13]Westinghouse

4 bucles

1150 1229 1 de agosto de 1976 27 de marzo de 1987 1 de junio de 1987
Vogtle-2 [14]1152 10 de abril de 1989 20 de mayo de 1989
Vogtle-3 [15]AP1000 1117 1250 12 de marzo de 2013 Diciembre de 2021

(Proyectado) [16] [17]
Vogtle-4 [18]19 de noviembre de 2013 Noviembre de 2022

(Proyectado) [16] [17]

En 2008, la potencia de ambos reactores aumentó en un 1,7% mediante un aumento de la tasa del "Apéndice K", [19] también llamado aumento de la recuperación de la incertidumbre de la medición (MUR). Los aumentos de potencia de recuperación de la incertidumbre de medición son inferiores al 2 por ciento y se logran mediante la implementación de técnicas mejoradas para calcular la potencia del reactor. Esto implica el uso de dispositivos de medición de flujo de agua de alimentación de última generación para medir con mayor precisión el flujo de agua de alimentación, que se utiliza para calcular la potencia del reactor. Las mediciones más precisas reducen el grado de incertidumbre en el nivel de potencia, que los analistas utilizan para predecir la capacidad del reactor para apagarse de manera segura en condiciones de accidente postuladas. [20] Debido a que la potencia del reactor ahora se puede calcular con mucha mayor precisión que con la antigua medición de tipo venturi , la planta puede funcionar con seguridad dentro de un margen de error más estrecho hasta sus límites. El nuevo medidor de flujo funciona comparando el tiempo que tardan los pulsos de sonido ultrasónico en viajar corriente arriba frente a corriente abajo dentro de la tubería, y usa el diferencial de tiempo para calcular el caudal del 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 podría aumentar de manera segura la producción de energía del reactor principalmente a través de medios más precisos para medir el flujo de agua de alimentación. El personal de la NRC también revisó las evaluaciones de Southern Nuclear que muestran que el diseño de la planta puede manejar el aumento del nivel de energía. [21] La Unidad 1 fue mejorada durante su interrupción de reabastecimiento de combustible en la primavera de 2008, y la Unidad 2 fue mejorada en la interrupción de otoño del mismo año.

Perdida de poder

Una pérdida de energía eléctrica en la planta ocurrió el 20 de marzo de 1990.

A las 9:20 am, un camión que transportaba combustible y lubricantes en el patio de distribución de 230 kV de la planta retrocedió hacia una columna de soporte para la línea de alimentación que suministra energía al transformador auxiliar de reserva (RAT) de la Unidad 1-A. En ese momento, el 1-B RAT se desactivó para el mantenimiento y el RAT 1-A estaba alimentando ambos trenes de energía eléctrica de emergencia. Los trenes eléctricos que no eran de emergencia estaban siendo alimentados por retroalimentación desde el patio de maniobras a través del transformador elevador principal a los transformadores auxiliares de la unidad 1-A y 1-B (UAT). Además, el generador diésel de emergencia (EDG) 1-B estaba fuera de servicio por mantenimiento planificado. Después de la pérdida de energía, el EDG 1-A no pudo arrancar debido a un disparo de seguridad de protección. La pérdida de energía eléctrica resultante en los "circuitos vitales" de la planta apagó la bomba de eliminación de calor residual (RHR) que estaba enfriando el núcleo de la Unidad 1 (que estaba llegando al final de una interrupción de reabastecimiento de combustible) e impidió que se activara la RHR de respaldo. Aunque la Unidad 1 estaba fuera de línea en ese momento, el calor residual de la desintegración natural del combustible radiactivo debe eliminarse para evitar un aumento peligroso de la temperatura central. Si bien no se interrumpió la energía que no era de seguridad, no hubo conexión física entre los trenes eléctricos vitales y no vitales, lo que impidió que los trenes vitales recibieran energía de la ruta no afectada a través de los UAT.

A las 9:40 am, los operadores de la planta declararon una emergencia en el área del sitio (SAE) según los procedimientos existentes que exigían un SAE siempre que se perdiera energía "vital" durante más de 15 minutos. A las 9:56 am, después de intentar varias veces arrancar el EDG 1-A con normalidad, los operadores de la planta realizaron un arranque de emergencia del EDG activando el "cristal de ruptura" de arranque de emergencia del generador, que pasó por alto la mayoría de los dispositivos de seguridad del EDG y lo obligó a funcionar. comienzo. La puesta en marcha fue exitosa. Luego se inició RHR-A usando energía de EDG-A. Con el enfriamiento del núcleo restaurado, el SAE fue degradado a una alerta a las 10:15 am. A las 11:40 am, las cuadrillas energizaron el RAT 1-B que había sido apagado por mantenimiento, restaurando la energía al tren eléctrico de seguridad "B". A las 12:57 pm, el tren de seguridad "A" se cambió del EDG a RAT 1-B y el EDG se apagó. Con ambos trenes recibiendo energía fuera del sitio, 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 energía no vital disponible de forma continua desde 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 o los buses eléctricos de la Unidad 2. [22] Desde este incidente, Plant Vogtle ha implementado cambios en la planta que permiten que los autobuses eléctricos no vitales transfieran energía a los autobuses vitales en este tipo de escenario.

Esta falla eléctrica también afectó a la Unidad 2 al hacer que los interruptores en el patio de distribución de 230 kV se dispararan, cortando la energía al RAT 2-B y al bus vital "B". Posteriormente, EDG 2-B inició y restauró la energía al bus vital. Al mismo tiempo, la perturbación eléctrica de la línea descendente que golpea el suelo se detectó mediante dispositivos de seguridad en el transformador elevador principal de la Unidad 2 y un relé de protección activado, abriendo el interruptor de salida del transformador. Esto provocó un rechazo de carga completa a la Unidad 2, lo que provocó un disparo de la turbina y, posteriormente, una parada del reactor . Después de que se disparara la Unidad 2, el tren eléctrico no vital "B" perdió potencia cuando intentaba transferir de UAT 2-B (alimentado por el generador de turbina) a la RAT 2-B fallida, lo que provocó que dos de las bombas de refrigerante del reactor y una de las principales bombas de agua de alimentación para disparar. A pesar de esto, el enfriamiento de la planta se realizó de manera segura. A las 9:03 pm, se restablecieron los interruptores RAT 2-B en el patio de maniobras y se restableció la energía externa a los trenes eléctricos "B" vitales y no vitales, lo que permitió reiniciar las bombas 2 y 4 de refrigerante del reactor. EDG 2-B se apagó. Más tarde se determinó que la perturbación de la falla causada por la caída de la línea no fue de una magnitud significativa para disparar el relé de protección según el diseño y no debería haber causado el apagado de la Unidad 2. Una investigación adicional encontró que los transformadores de corriente en el transformador principal estaban configurados incorrectamente. Los controles se ajustaron a la configuración adecuada. Si los CT se hubieran configurado correctamente inicialmente, la Unidad 2 habría permanecido en línea.

Fase de planeamiento

Construcción en marcha en Vogtle, octubre de 2011
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Video de lapso de tiempo de Vogtle Unit 3 Condenser B

El 15 de agosto de 2006, Southern Nuclear solicitó formalmente un Permiso de emplazamiento anticipado (ESP) para dos unidades adicionales. El ESP determinó si el sitio era apropiado para reactores adicionales, y este proceso es independiente del proceso de solicitud de Licencia Combinada de Construcción y Operación (COL). [23] El 31 de marzo de 2008, Southern Nuclear anunció que había presentado una solicitud para un COL, un proceso que tomaría al menos de 3 a 4 años. [24] El 9 de abril de 2008, Georgia Power Company llegó a un acuerdo de contrato 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 con 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 sitio de construcción. [25] El contrato representó el primer acuerdo para un nuevo desarrollo nuclear en los Estados Unidos desde el accidente de Three Mile Island en 1979, y recibió la aprobación de la Comisión de Servicios Públicos de Georgia el 17 de marzo de 2009. [25] [26]

Construcción

El 26 de agosto de 2009, la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) emitió un Permiso de emplazamiento anticipado y una Autorización de trabajo limitada. Comenzó la construcción limitada en los nuevos sitios del reactor, y se esperaba que la Unidad 3 estuviera operativa 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. [27] [28] Desde entonces, estas fechas se han deslizado hasta 2021 y 2022 para las Unidades 3 y 4, respectivamente.

El 16 de febrero de 2010, el presidente Barack Obama anunció $ 8.33 mil millones en garantías de préstamos federales para el costo de la construcción, [29] aunque a diciembre de 2013, Georgia Power no se había acogido a esas garantías, al principio esperando la licencia de construcción, y después de la resultado de la demanda de parada de construcción. El costo de construcción esperado para los dos reactores fue de $ 14 mil millones. [30] La participación de Georgia Power fue de alrededor de $ 6,1 mil millones, mientras que la propiedad restante de los dos reactores se divide entre Oglethorpe Power Corp. , la Autoridad Eléctrica Municipal de Georgia (MEAG Power) y Dalton Utilities. [31]

En febrero de 2012, la NRC aprobó la licencia de construcción de los dos reactores AP1000 propuestos en Vogtle. [32] El presidente de la NRC, Gregory Jaczko, emitió el único voto disidente sobre los planes para construir y operar los dos nuevos reactores de energía nuclear, citando preocupaciones de seguridad derivadas del desastre nuclear de Fukushima en Japón en 2011 , diciendo: "No puedo apoyar la emisión de esta licencia como si Fukushima nunca hubiera sucedido . " [33] Una semana después de que Southern Company recibiera la licencia para comenzar la construcción, muchos grupos ambientales y antinucleares demandaron para detener el proyecto de expansión, alegando que "los problemas ambientales y de seguridad pública desde el accidente del reactor nuclear Fukushima-Daiichi de Japón no se han tenido en cuenta. ". [34] El 11 de julio de 2012, la demanda fue rechazada por la Corte de Apelaciones del Circuito de Washington DC. [35]

En febrero de 2013, el contratista de construcción del proyecto, Shaw, fue comprado por Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). El 12 de marzo de 2013, la construcción de la Unidad 3 se inició oficialmente con la fluidez del Basemat concreto para la isla nuclear. [36] Esta operación se completó el 14 de marzo. [37] Durante el fin de semana del 1 de junio de 2013, el montaje de la embarcación de contención comenzó con la parte inferior de la embarcación colocada en su lugar en la isla nuclear. [38] En junio de 2013, el calendario de construcción se había ampliado al menos 14 meses. [39] El 21 de noviembre de 2013, se completó el vertido de tapete base para la Unidad 4. [40]

En febrero de 2014, el Departamento de Energía aprobó una garantía de préstamo de $ 6.5 mil millones para la subsidiaria de Southern Company Georgia Power y Oglethorpe Power Corp. El Departamento de Energía inicialmente exigió una tarifa de subsidio de crédito, pero la demanda finalmente se redujo dada la solidez financiera de Southern Co. y el proyecto Vogtle. [41] [42] [43]

Se incorporaron más demoras y aumentos de costos en un cronograma revisado a principios de 2015. Como resultado de las mayores demoras y sobrecostos, el contratista CB&I abandonó el proyecto y Westinghouse tomó el control directo del proyecto como contratista y contrató a la empresa de construcción Fluor para reemplazar a CB & I / Shaw in situ gestionando el trabajo diario. Westinghouse compró ciertos activos del antiguo Shaw Group de CB&I para permitir que el proyecto siguiera adelante. En 2016, Southern Company y Westinghouse agregaron a la constructora Bechtel al proyecto para compartir las responsabilidades de gestión de la construcción. [44]

Los hitos de construcción recientes incluyen el establecimiento de la final de los "seis grandes" módulos estructurales para la Unidad 3 (CA-02 y CA-03, que forman las paredes de un tanque de almacenamiento que forma parte del sistema de enfriamiento pasivo del reactor). Los "seis grandes" módulos también incluyen los módulos estructurales de contención CA-01, CA-04 y CA-05 previamente instalados, así como el módulo estructural CA-20 previamente instalado que forma parte de la estructura interna del auxiliar. edificio, que contiene muchos de los sistemas de apoyo del reactor. CA-02 y CA-03 se colocaron dentro del recipiente de contención en mayo de 2016. La configuración de estos módulos es un hito bastante significativo y permite que se inicien otras actividades de construcción. En junio de 2016, se recibió en el lugar la bomba de refrigerante del reactor final para la Unidad 3. En noviembre de 2016, la vasija del reactor de la Unidad 3 se instaló dentro de la isla nuclear. Los avances de 2017 incluyen la instalación de la tubería del circuito de refrigerante del reactor y ambos generadores de vapor en la Unidad 3. También se avanzó en el edificio de turbinas, auxiliares y anexo. La Unidad 4 también ha progresado con la instalación de los dos últimos módulos estructurales "seis grandes". La construcción de ambas torres de enfriamiento está completa, cada una con una altura de casi 600 pies (180 m). [ cita requerida ]

Quiebra de Westinghouse 2017

En marzo de 2017, Westinghouse Electric Company se acogió al Capítulo 11 de la bancarrota debido a las pérdidas de sus dos proyectos de construcción nuclear en EE. UU. [45] El gobierno de Estados Unidos ha otorgado garantías de préstamos por valor de 8.300 millones de dólares para ayudar a financiar la construcción de los reactores de Vogtle, [46] y se ha acordado un camino a seguir para completar la planta. [47] El 31 de julio de 2017, la división Southern Company, Southern Nuclear, asumió oficialmente la construcción de Westinghouse y abrió una licitación para un nuevo contrato de gestión de la construcción para gestionar el trabajo diario en el sitio. Southern recibió ofertas tanto de Fluor como de Bechtel. El 31 de agosto de 2017, Southern anunció su decisión de seguir adelante con Bechtel para ser el gerente de construcción diario para el resto del proyecto. Bechtel reemplazará a Fluor, quien ya no participará en el proyecto. [48]

Continuación de la construcción aprobada 2017

En noviembre de 2017, la Comisión de Servicios Públicos de Georgia (GPSC) solicitó documentación adicional debido a preocupaciones de que los planos de diseño no habían sido aprobados por ingenieros con la licencia adecuada, lo que tiene implicaciones legales. El 21 de diciembre de 2017, el PSC aprobó la continuación de la construcción en las Unidades 3 y 4, con condiciones que redujeron los costos que se pueden recuperar de los contribuyentes durante la vida del proyecto. [49]

En el Informe de Monitoreo de Construcción de Vogtle (VCM) de febrero de 2018, GPSC aprobó noviembre de 2021 y noviembre de 2022 como las fechas objetivo de puesta en servicio para las Unidades 3 y 4, respectivamente. El informe señala que el proyecto se está completando en un cronograma acelerado y actualmente se está rastreando antes de las fechas objetivo de 2021 y 2022 en servicio. [50]

En agosto de 2018 se reconoció un aumento de costos de $ 2,3 mil millones. [51] El costo total, incluidos los costos de financiación, se estima en unos 25 000 millones de dólares. [3] En septiembre de 2018, para sostener el proyecto, Georgia Power acordó pagar una proporción adicional de los costos de los socios del proyecto más pequeños si el costo de finalización superaba los $ 9.2 mil millones. [52]

En marzo de 2019, se otorgaron más garantías de préstamos federales de $ 3.7 mil millones a los diversos socios de construcción, lo que elevó las garantías de préstamos federales totales a $ 12 mil millones. El director ejecutivo de Georgia Power dijo que las garantías del préstamo desempeñaron un papel clave en la reducción de los costos de financiamiento para la construcción. [53] También en marzo de 2019, Georgia Power confirmó que la tapa de contención de la Unidad 3 se había colocado en su lugar y que el reactor estaría listo para cargar combustible nuclear en 2020. [54] Esto también fue precedido por el tercer anillo del recipiente de contención. como bomba de refrigerante del reactor e instalación de grúa polar en la unidad 3 durante 2018 y 2019. La cabeza superior del recipiente de contención se instaló 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 final y el presurizador. La Unidad 4 se está construyendo utilizando las lecciones aprendidas de la Unidad 3 y del fallido proyecto Virgil C. Summer Nuclear Generating Station (VC Summer) y, como resultado, se ha modificado el orden en el que se instalan algunos componentes. [ cita requerida ] 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 el techo del edificio de protección de la unidad 3 se colocó 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 ahora está disponible para probar sistemas. El 11 de febrero de 2020, Southern Nuclear anunció que se completó la colocación final de concreto dentro del recipiente de contención de la Unidad 3, lo que permitirá la instalación de la máquina de abastecimiento de combustible del reactor. A partir de febrero de 2020, el montaje continúa en la última característica superior más vertical del edificio del reactor de la Unidad 3 en general, el tanque de almacenamiento del sistema de enfriamiento de contención pasiva, que se colocará en la parte superior del techo del edificio Shield.

La Comisión Reguladora Nuclear define dos zonas de planificación de emergencia alrededor de las plantas de energía nuclear: una zona de vía de exposición a la pluma con un radio de 10 millas (16 km), que se ocupa principalmente de la exposición e inhalación de contaminación radiactiva en el aire, y una zona de vía de ingestión unas 50 millas (80 km), principalmente relacionadas con la ingestión de alimentos y líquidos contaminados por radiactividad. [55]

La población de EE.UU. en 2010 dentro de las 10 millas (16 km) de Vogtle fue de 5.845, una disminución del 16,3 por ciento en una década, según un análisis de los datos del censo de EE.UU. para msnbc.com. La población de EE.UU. en 2010 dentro de 50 millas (80 km) fue de 726,640, un aumento del 8.8 por ciento desde 2000. Las ciudades dentro de 50 millas (80 km) incluyen Augusta, GA (26 millas (42 km) al centro de la ciudad). [56]

La estimación de la Comisión Reguladora Nuclear del riesgo cada año de un terremoto lo suficientemente intenso como para causar daños en el núcleo de cualquiera de los reactores en Vogtle fue de 1 en 140,845, según un estudio de la NRC publicado en agosto de 2010. [57] [58]

  • Lista de las centrales eléctricas más grandes de los Estados Unidos

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  • Southern Nuclear: Página de inicio de Plant Vogtle
  • Departamento de Energía de EE. UU .: Vogtle
  • NRC: Planta de generación eléctrica de Vogtle, Unidad 1
  • NRC: Planta de generación eléctrica de Vogtle, Unidad 2
  • NRC: Aplicación de Vogtle, Unidades 3 y 4