La central nuclear Santa María de Garoña se encuentra en Burgos, España. Fue inaugurada en 1970 y es la central nuclear más antigua de España aún en funcionamiento. Produce energía eléctrica a través de un reactor de agua en ebullición y ha tenido varios incidentes menores reportados desde 2007 a 2010. Toma agua del río Ebro para refrigeración, pero esto ha causado un aumento excesivo de la temperatura del río.

1. UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA CIVIL DEPARTAMENTO ACADEMICO DE CONSTRUCCION Central nuclear Santa María de GaroñaGESTION TECNOLOGICA ENPRESARIAL(PA814-G) ALUMNOS: MARIN-VASQUEZ-MICHEL JAMES 20062610A

2. Central nuclear Santa María de Garoña La central nuclear Santa María de Garoña es una central nuclear de generación eléctrica del tipo BWR que tiene una potencia instalada de 460 MW. Situada en Santa María de Garoña (Burgos, España) fue inaugurada en 1970. Desde el año 2006 es la central nuclear en activo más antigua de España, tras el cierre de la central de José Cabrera. La vida útil inicialmente prevista para la central (40 años en las centrales españolas), finaliza el año 2011. La última autorización de funcionamiento tenía su alcance hasta julio de 2009, fecha en la cual el gobierno autorizó una prórroga hasta el 2013.

3. Situación geográfica La central se encuentra en el municipio de Valle de Tobalina, en el pueblo de Santa María de Garoña. Está construida junto a un meandro del Ebro, del que toma agua para la refrigeración. Las ciudades más cercanas son Miranda de Ebro (32 km), Medina de Pomar (38 km), Villarcayo (43 km), Vitoria (64 km), Haro (52 km), Burgos (91 km), Bilbao (96 km), Laredo (106 km), Llodio (108 km), Reinosa (108 km) y Logroño (70 km en línea recta).

4. Construcción El 17 de agosto de 1963 Nuclenor obtuvo la autorización para la construcción de la central. En 1965 fue seleccionado, entre las propuestas presentadas al concurso internacional, el proyecto de General Electric que suponía la mayor central nuclear de su clase en la Europa de los años 60. En 1966 comenzaron las obras, que culminaron en octubre de 1970 con la autorización de puesta en marcha bajo la dirección de Don Joaquín Cervera, doctor ingeniero industrial. El 2 de marzo de 1971 se acopla la central a la red eléctrica española. Su diseño corresponde al de centrales de primera generación, anteriores al accidente nuclear de Three Mile Island. El reactor, del tipo BWR-3 (BWR corresponde a BoilingWater Reactor -reactor de agua en ebullición-) utiliza uranio enriquecido para la generación de calor. Este calor eleva la temperatura del agua, que hierve, se vaporiza y mueve las tres turbinas generadoras de electricidad. Este reactor fue diseñado y suministrado por la empresa estadounidense General Electric.

5. Producción energética En 2003, la central de Garoña produjo 3.739 millones de kWh, con un factor de carga del 91,59%, lo que supone el mejor resultado histórico de la central en un año con parada de recarga. Esta cifra equivale al 50% del consumo eléctrico de la comunidad de Castilla y León. Durante 2005, la central generó 3.680,38 millones de kWh, con un factor de carga superior al 90%. Hasta abril de 2006 ha tenido una producción de 108.291.071 MWh.

6. Gestión El 2 de marzo de 1957, Iberduero y Electra de Viesgo crearon Centrales Nucleares del Norte, S.A., Nuclenor, con el objetivo de construir la central nuclear de Santa María de Garoña. Esta Sociedad contaba con un capital inicial de 5 millones de pesetas, suscrito al 50% por ambas empresas matrices. Hoy en día, como consecuencia de los movimientos accionariales que se han producido en el sector eléctrico español en las últimas décadas, la empresa Nuclenor es propiedad de Iberdrola y Endesa al 50%.

8. El 15 de Marzo: Infarto de un trabajador de recarga

9. El 23 de Marzo: Reducción de carga por aumento de la temperatura de la atmosfera del generador

10. El 22 de Mayo: Incumplimiento de ETF en medida caudal del sistema tratamiento gases reserva.

11. El 10 de Septiembre: Arranque de la ventilación de emergencia en la sala control por pérdida de tensión en monitor de radiación.

13. El día 19 de agosto de 2008 se contempló la posibilidad de que las baterías de las unidades ininterrumpibles de potencia (UPS) de las barras A y B del sistema de 120 V c.a. pudieran haber tenido simultáneamente una capacidad inferior a la requerida. El suceso no tuvo consecuencias, ni para el personal de la central, ni para el medio ambiente y fue clasificado como nivel 1 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares (INES).

14. Como acciones correctoras tras el suceso se decidió incrementar la frecuencia de las pruebas de capacidad y medidas de seguimiento de los parámetros de dichas baterías, la investigación para determinar la causa de su degradación prematura, la sustitución de las baterías cada 24 meses hasta determinar la causa de su degradación, la revisión del diseño, el estudio de las mejores del sistema de refrigeración de las salas, la revisión de los procedimientos de prueba y la verificación del adecuado filtrado de la tensión suministrada por sus rectificadores.[

15. Sucesos en 2009

16. En el año 2009 se notificaron al CSN ocho sucesos. Todos ellos fueron clasificados como nivel 0 (INES).

17. Sucesos en 2010

19. El 2 de marzo de 1971 Santa María de Garoña se acopló al sistema eléctrico nacional, logrando la plena potencia 27 días después con 460.000 kilovatios eléctricos brutos, que corresponden a 1.381.000 kilovatios térmicos, la mayor instalada hasta ese momento en Europa.

20. Los primeros trabajos se centraron en el estudio y la localización del emplazamiento para construir la central, eligiendo, finalmente, el cauce del río Ebro, entre Trespaderne y La Rioja, en el meandro que forma el Ebro en las proximidades del pueblo de Santa María de Garoña, en la cola del embalse de Sobrón, ya que era un punto que reunía todos los requisitos necesarios para la construcción de un gran centro de producción energética.