Analisis-de-la-tecnologa-de-los-reactores-ABWR-y-AP600-en-respuesta-a-transitorios

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
PROGRAMA DE MAESTRÍA Y DOCTORADO EN INGENIERÍA 
 ENERGÍA 
SISTEMAS ENERGÉTICOS 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISIS DE LA TECNOLOGÍA DE LOS REACTORES ABWR Y AP600 EN RESPUESTA A 
TRANSITORIOS 
 
 
 
 
TESIS QUE PARA OPTAR POR EL GRADO DE: 
MAESTRO EN INGENIERÍA 
 
 
 
 
 
PRESENTA: 
MARÍA FELICIA JIMÉNEZ LAVIÉ 
 
 
 
 
TUTOR 
M.C. EDGAR SALAZAR SALAZAR 
 
 
 
 
 
 
 
 
Margarita
Texto escrito a máquina
FACULTAD DE INGENIERÍA
Margarita
Texto escrito a máquina
Margarita
Texto escrito a máquina
CIUDAD UNIVERSITARIA, CD. MX., JULIO, 2019
Margarita
Texto escrito a máquina
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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JURADO ASIGNADO: 
 
 
 
 
Presidente: Juan Luis Francois Lacouture 
 
Secretario: Pamela Fran Nelson Edelstein 
 
1 er Vocal: Edgar Salazar Salazar 
 
2 do Vocal: Carlos Chávez Mercado 
 
3 er Vocal: Roberto Carlos López Solis 
 
 
 
 
 
 
Lugar o lugares donde se realizó la tesis: Posgrado de Ingeniería de la UNAM 
 
 
 
 
 
 
TUTOR DE TESIS: 
 
Edgar Salazar Salazar 
 
 
 
-------------------------------------------------- 
FIRMA
 
 
 
 
 
 
Dedicatoria 
A mi hijo: Por ser mi fuente de inspiración y dar valor a todas las cosas que realizo en mi 
vida cotidiana. 
A mis padres: Por los principios inflexibles bajo los cuales me educaron y me han guiado 
en la vida, y sobre todo por su apoyo incondicional, para el logro de este trabajo. 
A mi esposo: Por su paciencia, comprensión, amor y devoción a la familia. 
A José Chipolini Hernández, por hacerme parte de su familia y tratarme como una hija 
más. 
 
 
Agradecimientos 
A mi tutor Edgar Salazar, por creer en mí. 
A todos los profesores que tuve durante la maestría, en especial al Dr. Juan Luis 
François, por su apoyo incondicional desde que decidí venirme a México a estudiar. 
A mis amigos que están lejos y a los que están cerca, porque gracias a ellos la vida se 
nos hace más divertida. 
A la familia Chipolini y a los Uriza-Sparrowe, por todo su apoyo. 
 
 
Índice 
Lista de Tablas. i 
Lista de Figuras. i 
Lista de Gráficas. ii 
Lista de acrónimos. iv 
Resumen. v 
Abstract. vi 
Introducción. vii 
i. Energía y cambio climático. vii 
ii. Evolución y estado actual de los reactores de potencia a nivel 
mundial. 
viii 
iii. Proyecciones futuras del sistema energético en México. ix 
iv. Nucleoeléctricas en el sistema eléctrico de México actual y futuro. x 
Capítulo 1. Tecnología ABWR. 1 
 1.1 Descripción general. 1 
 1.2 Vasija a presión del reactor y sus componentes. 2 
 1.3 Núcleo del reactor. 4 
 1.4 Ensambles de combustible. 4 
 1.5 Barras de control. 5 
 1.6 Sistema de recirculación. 5 
 1.7 Sistemas auxiliares del reactor. 6 
 1.8 Sistemas de enfriamiento de emergencia del núcleo. 6 
 1.8.1 Sistema de alta presión de inundación del núcleo. 7 
 1.8.2 Sistema de enfriamiento del núcleo con el reactor aislado. 7 
 1.8.3 Sistema de despresurización automática. 8 
 1.8.4 Sistema de remoción de calor residual. 8 
 1.8.5 Sistema de baja presión de llenado del núcleo. 9 
 1.9 Principales datos técnicos del ABWR. 9 
Capítulo 2. Tecnología AP600 y AP1000. 11 
 2.1 Descripción general. 11 
 2.2 Vasija a presión del reactor. 12 
 2.3 Diseño del núcleo. 12 
 2.4 Generadores de vapor. 12 
 2.5 Sistema de refrigeración del reactor. 13 
 2.6 Bombas de refrigeración y tuberías. 13 
 2.7 Presurizador. 14 
 2.8 Aspectos de seguridad y sistemas pasivos de seguridad. 14 
 2.8.1 Sistema pasivo de refrigeración de emergencia del núcleo. 15 
 2.8.2 Sistema de refrigeración pasiva de la contención. 15 
 2.8.3 Remoción pasiva de calor residual. 17 
 2.8.4 Sistema de eliminación de calor residual. 17 
 2.8.5 Sistema de control químico y de volumen. 18 
 2.8.6 Sistema de despresurización automática. 19 
 2.8.7 Sistema de enfriamiento de la alberca de combustible gastado. 19 
 2.8.8 Aislamiento de la contención. 19 
 2.8.9 Mitigación de accidente a largo plazo. 19 
 2.8.10 Habilitación del sistema de emergencia del cuarto de control. 19 
 2.9 Principales datos técnicos del AP600 y AP1000. 20 
 
 
 
Capítulo 3. Simuladores de entrenamiento. 24 
 3.1 Generalidades de los simuladores. 24 
 3.1.1 Introducción a la simulación. 24 
 3.1.2 Clasificación de los Simuladores. 24 
 3.1.3 Ventajas del uso de la simulación. 25 
 3.1.4 Simuladores de propósito académico del OIEA. 26 
 3.1.5 Requerimientos informáticos de los simuladores académicos del 
OIEA. 
27 
 3.2 Simulador del ABWR. 27 
 3.2.1 Pantallas del simulador ABWR. Características. 28 
 3.2.2 Nivel de acción de algunos sistemas del reactor vs nivel del RPV. 30 
 3.2.3 Descripcion del modelo dinámico. 31 
 3.2.3.1 Modelo del reactor. 31 
 3.2.3.2 Transferencia de calor al refrigerante. 33 
 3.3.3.3 Modelo termohidrúalico y de transferencia de calor. 33 
 3.2.4 Eventos del simulador ABWR. 35 
 3.3 Simulador del AP600 35 
 3.3.1 Pantallas del simulador del AP600. Características. 35 
 3.3.2 Modelo matemáticos del simulador. 39 
 3.3.2.1 Modelo cinético espacial del reactor. 39 
 3.3.2.2 Hidráulica del núcleo. 40 
 3.3.2.3 Transferencia de calor al refrigerante primario. 41 
 3.3.3 Eventos del simulador del AP600 42 
Capítulo 4. Descripción y análisis de los eventos para el reactor ABWR. 44 
 4.1 Ruptura de una línea de vapor en el interior del pozo seco. 45 
 4.2 Ruptura de una línea de agua de alimentación dentro del pozo seco. 50 
 4.3 Grieta de tamaño medio en la vasija del reactor. 56 
Capítulo 5. Descripción y análisis de los eventos para el reactor AP600. 62 
 5.1 Apertura inadvertida de la válvula de alivio del presurizador CV22. 62 
 5.2 Rompimiento en cizalla de la tubería de vapor principal. 71 
 5.3 Rompimiento en cizalla de la pierna fría #4. 76 
Capítulo 6. Conclusiones. 83 
 6.1 Resultados y discusión. 83 
 6.2 Recomendaciones. 85 
Referencias. 86 
 
 
 
 
i 
 
Lista de Tablas 
Tabla I. Evolución de las adiciones de capacidad por tecnología en el período 
2018-2032. 
xi 
Tabla 1.1. Datos técnicos del ABWR. 9 
Tabla 2.1. Datos técnicos del AP600 y AP1000. 21 
 
Lista de Figuras. 
 
 
 
 
Figura I. Emisión de gCO2 equivalente por kWh, a partir de diferentes 
métodos de generación eléctrica. 
vii 
Figura II. Evolución de los reactores nucleares. viii 
Figura III. Distribución por países de reactores de potencia ix 
Figura 1.1. Esquema de una planta ABWR. 1 
Figura 1.2. RPV y los componentes internos de un ABWR. 3 
Figura 1.3. Núcleo del reactor ABWR. 4 
Figura 1.4. Corte axial de una barra de control (izquierda) e imagen de una 
barra de control entera (derecha). 
5 
Figura 1.5. Diagrama de los ECCS del ABWR. 7 
Figura 2.1. Esquema de una planta AP1000. 11 
Figura 2.2. Esquema del Sistema de refrigeración del reactor. 13 
Figura 2.3 Esquema del sistema PCS. 16 
Figura 2.4. Sistemas pasivos de seguridad para el AP600 y AP1000. 20 
Figura 3.1. Simulador de alcance completo en réplica de cuarto de control, 
central nuclear de Angra-1 en Brasil. 
25 
Figura 3.2 Pantalla de vista general de la planta del simulador ABWR. 28 
Figura 3.3. Regiones de refrigerante en la RPV. 31 
Figura 3.4. Pantalla de las barras de control/apagadoy reactividad. 36 
Figura 4.1. Ruptura de una línea de vapor principal dentro del pozo seco. 45 
Figura 4.2. Rompimiento de una línea de agua de alimentación dentro del 
pozo seco. 
50 
Figura 4.3. Grieta en el fondo de la RPV. 56 
Figura 5.1. Apertura inadvertida de la válvula CV22. 63 
Figura 5.2. Rompimiento en cizalla de la tubería de vapor principal. 71 
Figura 5.3. Rompimiento en cizalla de la pierna fría #4. 76 
ii 
 
Lista de Gráficas 
Gráfica I. Participación en la capacidad adicional por tipo de tecnología 2018-
2032. 
x 
Gráfica 4.1. Variación del flujo de vapor a través de la ruptura de una de las 
líneas de vapor principal en el transcurso del tiempo. 
46 
Gráfica 4.2. Variación de la presión de la RPV en el transcurso del tiempo. 46 
Gráfica 4.3. Variación de la presión del pozo seco en el transcurso del tiempo. 47 
Gráfica 4.4. Variación de la potencia térmica del reactor en el transcurso del 
tiempo. 
47 
Gráfica 4.5. Variación de la potencia eléctrica de salida del generador en el 
transcurso del tiempo. 
48 
Gráfica 4.6. Variación del nivel de agua en la RPV en el transcurso del tiempo. 49 
Gráfica 4.7. Variación del flujo de los diferentes ECCS al transcurrir el tiempo. 49 
Gráfica 4.8. Variación del flujo de agua de alimentación a través de la ruptura 
de una de las líneas de agua de alimentación en el transcurso del tiempo. 
51 
Gráfica 4.9. Variación de la presión del pozo seco en el transcurso del tiempo. 51 
Gráfica 4.10. Variación del nivel de agua en la RPV en el transcurso del 
tiempo. 
52 
Gráfica 4.11. Variación de la presión de la RPV en el transcurso del tiempo. 52 
Gráfica 4.12. Variación de la potencia térmica del reactor en el transcurso del 
tiempo. 
53 
Gráfica 4.13: Variación de la potencia eléctrica de salida del generador en el 
transcurso del tiempo. 
54 
Gráfica 4.14. Variación del flujo de los diferentes ECCS al transcurrir el 
tiempo. 
55 
Gráfica 4.15. Variación del flujo de refrigerante a través de la grieta en la RPV. 57 
Gráfica 4.16. Variación del nivel de refrigerante en la RPV en el transcurso del 
tiempo. 
57 
Gráfica 4.17. Variación de la presión del pozo seco en el transcurso del 
tiempo. 
58 
Gráfica 4.18. Variación de la presión de la RPV en el transcurso del tiempo. 59 
Gráfica 4.19. Variación de la potencia eléctrica de salida del generador en el 
transcurso del tiempo. 
59 
Gráfica 4.20. Variación del flujo de los diferentes ECCS al transcurrir el 
tiempo. 
61 
Gráfica 5.1. Variación de la presión del presurizador en el transcurso del 
tiempo. 
64 
Gráfica 5.2. Variación del flujo de vapor que se escapa a través de la válvula 
CV22 en el transcurso del tiempo. 
64 
Gráfica 5.3. Variación del nivel del condensador de descarga en el transcurso 
del tiempo. 
65 
Gráfica 5.4. Variación de la temperatura del condensador de descarga en el 
transcurso del tiempo. 
65 
Gráfica 5.5. Variación de la presión del condensador de descarga en el 
transcurso del tiempo. 
66 
Gráfica 5.6. Variación del nivel de refrigerante en el presurizador en el 
transcurso del tiempo. 
67 
Gráfica 5.7. Variación del flujo de sangría en el transcurso del tiempo. 67 
Gráfica 5.8. Variación de la presión del refrigerante primario en el transcurso 
del tiempo. 
68 
iii 
 
 
Gráfica 5.9. Variación del flujo de vapor que va hacia la turbina en el 
transcurso del tiempo. 
68 
Gráfica 5.10. Variación de la potencia de salida del generador en el transcurso 
del tiempo. 
69 
Gráfica 5.11. Variación del flujo de los principales sistemas pasivos de 
seguridad en el transcurso del tiempo. 
70 
Gráfica 5.12. Variación del flujo de vapor que va hacia la turbina en el 
transcurso del tiempo. 
72 
Gráfica 5.13. Variación del flujo de salida de vapor de los generadores de 
vapor en el transcurso del tiempo. 
72 
Gráfica 5.14. Variación de la presión del refrigerante primario en el transcurso 
del tiempo. 
73 
Gráfica 5.15. Variación de la temperatura del refrigerante primario en el 
transcurso del tiempo. 
73 
Gráfica 5.16. Variación de la potencia de salida del generador en el transcurso 
del tiempo. 
74 
Gráfica 5.17. Variación del flujo de carga en el transcurso del tiempo. 74 
Gráfica 5.18. Variación del flujo de los principales sistemas pasivos de 
seguridad en el transcurso del tiempo. 
75 
Gráfica 5.19. Variación del flujo de refrigerante a través de la rotura de la 
pierna fría # 4 en el transcurso del tiempo. 
77 
Gráfica 5.20. Variación del flujo medio de refrigerante dentro del núcleo en el 
transcurso del tiempo. 
77 
Gráfica 5.21. Variación de la presión del refrigerante primario en el transcurso 
del tiempo. 
78 
Gráfica 5.22. Variación del flujo de carga en el transcurso del tiempo. 78 
Gráfica 5.23. Variación del flujo de vapor que va hacia la turbina en el 
transcurso del tiempo. 
79 
Gráfica 5.24 Variación de la potencia de salida del generador en el transcurso 
del tiempo. 
79 
Gráfica 5.25 Variación de la presión del presurizador en el transcurso del 
tiempo. 
81 
Gráfica 5.26. Variación del nivel de agua en el presurizador en el transcurso 
del tiempo. 
81 
Gráfica 5.27. Variación del flujo de los principales sistemas pasivos de 
seguridad en el transcurso del tiempo. 
82 
 
 
 
 
 
iv 
 
Lista de acrónimos. 
 
ABWR Reactor avanzado de agua en ebullición. 
ACC Acumuladores. 
ADS Sistema de despresurización automática. 
AP600 Reactor Avanzado de agua a presión de 600 MWe. 
AP1000 Reactor Avanzado de agua a presión de 1000 MWe. 
BWR Reactor de agua en ebullición. 
CANDU Reactor canadiense de agua pesada. 
CMT Depósito de aporte al núcleo. 
CNLV Central Nuclear de Laguna Verde. 
CVS Sistema de control químico y de volumen. 
DBA Accidente Base de Diseño. 
DOE Departamento de energía de Estados Unidos. 
DVI Línea de inyección directa a la vasija. 
ECCS Sistemas de enfriamiento de emergencia del núcleo. 
ESBWR Reactor Económico Simplificado de Agua en Ebullición. 
FMCRD Mecanismo de Accionamiento de Barras de Movimiento Fino. 
FPCU Sistema de limpieza y enfriamiento de la alberca de combustible 
gastado. 
GEI Gases de efecto invernadero. 
HPCF Sistema de alta presión de inundación del núcleo. 
IRWST Depósito de almacenamiento de agua de recarga en el interior de la 
contención. 
LOCA Accidente con Pérdida de Refrigerante. 
LPFL Sistema de baja presión de llenado del núcleo. 
MRC Sala de Control Principal. 
NRC Comisión reguladora nuclear. 
NSSS Sistema Nuclear de Generación de Vapor. 
PCS Sistema de refrigeración pasiva de la contención. 
PRA Evaluación Probabilística de Riesgo. 
PRHR Remoción pasiva de calor residual. 
PRODESEN Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional. 
PSS Aspectos de seguridad y sistemas pasivos de seguridad. 
PWR Reactor de agua a presión. 
PXS Sistema pasivo de refrigeración de emergencia del núcleo. 
RBCW Agua de refrigeración del edificio del reactor. 
RCIC Sistema de enfriamiento del núcleo con el reactor aislado. 
RCS Sistema de refrigeración del reactor. 
RHR Sistema de remoción de calor residual. 
RIP Bombas internas del reactor. 
RPV Vasija a presión del reactor. 
RWCU Purificación del agua del reactor. 
SEN Sistema Eléctrico Nacional. 
SPCU Sistema de Limpieza de la Alberca de Supresión. 
SRV Válvula de Alivio y Seguridad. 
SSAR Informe Estándar de Seguridad. 
TEPCO Tokyo Electric Power Company. 
VES Habilitación delSistema de Emergencia del Cuarto de Control. 
 
 
v 
 
Resumen. 
El accidente de pérdida de refrigerante (LOCA) en un reactor nuclear es uno de los 
Accidente Base de Diseño (DBA, por sus siglas en inglés) más preocupantes y estudiados 
desde los inicios de la energía nuclear. En la presente tesis se abordó el análisis de las 
secuencias de varios LOCA del Reactor de Agua en Ebullición Avanzado (ABWR, por sus 
siglas en inglés) y el AP600. 
El análisis de los LOCA se desarrolló empleando los simuladores académicos del 
Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), los cuales tiene un conjunto de 
eventos predeterminadosque se basan en: fallas, transitorios y eventos más comunes 
que pueden ocurrir en un reactor de potencia. 
Los LOCA analizados para el reactor ABWR fueron: ruptura de una línea de vapor en el 
interior del pozo seco, ruptura de una línea de agua de alimentación dentro del pozo seco 
y grieta de tamaño medio en la vasija del reactor; de igual manera los accidentes 
analizados para el reactor AP-600 fueron: apertura inadvertida de la válvula de alivio del 
presurizador CV22, rompimiento en cizalla de la tubería de vapor principal y rompimiento 
en cizalla de la pierna fría #4. 
En el desarrollo de la tesis se describieron las principales características y sistemas de 
enfriamiento de emergencia del núcleo (ECCS, por sus siglas en inglés) de los reactores 
ABWR, AP1000 y AP600. Fueron descritos los simuladores académicos del OIEA de 
manera general, así como los simuladores correspondientes a cada una de las 
tecnologías en estudio. También se explicó la evolución de los LOCA, describiendo como 
variaban los principales parámetros de cada reactor y como entraba en funcionamiento 
cada uno de los ECCS. 
Se finalizó el trabajo haciendo una discusión de los resultados obtenidos y llegando a la 
conclusión que el reactor AP1000 respecto al ABWR ofrece un mayor número de ventajas 
en cuanto a características generales, sistemas pasivos de seguridad y respuesta ante 
accidentes con pérdida de refrigerante. 
 
 
vi 
 
Abstract. 
The loss of coolant accident (LOCA) in a nuclear reactor is one of the most serious and 
studied Design Basis Accident (DBA) since the beginning of nuclear energy. This thesis 
addresses a systematic analysis of the sequences of the different LOCAs for the 
Advanced Boiling Water Reactor (ABWR) and the AP600. 
The LOCAs analysis was done using the nuclear reactor academic simulators for 
education and training of the International Atomic Energy Agency (IAEA). These 
simulators have predetermined events that are based on: faults, transients and most 
common events that can occur in a nuclear reactor. 
The LOCAs analyzed for the ABWR were: steam line break inside drywell, feedwater line 
break inside drywell and reactor vessel medium size break; the events analyzed for the 
AP600 were: inadvertent opening of the CV22 pressurizer relief valve, 100% main steam 
header break and 100% Cold Leg #4 break. 
In the development of this work the main features and emergency core cooling systems 
(ECCS) of the ABWR, AP1000 and AP600 reactors were described. The IAEA's academic 
simulators were described in general, as well as the simulators corresponding to each of 
the technologies under study. The evolution of the LOCAs and the behavior of the ECCS 
were also explained for each reactor. 
This work was finalized with a discussion of the results obtained and concludedthat the 
AP1000 is better reactor with respect to the ABWR reactor because it offers a greater 
number of advantages in terms of the design features such as passive safety systems and 
response to LOCAs. 
 
vii 
 
Introducción. 
i. Energía y cambio climático. 
La energía es, sin lugar a dudas, uno de los temas de vital importancia para el desarrollo 
de la humanidad. El grado de avance de una sociedad está estrechamente ligado al 
consumo de energía en general, y a la electricidad en particular. La industria, el 
transporte, el comercio, el sector residencial, en fin, toda la actividad humana requiere de 
energía (Academia de Ingeniería de México, 2009), por lo que no es tan fácil disponer de 
la energía necesaria que cumpla los requisitos de disponibilidad, economía, abundancia, y 
sustentabilidad (Reyes y Martín del Campo, 2006). Actualmente la mayor parte de la 
energía eléctrica, térmica y motriz que se consume a nivel mundial se genera quemando 
combustibles fósiles: carbón, gas natural y petróleo. El resultado del uso dominante de 
combustibles fósiles ha traído como consecuencia el incremento de la concentración de 
gases efecto invernadero (GEI), y con ello un aumento de la temperatura media del 
planeta. Afortunadamente, la tendencia a utilizar energía fósil se está revertiendo debido 
al aumento de las preocupaciones ambientales y los pactos internacionales para combatir 
el cambio climático y el calentamiento global. 
 
Las proyecciones de emisiones de GEI cambian de acuerdo con las políticas energéticas 
y leyes que se apliquen buscando mayor participación de fuentes alternas como la solar, 
la biomasa, la hidráulica, la geotermia, la eólica y la nuclear, por su baja contribución a las 
emisiones de GEI (World Nuclear Association, 2011). En la Figura I se presenta la emisión 
de gCO2 de diferentes métodos de generación eléctrica. 
 
Figura I. Emisión de gCO2 equivalente por kWh, a partir de diferentes métodos de 
generación eléctrica.Fuente: IPCC, Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change, 
Annex III. 
viii 
 
Entre las distintas fuentes de energía primaria disponibles en la actualidad, la energía 
nuclear representa una de las opciones que permite producir energía en condiciones 
ambientalmente satisfactorias. De hecho, si se considera únicamente la etapa de 
generación eléctrica, la emisión de gases de efecto invernadero es prácticamente nula. 
Además, en un aspecto mucho más amplio de evaluación de costos externos asociados a 
daños ambientales y a la salud, la energía nuclear se posiciona dentro de las mejores 
alternativas de generación eléctrica (Academia de Ingeniería de México, 2009). 
ii. Evolución y estado actual de los reactores de potencial a nivel mundial. 
El uso pacífico de la energía nuclear comenzó aproximadamente en 1950, con los 
reactores prototipo, los cuales fueron la primera generación de reactores nucleares de 
fisión controlada. La segunda generación está constituida por los reactores nucleares 
comerciales que iniciaron su operación a partir de la década de 1970 y que actualmente 
están en operación como son: reactor de agua en ebullición (BWR), reactor de agua a 
presión (PWR), reactor canadiense de agua pesada (CANDU), los reactores rusos (VVER 
y RBMK), entre otros. Los reactores de tercera generación son aquellos que 
evolucionaron a partir de los anteriores con mejoras considerables en aspectos de 
seguridad, tiempo de construcción y aprovechamiento del combustible, y representan una 
opción de generación eléctrica económicamente competitiva y ambientalmente amigable. 
Simultáneamente, varios países desarrollados están trabajando en el diseño de los 
llamados reactores avanzados de cuarta generación, que se contempla entrarán en 
operación en el 2030, ver Figura II). El diseño de los reactores de cuarta generación está 
orientado a que sean inherentemente seguros y utilicen los recursos nucleares de manera 
óptima (Reyes y Martín del Campo, 2006). 
Figura II. Evolución de los reactores nucleares. Fuente: Daniel Medrano Albert (2017) 
Comparación de tecnologías de reactores avanzados para un país sin energía nuclear. 
En la actualidad existen 454 reactores nucleares operando en 30 países, ver Figura III, 
cinco entre ellos generan más del 40% de la energía eléctrica que necesitan con energía 
nuclear (OIEA, 2018). Ese parque mundial de reactores representa una capacidad total 
ix 
 
instalada de 399,307 mega Watts eléctricos (MWe). 55 nuevos reactores se encuentran 
en construcción, los cuales aportarán un total de 55,859 MWe a la red eléctrica. 
 
Figura III. Distribución por países de reactores de potencia. Fuente: OIEA, 2018. Sistema 
de información sobre reactores de potencia. 
iii. Proyecciones futuras del sistema energético en México. 
México requiere diversificar su oferta energética para disminuir la dependencia en 
hidrocarburos, los cuales satisfacen aproximadamente el 85% del consumo nacional de 
energía. En el futuro será más difícil apoyarse en energías no renovables, no sólo por 
razones ambientales, sino también porque el petróleo y el gas natural ya alcanzaron su 
pico de explotación, las reservas decrecen de forma importantey la madurez del acervo 
geológico limita las posibilidades de encontrar yacimientos capaces de responder a una 
demanda energética creciente. Por lo demás, recurrir a las importaciones es una opción 
de alto riesgo tomando en cuenta la dependencia que se ha alcanzado. 
x 
 
La elevada dependencia en combustibles fósiles también se observa en la generación de 
electricidad. En 2017 se generaron 329,162 giga Watt hora (GWh). El 78.9% provino de 
tecnologías convencionales y el 21.1% restante de tecnologías limpias. El 50% de la 
generación provino de ciclos combinados, el 13% de térmicas convencionales, el 9% de 
carboeléctricas y el 10% de hidroeléctricas. El 76.9% de la generación limpia provino de 
centrales hidroeléctricas (45.9%), nucleoeléctricas (15.7%) y eólicas (15.3%) (SENER, 
2018). 
De acuerdo con el escenario de planeación, el consumo de energía eléctrica del Sistema 
Eléctrico Nacional (SEN) proyecta un crecimiento medio anual de 3.1% entre 2018 y 
2032. Este crecimiento estará impulsado principalmente por el incremento de la actividad 
económica, en particular de la actividad industrial y comercial del país, por lo que se 
requieren 66,912 MW de capacidad adicional para satisfacer la demanda en ese período. 
Esta capacidad adicional se integrará en 45% por tecnologías convencionales y 55% por 
tecnologías limpias, ver Gráfica I. 
 
Gráfica I. Participación en la capacidad adicional por tipo de tecnología 2018-2032. 
Fuente: SENER (2018). PRODESEN 2018-2032. 
iv. Nucleoeléctricas en el sistema eléctrico de México actual y futuro. 
México tiene experiencia en el uso de reactores nucleares, pues el desarrollo de éstos 
data de los años 70's, motivado por el auge internacional que se vivía en la industria 
nuclear, particularmente en Estados Unidos. A raíz de este interés, se construyó en el 
estado de Veracruz, la Central Nuclear de Laguna Verde (CNLV) en una superficie de 370 
hectáreas, ubicada sobre la costa del Golfo de México en Punta Limón, en el municipio de 
Alto Lucero. Es la única planta nuclear en México. 
Esta central nuclear dispone de dos reactores nucleares BWR-5, construidos por General 
Electric, de una capacidad de 817 MWe cada uno, de ahí que la capacidad total instalada 
xi 
 
sea 1,634 MWe. El combustible nuclear utilizado es el uranio 235 enriquecido al 4 %, 
aproximadamente (Central Nucleoeléctrica Laguna Verde, SF). 
Esta central está certificada por el organismo regulador nuclear de México, la Comisión 
Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias. Las licencias para operación comercial 
fueron otorgadas por la Secretaría de Energía por 30 años para cada reactor. La primera 
unidad inició operación el 14 de agosto de 1990. Cinco años más tarde, el 12 de abril de 
1995, entró en operación la segunda. 
De acuerdo con el PRODESEN 2018-2032 se requieren instalar 66,912 MW de capacidad 
adicional en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de los cuales un 8% se integrará de 
energía proveniente de centrales nucleoeléctricas. Para cumplir con ese escenario se 
tienen previstos tres centrales nucleoeléctricas (CN001, CN002 y CN003), con una 
capacidad total de 4,080 MW, ver Tabla I, (SENER, 2018). Los primeros dos proyectos 
se localizarían en Veracruz para entrar en operación en 2029 y 2030, mientras que el 
tercero se ubicaría en Tamaulipas (Huasteca) en 2031. Se proponen tres tipos de 
reactores: el Reactor de Agua en Ebullición Avanzado (ABWR), Reactor de Agua a 
Presión Avanzado(AP1000) y el Reactor Económico Simplificado de Agua en Ebullición 
(ESBWR). 
De lo anterior surge el interés y la pertinencia de analizar, con ayuda de un simulador, el 
desempeño de estos reactores durante su vida útil, en situación normal y bajo fallas 
diversas. 
Tabla I. Evolución de las adiciones de capacidad por tecnología en el período 2018-2032. 
Fuente: SENER (2018). PRODESEN 2018-2032. 
 
Actualmente existen todo tipo de herramientas de simulación destinadas al diseño, 
construcción, entrenamiento y operación de los mecanismos de generación de energía 
nuclear, que nos permiten representar a una planta nucleoeléctrica y sus sistemas para 
experimentar diferentes escenarios con un valor de riesgomínimo. 
xii 
 
El Organismo Internacional de Energía Atómica(OIEA) ha desarrollado varios simuladores 
de reactores nucleares, entre los que se encuentran: 
 Simulador de Reactor de Agua en Ebullición (simulador de un ABWR típico de 
1300 MWe) 
 Simulador de Reactor Avanzado de Agua en Ebullición (simulador de un ESBWR) 
 Simulador de Reactor Avanzado de Agua Presurizada (simulador de un AP600) 
Estos simuladores tienen un fin académico. Proporcionan una panorámica de los 
principales sistemas y componentes de la planta, así como escenarios de operación 
normal y transitorios, que nos permiten observar la respuesta del reactor. 
El objetivo que se persigue con el desarrollo de este trabajo es analizar el comportamiento 
de los reactores ABWR y AP600 para comparar su respuesta a diferentes eventos, desde 
el punto de vista de su tecnología, utilizando los simuladores académicos del OIEA. 
En este trabajo se describen las tecnologías, principales características, sistemas y 
situación actual de los reactores: ABWR, AP600 y AP1000. Se describen los diferentes 
tipos de simuladores, profundizando en los simuladores académicos del OIEA del ABWR 
y AP600. Por último, se simula, describen y analizan los principales transitorios para estas 
tecnologías de reactores. 
1 
 
Capítulo 1. Tecnología ABWR. 
El reactor ABWR es un diseño mejorado del BWR. Fue desarrollado por General Electric 
en la década de los años 80, como un reactor de tercera generación, en cooperación con 
Hitachi y Toshiba, bajo el auspicio de la compañía japonesa TEPCO (Tokyo Electric Power 
Company). Fue certificado por la U.S.NRC (United States Nuclear Regulatory 
Commission) en 1997 (Academia de Ingeniería de México, 2009).Este reactor describe un 
ciclo Rankine directo, tiene una capacidad de generación eléctrica de 1350 MWe y una 
potencia térmica de 3926 MWt, ver Figura 1.1. 
Este capítulo se basa fundamentalmente en el reporte 97 del OIEA (2011), sobre el 
reactor ABWR. 
 
Figura1.1. Esquema de una planta ABWR. Fuente: GE Hitachi Nuclear Energy (2019), 
Disponible en website: https://nuclear.gepower.com. 
1.1 Descripción general. 
El funcionamiento de un ABWR es similar al de su antecesor el BWR. Entre sus 
diferencias se encuentran mejoras en la contención primaria, cambios en los sistemas de 
seguridad, se eliminaron las bombas de recirculación externa junto con las bombas de 
chorro lo que fue sustituido por las bombas de recirculación interna, además de que el 
2 
 
sistema de mecanismos de barras de control posee un movimiento fino (FMCRD, por sus 
siglas en inglés). 
Entre las características sobresalientes del ABWR se destacan: 
 Vida de útil de 60 años. 
 Reducción de la generación de residuos radioactivos a menos de 100 m3/año. 
 El ciclo de operación de 18 meses y hasta un máximo de duración de 24 meses. 
 Tiempo de recarga de 43 a 45 días para cada ciclo de combustible, de ahí una 
disponibilidad superior a 87%. 
 Período de construcción previsto entre 48 y 54 meses, medido desde el primer 
colado hasta la entrada en operación comercial. 
 Menor costo de capital (20%) con respecto a diseños anteriores. 
 Límite de dosis ocupacional menor de 1.0 Sv*persona/ año del reactor. 
 Frecuencia de daño al núcleo del reactor, menor de 10-5 por año de operación del 
reactor. 
Una característica única de los ABWR son los sistemas de seguridad. Tiene tres 
divisiones completamente independientes y redundantes. La separación es mecánica y 
eléctrica. Cada división tiene acceso independiente a fuentes redundantes de Corriente 
Alterna (CA). Para aumentar la seguridad, cada división tiene su propio generador diésel 
de emergencia. La separación también es física: cada división está separada por paredes 
a prueba de incendio y localizadas en cuadrantes diferentesdentro del edificio del reactor. 
Un incendio, inundación o pérdida de potencia que deje fuera de servicio una división, no 
afectará la capacidad de los otros sistemas de seguridad (Academia de Ingeniería de 
México, 2009). 
1.2 Vasija a presión del reactor y sus componentes. 
La Vasija a Presión del Reactor (RPV, por sus siglas en inglés) es un recipiente cilíndrico 
de acero de aleación baja y superficie interior revestida con materiales resistentes a la 
corrosión. Tiene 21 metros de altura por 7.1 metros de diámetro. Está dispuesto de forma 
vertical como se puede observar en la Figura 1.2. La vasija se encuentra en la contención 
primaria. Cuentan con los ensambles de combustible y los componentes necesarios para 
el soporte y posicionamiento, los sistemas de monitoreo, las barras de control, el 
separador de vapor, el secador y las estructuras de apoyo principales, entre los 
principales componentes. 
Este sistema proporciona una gran reserva de agua por encima del núcleo. Esa reserva 
amplia el margen de maniobra de los sistemas de seguridad o de los operarios de la 
planta, para restablecer el inventario de agua del reactor en caso de interrupción del flujo 
de agua de alimentación o de un Accidente con Pérdida de Refrigerante (LOCA, por sus 
siglas en inglés). El gran volumen de la RPV también reduce las tasas de presurización 
del reactor que se desarrollan cuando el reactor está repentinamente aislado del disipador 
de calor normal, lo que eventualmente conduce a la activación de las Válvulas de Alivio y 
Seguridad (SRV, por sus siglas en inglés) (OIEA Status report 97, 2011). 
3 
 
 
Figura 1.2. RPV y los componentes internos de un ABWR. Fuente: Alma de Herrero 
(2008). Central Nuclear ABWR. 
4 
 
1.3 Núcleo del reactor. 
El núcleo del reactor se encuentra dentro de la RPV y tiene una configuración cilíndrica, 
Incluye los ensambles de combustible, las barras de control y la instrumentación nuclear. 
El ABWR contiene 872 ensambles de combustible, ver Figura 1.3. Cuenta con una 
potencia de 3926 MWt, lo que corresponde a una densidad de potencia de 50.6 kW/l, 
(OIEA Status report 97, 2011; GE Hitachi, 2011). 
 
Figura 1.3. Núcleo del reactor ABWR. Fuente: GE Hitachi (2011). BWR Reactor Fuel and 
ABWR experience. 
1.4 Ensambles de combustible. 
Los ensambles de combustible presentan un arreglo de 10x10. Se compone de 92 barras 
de combustibles, barras de longitud parcial, barras de agarre y barras de agua como se ve 
en la Figura 1.4. Las barras de combustible presentan un encamisado de Zircalo y 2, con 
un diámetro de 1.2 cm y están soportadas por sujetadores superiores e inferiores y por 
espaciadores con 8 espaciadores o barras de agua, como se ve en la Figura 1.4. Se usa 
Zr2 templado y recristalizado como recubrimiento de las barras de combustible, y como 
material para la caja del ensamble. Se usa Gd2O3 mezclado con combustible como 
veneno quemable, con un gradiente axial y radial, (OIEA Status report 97, 2011; LE 
Fennern, 2007). 
 
5 
 
 
Figura 1.4. Corte axial de una barra de control (izquierda) e imagen de una barra de 
control entera (derecha). Fuente: LE Fennern (2007). ABWR Seminar-Reactor, 
core&neutronics. 
1.5 Barras de control. 
Las barras de control tienen la función de absorber los neutrones dentro del núcleo, con el 
fin de controlar la reacción en cadena y mantener una tasa de fisión estable. 
Presentan un corte transversal de forma cruciforme. Cada brazo de la cruz tiene una 
longitud de 24.8 cm y están compuestos de carburo de boro y hafnio. Cada barra está 
rodeada de cuatro ensambles de combustible. 
Las barras entran por la parte inferior de la vasija; en el ABWR, la posición de cada barra 
es regulada por su sistema impulsor de barras de control de movimiento fino, que es 
actuado por un sistema impulsor inversor durante la operación normal de la planta. (OIEA 
Status report 97, 2011) 
1.6 Sistema de recirculación. 
El sistema de recirculación del reactor (RRS, Recirculation Reactor Pump) se caracteriza 
por tener un arreglo de diez bombas de recirculación del refrigerante con diferentes 
velocidades. Estas se montan en la parte inferior de la RPV y se denominan bombas 
internas del reactor (RIP, Recirculation Internal Pump); las mismas proporcionan la 
circulación forzada del refrigerante en la RPV y regulando su flujo se puede variar, en un 
rango aproximado de 70%-100%, la potencia nominal de salida del reactor. (OIEA Status 
report 97, 2011). 
6 
 
1.7 Sistemas auxiliares del reactor. 
Los principales sistemas auxiliares (OIEA Status report 97, 2011), en la isla nuclear 
consisten: 
Agua de refrigeración del edificio del reactor (RBCW): Este sistema consta de tuberías, 
válvulas, bombas e intercambiadores de calor que se utilizan para proporcionar agua de 
refrigeración a los diversos consumidores en la isla nuclear. 
Purificación del Agua del Reactor (RWCU): Este sistema consta de tuberías, válvulas, 
bombas, intercambiadores de calor y filtro desmineralizador, que se utilizan para eliminar 
las impurezas del agua del refrigerante primario del reactor, para mantener la calidad del 
agua dentro de límites aceptables durante los diferentes modos de operación de la planta. 
Sistema de limpieza y enfriamiento de la alberca de combustible gastado (FPCU) y 
Sistema de limpieza de la alberca de supresión (SPCU): Estos sistemas consisten en 
tuberías, válvulas, bombas, intercambiadores de calor y filtro desmineralizador, que se 
utilizan para eliminar el calor de decaimientoen la alberca de almacenamiento del 
combustible gastado y las impurezas del mismo, con el fin de mantener la calidad del 
agua dentro de límites aceptables durante varios modos de operación de la planta. 
Otros sistemas auxiliares: instrumentos y aire de servicio, transferencia de agua 
condensada y desmineralizada, agua fría, aire acondicionado, drenaje de equipos, 
drenaje de pisos entre otros. 
1.8 Sistemas de enfriamiento de emergencia del núcleo (ECCS). 
Estos sistemas se encargan de mantener el núcleo a una temperatura segura para evitar 
que sufra cualquier tipo de daño ver Figura 1.5, (OIEA Status report 97, 2011). Para este 
reactor los ECCS se dividen de la siguiente manera: 
• Para alta presión: 
 Sistema de alta presión de inundación del núcleo (HPCF). 
 Sistema de enfriamiento del núcleo con el reactor aislado (RCIC). 
 Sistema de despresurización automática (ADS). 
 
• Para baja presión: 
 Sistema de baja presión de llenado del núcleo (LPFL). 
 Sistema de remoción de calor residual (RHR). 
 
7 
 
 
Figura 1.5.Diagrama de los ECCS del ABWR. Fuente: OIEA (2011). Boiling water reactor 
simulator with active safety systems. 
1.8.1 Sistema de alta presión de inundación del núcleo (HPCF). 
El propósito principal de este sistema es mantener el inventario de agua del reactor tras 
pequeñas rupturas que no despresurizan la vasija. Este inicia su funcionamiento cuando 
hay alta presión en el pozo seco o bajo nivel de refrigerante en la RPV. El HPCF es similar 
al HPCS del BWR, la diferencia más importante es que el HPCF tiene dos lazos, además 
de que inyecta agua al reactor y no la rocía como en el BWR. El HPCF está compuesto de 
bombas que toman la succión primaria del Tanque de Almacenamiento de Condensado 
(TAC) y la succión secundaria de la alberca de supresión. 
1.8.2 Sistema de enfriamiento del núcleo con el reactor aislado (RCIC). 
El funcionamiento de este sistema es similar al del BWR. Tiene como objetivo la 
refrigeración o enfriamiento del núcleo independientemente de la actuación de cualquier 
sistema de emergencia de enfriamiento del núcleo. Opera automáticamente cuando el 
8 
 
nivel de agua de refrigerante en la RPV es bajo, en caso de que el reactor quede aislado 
del condensador principal, y/o exista una pérdida del agua de alimentación a la vasija. 
El RCIC inyecta agua del tanque de almacenamiento de condensado (succión normal) a 
la vasija a través de un circuito principal y mediante una turbobombaque es impulsada 
por vapor proveniente de la línea "C" de vapor principal. El vapor de escape de la turbina 
es enviado a la alberca de supresión. 
La succión alternativa del RCIC es de la alberca de supresión y se realiza cuando hay 
bajo nivel en el tanque de almacenamiento de condensado (TAC) o alto nivel en la alberca 
de supresión. 
Las funciones del RCIC son las siguientes: 
 Suministrar agua de repuesto a la vasija del reactor para enfriamiento del núcleo 
cuando el reactor está aislado y no se dispone del sistema de condensado y agua 
de alimentación. 
 Mantener el inventario de agua de la vasija del reactor después de una condición 
de aislamiento, cuando el reactor sea mantenido en reserva en caliente. 
 Mantener el inventario de agua de la vasija del reactor después de una pérdida de 
corriente alterna. 
1.8.3 Sistema de despresurización automática (ADS). 
 
El sistema ADS en el ABWR consiste en 8 SRV de las 18 que hay en total. Éstas se abren 
automáticamente cuando aumenta la presión de la RPV por encima del punto de ajuste y 
descargan el exceso de vapor en la alberca de supresión, por lo que despresurizan muy 
rápido la RPV. 
1.8.4 Sistema de remoción de calor residual (RHR). 
 
Este sistema es semejante al RHR del BWR. Consta de tres lazos "A", "B", y "C" con los 
que a través de diversas trayectorias desarrolla o colabora en distintas funciones bajo 
diferentes modos de operación. Dentro de éstos últimos se encuentra el LPFL, modo para 
el cual el RHR se encuentra normalmente alineado y en reserva durante operación 
normal. Durante la parada del reactor, con ayuda de los intercambiadores de calor de los 
lazos A y B, el RHR en su modo de enfriamiento en parada enfriará el agua de la vasija 
del reactor para remover el calor de decaimiento de los productos de fisión. 
Las funciones del RHR son las siguientes: 
 Inyectar agua a baja presión en el reactor bajo condiciones de emergencia, 
teniendo capacidad para reponer y mantener el nivel de agua en la vasija después 
de un LOCA. 
 Reducir la presión y temperatura de la contención primaria después de un LOCA. 
 Refrigerar la alberca de supresión. 
 Remover el calor residual producido por el decaimiento de los productos de fisión 
tras una parada del reactor. 
 Proporcionar un medio para inundar la contención primaria. 
 Provee una ruta alternativa para drenar la alberca de supresión. 
9 
 
Este sistema actuará automáticamente para restaurar y si es necesario, mantener el 
inventario de agua (nivel) del reactor para impedir temperaturas en el encamisado del 
combustible mayores a 1204°C (2200°F) y la subsecuente liberación de energía debida a 
la reacción metal-agua que podría suceder en caso de descubrimiento del núcleo. 
1.8.5 Sistema de baja presión de llenado del núcleo (LPFL). 
Durante el modo de LPFL, el agua se bombea de la alberca de supresión y se inyecta 
inicialmente a través de las líneas de flujo mínimo hasta que la válvula de inyección en la 
línea de descarga se abre por la señal de baja presión. 
Mientras que la válvula de inyección se abre a baja presión, el flujo que entra la RPV 
viene desde la alberca de supresión, a través del cambiador de calor del RHR, para 
mejorar el enfriado. Los requisitos de seguridad pueden ser alcanzados incluso si falla 
uno de los lazos. Tres lazos individuales están disponibles. Este modo es iniciado 
automáticamente por un bajo nivel de agua bajo en el núcleo o alta presión en el pozo 
seco (señal de LOCA). El LPFL se puede iniciar también de forma manual. 
1.9 Principales datos técnicos del ABWR. 
Para finalizar esta sección, se exponen las características principales del ABWR en la 
Tabla 1.1, con el fin de tener una visión general de esta tecnología, y poder evaluarla a 
partir de sus datos característicos en cuanto a parámetros técnicos, de operación, 
combustible y seguridad (OIEA, 2011). 
Tabla 1.1. Datos técnicos del ABWR. 
Datos generales de la planta 
Potencia térmica neta 3926 MWt 
Potencia eléctrica neta 1420 MWe 
Potencia de eléctrica de salida a la red 1350 MWe 
Eficiencia de la planta 34.4% 
Tiempo de vida de la planta 60 años 
Disponibilidad de la planta Mayor que el 87% 
Refrigerante Agua ligera 
Material moderador Agua ligera 
Ciclo termodinámico Rankine 
Seguridad 
Frecuencia de daño al núcleo < 10-5 / año de reactor 
Dosis ocupacional < 1.0 Sv*persona/ año del reactor 
Sistema nuclear de generación de vapor (NSSS) 
Tasa de flujo de vapor en condición nominal 2122 kg/s 
Presión del vapor 7.07 MPa 
Temperatura del vapor 287.8°C 
Tasa de flujo de agua de alimentación en 
condición nominal 
2118 kg/s 
Temperatura del agua de alimentación 215.6°C 
10 
 
 
 
 
Continuación de la Tabla 1.1. 
 
 
Sistema de refrigeración del reactor 
Tasa de flujo del refrigerante primario 14502 kg/s 
Presión de operación del reactor 7.07 MPa 
Temperatura de entrada al núcleo del refrigerante 278°C 
Temperatura de salida del núcleo del refrigerante 288°C 
Aumento medio de la temperatura del refrigerante 
a través del núcleo 
10°C 
Número de bombas de recirculación 10 
Núcleo del reactor y combustible 
Altura activa del núcleo 3.81 m 
Diámetro equivalente del núcleo. 5.163 m 
Tasa promedio de calor lineal 13.3 kW/m 
Densidad media de potencia del combustible 25.0 kW/kgU 
Densidad media de potencia del núcleo 49.2 MW/m3 
Material combustible UO2 Sintetizado, UO2-Gd2O3 
Núcleo del reactor y combustible 
Diámetro externo de las barras de combustible 12.3 mm 
Arreglo de las barras de combustible 10x10 
Número de ensambles de combustibles 872 
Enriquecimiento del combustible 4 wt % 
Sistema de control 
Número de barras de control 205 
Forma de las barras de control Cruciforme 
Absorbedor de neutrones B4C 
Mecanismo de las barras de control Movimiento eléctrico fino, SCRAM 
hidráulico 
Vasija de presión del reactor 
Altura interna 21 m 
Diámetro interno 7.1 m 
Espesor mínimo de la pared 174 mm 
Materiales Revestimiento de acero inoxidable 
Contención 
Tipo Concreto reforzado 
Vasija de contención Lámina con acero 
Presión de diseño 3.16 kg/cm2 
Altura 36.1 m 
11 
 
Capítulo 2. Tecnología AP600 y AP1000. 
El reactor AP600 se basa en el diseño de un reactor PWR de 600 MWe, ambos 
desarrollados por Westinghouse. La U.S. NRC concedió la certificación al diseño del 
AP600 en diciembre de 1999. Fue el primer reactor nuclear con sistemas de seguridad 
pasivos en obtener la aprobación para operar en occidente y Asia. 
Sus características pasivas permiten simplificar su operación y mantenimiento. Se basa 
en una tecnología con respaldo de más de 30 años de experiencia operativa del reactor 
PWR. A pesar de cumplir con los requisitos económicos impuestos por el Departamento 
de Energía de Estados Unidos (DOE), incluyendo las metas de costos, Westinghouse 
reconoció que el AP600 no era competitivo en el mercado estadounidense y nunca se 
construyó. La empresa decidió emprender el desarrollo de un nuevo reactor denominado 
AP1000, ver Figura 2.1. 
El Programa AP1000 tiene como objetivo menores costos conservando la seguridad por 
métodos pasivos alcanzada en el AP600, además de un aumento en la potencia eléctrica. 
Westinghouse y el personal de la U.S.NRC fueron los encargados de completar la 
certificación de diseño hacia el año 2004 (Academia de Ingeniería de México, 2009). 
Este capítulo está basado fundamentalmente en el Reporte 81 del OIEA (2011), sobre el 
AP1000 y el Reporte 75 del OIEA (2011), sobre el AP600. 
 
Figura 2.1. Esquema de una planta AP1000. Fuente: Westinghouse (2019). AP1000 
pressurized water reactor. 
2.1 Descripción general. 
El funcionamiento del AP600 y AP1000 es similar al de su antecesor el PWR. Sus 
principales componentes son: dos generadores de vapor, cada uno conectado a la vasija 
del reactor por una pierna caliente “hot legs” y dos piernas frías “cold legs”; cuatro bombas 
que proporcionan la circulación del refrigerante en la RPV y un presurizador conectado a 
la tubería del circuito frío para mantener la presióndel circuito primario; los sistemas de 
ambos también incluyen: tuberías de interconexión, válvulas e instrumentación necesaria 
para el control operacional y la actuación de salvaguardias (OIEA Status report75, 2011; 
OIEA Status report 81, 2011). 
12 
 
Como el AP1000 evolucionó a partir del AP600, posee más ventajas que este último, entre 
ellas: 
 Vasija del reactor más alta. 
 Generadores de vapor más grandes. 
 Presurizador más grande. 
 Altos flujos de refrigerante. 
 
De igual manera haciendo una comparación del AP1000 respecto a un PWR 
convencional, se tiene las siguientes ventajas: 
 50 % menos de válvulas 
 83 % menos de tuberías 
 87 % menos de cableado de control 
 35 % menos de bombas 
 50 % menos de volumen 
 Base de reducción sísmica 
 Menos tiempo de construcción 
 
2.2 Vasija a presión del reactor (RPV). 
En ambas tecnologías este sistema es un recipiente cilíndrico de acero al carbón, 
dispuesto de forma vertical, el cual se emplea para sostener y abrigar al núcleo del 
reactor. Tiene forma cilíndrica, con una cabeza inferior y superior hemisférica,esta última 
se pueden desmontar. La RPV en el AP600 tiene una altura de 11.7 m por 3.99 m de 
diámetro, mientras que el AP1000 tiene 12.1 m de altura por 4.1 m de diámetro, en ambos 
reactores la vasija está diseñada para resistir una presión de hasta 17.2 MPa y una 
temperatura de hasta 343.3°C. Las secciones en los anillos y la cabeza de la vasija son 
forjadas en hojas de acero con el fin de facilitar su transporte, montaje e instalación, la 
cabeza superior tiene penetraciones para los mecanismos de las barras de control. El 
AP600 utiliza tres anillos y una cabeza superior e inferior, el AP1000 tiene un anillo 
adicional para proporcionar un volumen mayor,(OIEA Status report 75, 2011; OIEA Status 
report 81, 2011). 
2.3 Diseño del núcleo. 
El núcleo de los reactores AP600 y AP1000 es similar al de los reactores PWR anteriores 
de Westinghouse. El núcleo del AP600tiene una altura activa de 3.65 metros, con 145 
ensambles de combustible; mientras que el del AP1000 tiene 4.27 metros, con un arreglo 
de 157 ensambles. Cabe destacar que en ambos reactores el núcleo se encuentra en la 
parte inferior de la RPV con el fin de minimizar el tiempo de reabastecimiento de 
refrigerante después de un LOCA, (OIEA Status report 75, 2011; OIEA Status report 81, 
2011). 
2.4 Generadores de vapor. 
El AP600 se utilizan dos generadores de vapor modelo Delta-75. El AP1000 utiliza dos 
generadores de vapor modelo Delta-125. Ambos modelos se basan en el modelo F de 
Westinghouse ya probado, incluyendo mejoras entre las que se encuentran: separadores 
de humedad primarios y secundarios, barras anti vibratorias para reducir el desgaste, 
placas de soporte de acero inoxidable, un paso de tubo triangular y tubos tratados 
13 
 
térmicamente, resistentes a la corrosión con aleación de níquel-cromo-hierro (Alloy 690), 
(OIEA Status report 75, 2011; OIEA Status report 81, 2011). 
2.5 Sistema de refrigeración del reactor (RCS). 
Este sistema consiste en dos circuitos de transferencia de calor. Cada circuito contiene un 
generador de vapor, dos bombas de refrigerante, una pierna caliente y dos piernas frías 
para la circulación del refrigerante entre el reactor y los generadores de vapor. Además, 
incluye presurizador, tubería de interconexión, válvulas e instrumentación necesaria para 
el control operacional y la actuación de salvaguardias, ver Figura 2.2, (Cassiopeia 
Technologies Inc. Canadá, 2011). 
 
Figura 2.2. Esquema del Sistema de refrigeración del reactor. Fuente: Cassiopeia 
Technologies Inc. Canadá (2011). Advanced Pressurized Water Reactor Simulator. 
2.6 Bombas de refrigeración y tuberías. 
Las bombas de refrigerante son bombas herméticamente selladas de alta inercia, 
altamente confiables, de bajo mantenimiento que hacen circular el refrigerante del circuito 
primario al núcleo, pasando por la tubería central y el generador de vapor. Dos bombas 
están montadas directamente en la cabeza del canal de cada generador de vapor. 
14 
 
El diseño de las bombas de circulación del AP1000 se basa en el diseño del AP600, 
aunque con algunas modificaciones para proporcionar mayor flujo y altura. Éstas se 
basan en el valor más bajo de densidad de agua caliente a temperatura de operación 
normal, en vez de una temperatura ambiente del agua más densa como en el AP600. 
Esto proporciona el aumento requerido en el flujo del refrigerante del reactor con sólo una 
pequeña adición en el tamaño físico del motor. Un últimocambio ha sido añadido en el 
AP1000, mediante un controlador de velocidad variable. Fuera de operación, dicho 
variador de velocidad se encuentra encendido para compensar la mayor densidad de 
agua. Cuando se encuentra en operación, el variador de velocidad está desconectado y 
las bombas funcionan a velocidad constante, como en el AP600. 
La integración de la bomba de succión en el fondo de la parte superior del canal del 
generador de vapor elimina la sección cruzada de la tubería en el circuito del refrigerante; 
reduce la caída de presión del bucle; simplifica el sistema de cimentación y soporte para 
el generador de vapor, bombas y tuberías; y elimina la posibilidad de exposición del 
núcleo durante un LOCA pequeño(OIEA Status report 75, 2011; OIEA Status report 81, 
2011). 
2.7 Presurizador. 
El presurizador es de diseño convencional, basado en tecnología probada, El dispositivo 
del AP1000 tiene un volumen de 59.5 m3, mientras que el del AP600 es de 45.3 m3.Su 
gran tamaño minimiza los riesgos para la planta y el operador durante transitorios, al 
proporcionar un aumento en los márgenes operativos que resulta en una planta más 
confiable. De igual modo, debido a este tamaño se elimina la necesidad de válvulas de 
alivio accionadas por energía de acción rápida, posible fuente de fugas del RCS, (OIEA 
Status report 75, 2011; OIEA Status report 81, 2011). 
2.8 Aspectos de seguridad y sistemas pasivos de seguridad (PSS). 
Los sistemas de seguridad del AP600 y del AP1000 fueron diseñados siguiendo una 
filosofía de defensa en profundidad. Además de los sistemas de seguridad de un PWR 
convencional, presenta sistemas adicionales, entre otros, inyección pasiva de seguridad, 
remoción de calor residual pasivo y enfriamiento pasivo de contención. El uso de sistemas 
pasivos y elementos basados en la experiencia operativa aumentan la seguridad, 
confiabilidad y mejoran la aceptación de su uso. 
Los sistemas de seguridad pasivos se basan en procesos naturales como la gravedad, la 
circulación natural y principios físicos básicos; no se hace uso de bombas, ventiladores, 
enfriadores u otros elementos adicionales para que dichos entren en funcionamiento. Esto 
elimina la necesidad de fuentes de alimentación de corriente alterna relacionadas con la 
seguridad proporcionando mejoras medibles en la simplificación de la planta, seguridad, 
confiabilidad y protección de la inversión. Al incluir menos componentes, se reducen las 
pruebas requeridas, inspecciones y mantenimiento. Los PSS cumplen con los criterios de 
falla única de la U.S.NRC, el análisis de seguridad ha sido completado y documentado en 
elInforme Estándar de Seguridad (SSAR, por sus siglas en inglés)y en la Evaluación 
Probabilística de Riesgo (PRA, por sus siglas en inglés). 
Algunas modificaciones simples en los sistemas de seguridad del AP600 hicieron que el 
diseño del AP1000 aumentara los márgenes de seguridad sin necesidad de cambios 
estructurales en el diseño (OIEA Status report75, 2011; OIEA Status report 81, 2011). 
15 
 
2.8.1 Sistema pasivo de refrigeración de emergencia del núcleo (PXS). 
Este sistema protege a la planta contra eventos transitorios o fugas del RCS, también 
provee al núcleo de un sistema de remoción de calor residual (PRHR), un sistema de 
inyección de seguridad (SI) y despresurización. 
El PXS utiliza tres fuentes de agua para mantener al núcleo enfriado a través del sistema 
de inyección de seguridad(SI). Éste sistema incorpora tres fuentes de inyección pasivas 
después de un evento LOCA. Las fuentes de inyección son las siguientes: 
1. Acumuladores (ACC): Son grandes depósitos esféricos, tres cuartos de su 
capacidad está con agua borada y pre-presurizada con nitrógeno. La línea de 
salida del acumulador está conectada con la línea de inyección directa a la vasija 
(DVI). Un par de válvulas de control previene el flujo de inyección durante 
condiciones normales de operación. Cuando la presión del sistema cae por debajo 
de la presión del acumulador, las válvulas de control se abren permitiendo la 
inyección de refrigerante. 
2. Depósito de aporte al núcleo (CMT): consiste en un tanque de acero inoxidable de 
gran volumen con una línea de entrada en la parte superior conectada a una 
pierna fría y una línea de salida que conecta el fondo del CMT con el DVI. Cada 
CMT se encuentra lleno con agua fría borada. La válvula de entrada del CMT está 
normalmente abierta y, por lo tanto, el CMT se encuentra a la misma presión que 
el sistema primario. La válvula de salida del CMT se encuentra normalmente 
cerrada, previniendo la circulación natural durante la operación normal de la 
planta. Cuando la válvula de salida se abre, se establece la trayectoria para la 
circulación natural. 
3. Depósito de almacenamiento de agua de recarga en el interior de la contención 
(IRWST): Consiste en una gran alberca llena de agua fría borada, la cual sirve 
como sumidero de calor. Este depósito cuenta con dos líneas de inyección 
conectadas a las líneas DVI de la vasija del reactor. El IRWST es una fuente de 
baja presión que inyecta sólo después que RCS es despresurizado por el sistema 
ADS. La inyección de agua de éste se suministra por gravedad, ya que está 
localizado en la contención, justo encima de los lazos del RCS. Normalmente el 
IRWST está aislado del RCS por válvulas explosivas y válvulas check. Este tanque 
está diseñado a presión atmosférica, por lo que, el RCS debe ser despresurizado 
antes de inyectar agua. El RCS es controlado automáticamente para reducir la 
presión a 0.83 bar. 
El PXS despresuriza utilizando cuatro etapas del sistema de despresurización automática 
(ADS) permitiendo una reducción lenta de presión del RCS. 
2.8.2 Sistema de refrigeración pasiva de la contención (PCS). 
En caso de accidente, el PCS enfría la contención mientras la presión de diseño no sea 
excedida y la presión se reduzca rápidamente. Este sistema proporciona el último 
disipador de calor relacionado con la seguridad de la planta1, ya que enfría el sistema de 
 
1 El calor que no se transforma en trabajo en la turbina se disipa en la atmósfera, en una masa de agua o en 
una combinación de ambas opciones. 
16 
 
contención una vez que ocurre un accidente, de modo que la presión comienza a 
reducirse. 
La vasija de contención de acero suministra una superficie lo suficientemente grande para 
que el calor excedente en el interior se disipe al exterior. Ese calor es removido de la 
vasija por la circulación natural de una corriente de aire continua y el enfriamiento del aire 
se complementa con la evaporación del agua drenada por gravedad de un tanque 
(sumiderode la contención) situado en la parte superior del edificio escudo de la 
contención (ver Figura 2.3). 
 
Figura 2.3 Esquema del sistema PCS. Fuente: Terry L. Schulz (2006). Westinghouse 
AP1000 advanced passive plant. 
El contenedor del AP600 y el AP1000 tienen el mismo diámetro, sin embargo, el AP100 es 
más alto para proporcionar mayor volumen. A este volumen adicional se le hizo un cambio 
en el material de revestimiento, lo que aumentó los márgenes de presión permitidos en 
caso de accidente. 
Diferentes análisis al diseño del AP1000 muestran que los sistemas de contención 
permanecen intactos o no se ven sobrepasados en caso de accidentes graves. Los 
niveles de radiactividad tampoco sufren una variación considerable. Incluso con el 
17 
 
desagüe de agua, el aire de enfriamiento es capaz de mantener la contención por debajo 
de la presión de falla calculada. Otras características que mejoran una planta AP1000 son 
la contención y confinamiento en caso de una ruptura de los tubos de los generadores de 
vapor. 
2.8.3 Remoción pasiva de calor residual (PRHR). 
El PXS incluye un intercambiador de calor residual con remoción pasiva (PRHR HX), el 
cual está conectado a través de las líneas de entrada y salida del primer lazo del RCS. El 
PRHR HX protege a la planta contra transitorios que perturban el funcionamiento normal 
del agua de alimentación del generador de vapor y los sistemas de vapor. Esto satisface 
los criterios de seguridad por pérdida de agua de alimentación y por rupturas en las líneas 
de vapor. 
El sistema IRWST proporciona el disipador de calor para el PRHR HX; en este sistema el 
agua absorbe el calor de decaimiento durante más de una hora antes de que el agua 
comience a hervir. Una vez que comienza la ebullición, el vapor pasa a la contención. El 
vapor se condensa en la vasija de contención de acero, y después de ser recolectada es 
drenada por gravedad de nuevo al IRWST. 
El PXS y el PRHR HX proveen una capacidad de remoción de calor residual casi de 
manera indefinida sin incluir a un operador. Para el AP1000 el nivel de agua necesario 
para el IRWST fue aumentado para proveer un inventario de agua adecuado, sin que la 
estructura sufriera cambios importantes. 
En el AP1000, las partes horizontales del PRHR HX se prolongaron, y se añadieron 
piezas para algunas secciones con respecto al diseño del AP600. Estas renovaciones 
dieron como resultado un cien por ciento de capacidad sin afectar la disposición de la 
tubería. 
2.8.4 Sistema de eliminación de calor residual. 
Este sistema consta de dos trenes mecánicos, cada uno compuesto por una bomba y un 
intercambiador de calor. Este sistema también incluye tuberías, válvulas e instrumentación 
necesaria para la operación de este; sus funciones más importantes son: 
 Sistema de remoción de calor en parada: elimina el calor residual y sensible del 
núcleo y del sistema de refrigerante del reactor durante las operaciones de 
enfriamiento y apagado de la planta. El sistema proporciona un enfriamiento del 
sistema refrigerante del reactor de 177 a 48.9 °C dentro de las 96 horas 
posteriores a la parada y mantiene la temperatura del refrigerante del reactor a 
48.9 °C o menos. 
 Purificación en parada: proporciona el sistema de refrigerante del reactor y el flujo 
de purificación de la cavidad de reabastecimiento al sistema del CVS durante las 
operaciones de reabastecimiento de combustible. 
 Enfriamiento del IRWST: proporciona enfriamiento para limitar la temperatura del 
agua a menos de 100 °C durante el funcionamiento extendido del sistema de 
eliminación de calor residual pasivo y no más de 48.9 °C durante el 
funcionamiento normal. 
18 
 
 Relleno y enfriamiento del sistema de refrigeración del reactor a baja presión: 
Proporciona un llenado a baja presión al sistema de refrigerante desde la alberca 
de carga y luego del IRWST, proporcionando así un margen adicional para el 
enfriamiento del núcleo. 
 Protección de una sobrepresión a baja temperatura: proporciona protección contra 
sobrepresión a baja temperatura para el sistema de refrigeración del reactor 
durante las operaciones de reabastecimiento, puesta en marcha y apagado. 
 Ruta de flujo de llenado del inventario de la contención a largo plazo después del 
accidente: proporciona una vía de flujo para compensar fugas. 
 Calentamiento posterior a la recuperación de accidentes del núcleo y del sistema 
de refrigeración del reactor, después de la mitigación exitosa de un accidente por 
el sistema pasivo de refrigeración del núcleo. 
 Refrigeración de la alberca de combustible gastado: Proporciona refrigeración de 
reserva de la alberca de combustible gastado. 
2.8.5 Sistema de Control Químico y de Volumen (CVS). 
Este sistemaconsiste en un arreglo de intercambiadores de calor regenerativos y de 
bajada, filtros, desmineralizadores, bombas de relleno, tanques, válvulas, tuberías e 
instrumentación asociadas. Dicho sistema está diseñado para realizar las siguientes 
funciones: 
 Purificación: mantiene la pureza y el nivel de actividad del refrigerante del reactor 
dentro de los límites aceptables. 
 Control del inventario de refrigerante del RCS: mantiene el inventario de 
refrigerante requerido en el sistema de refrigeración del reactor, así como el nivel 
de agua presurizada durante las operaciones normales de la planta. 
 Calentamiento y control químico: mantiene la química del refrigerante del reactor 
durante la puesta en marcha de la planta, la dilución normal de boro para el 
arranque de la planta y para compensar el agotamiento del combustible, parada 
por boración y control del pH del sistema refrigerante del reactor manteniendo el 
nivel adecuado de hidróxido de litio. 
 Control de oxígeno: proporciona los medios para mantener el nivel adecuado de 
hidrógeno disuelto en el refrigerante del reactor durante el funcionamiento y para 
lograr el nivel de oxígeno adecuado antes de la puesta en marcha de la planta 
después de cada parada. 
 Llenado y prueba de presión del RCS: proporciona los medios para el llenado y 
prueba de presión del sistema de refrigerante del reactor. El CVS no realiza 
pruebas hidrostáticas del sistema refrigerante del reactor, sino que proporciona 
conexiones para una bomba de prueba hidrostática temporal. 
 Relleno borado al equipo auxiliar: proporciona agua de relleno a los sistemas 
laterales primarios, que requiere agua borada de grado reactor. 
19 
 
 Rocío Auxiliar del Presurizador: proporciona agua auxiliar de presurización para la 
despresurización. 
2.8.6 Sistema de Despresurización Automática (ADS). 
Este sistema consiste en cuatro válvulas de estados que conducen a una reducción 
controlada de la presión del sistema primario. Las primeras tres etapas consisten en dos 
trenes de válvulas conectadas en la parte superior del presurizador. La primera etapa abre 
con el nivel de líquido del CMT. La segunda y tercera abren poco después debido a los 
temporizadores. Las válvulas ADS #1, #2, #3 descargan vapor del sistema primario dentro 
de la línea de rocío que desahoga dentro del IRSWT. El vapor se condensa por contacto 
directo con el agua subenfriada dentro del IRSWT. La cuarta etapa del ADS consta de dos 
válvulas ligadas a las líneas ADS de cada pierna caliente. Las válvulas ADS-4 abren con 
la señal de un nivel bajo de líquido en el CMT, en este caso la presión del sistema 
primario disminuye hasta las condiciones de la contención. Las válvulas ADS-4 
desahogan directamente dentro del edificio de contención. 
2.8.7 Sistema de enfriamiento de la alberca de combustible gastado. 
Este sistema está diseñado para eliminar el calor residual producido por el decaimiento de 
los isótopos radioactivos del combustible gastado. Las principales funciones de este 
sistema son: 
 Enfriamiento de la alberca de combustible gastado. 
 Purificación de la alberca de combustible gastado. 
 Purificación de la cavidad de reabastecimiento de combustible. 
 Transferencias de agua. 
 Purificación del tanque de almacenamiento de agua. 
 
2.8.8 Aislamiento de la contención. 
El aislamiento de la contención del AP-1000 mejoró significativamente en comparación 
con los PWR convencionales, destacándose una gran reducción en el número de 
penetraciones ya que no se requieren penetraciones para el soporte de las funciones de 
mitigación posteriores a un accidente. 
2.8.9 Mitigación de accidente a largo plazo. 
Una ventaja importante del AP1000 con respecto a los PWR actuales, es que la 
mitigación de un accidente a largo plazo podría ser obtenida por los sistemas pasivos de 
seguridad, ver Figura 2.4, sin la acción del operador y sin la disponibilidad de fuentes de 
potencia fuera o dentro del sitio. Para la limitación de accidentes base de diseño, el 
inventario de refrigerante del núcleo en el contenedor para refrigeración de recirculación y 
boración del núcleo es suficiente para al menos 30 días, aún si el inventario se pierde a la 
tasa de fuga del contenedor de base de diseño. 
2.8.10 Habilitación del Sistema de Emergencia del Cuarto de Control. 
La Habilitación delSistema de Emergencia del Cuarto de Control (VES), proporciona aire 
fresco, refrigeración y presuriza la Sala de Control Principal (MCR, por sus siglas en 
20 
 
inglés) tras un accidente, manteniendo al MCR a una ligera presión positiva para 
minimizar la infiltración de contaminantes en el aire de las áreas circundantes. El VES 
inicia su operación automáticamente al recibir una señal de alto nivel de radiación desde 
el MCR, el cual aísla la trayectoria de ventilación normal de la sala de control e inicia la 
presurización, tras el accionamiento del sistema todas las funciones son completamente 
pasivas. 
 
Figura 2.4. Sistemas pasivos de seguridad para el AP600 y AP1000. Fuente: Terry L. 
Schulz (2006). Westinghouse AP1000 advanced passive plant. 
2.9 Principales datos técnicos del AP600 y AP1000. 
Para finalizar, en esta sección se exponen las características principales de los reactores 
AP600 y AP1000 (véase la Tabla 2.1), con la finalidad de tener una visión general y estar 
en posibilidades de evaluarla a partir de parámetros técnicos, operativos, de combustible 
y seguridad (OIEA Status report 75, 2011; OIEA Status report 81, 2011). 
 
21 
 
Tabla 2.1.Datos técnicos del AP600 y AP1000. 
AP600 AP1000 
Datos generales de la planta 
Potencia térmica 1940 MWth 3400 MWth 
Potencia eléctrica de salida a la 
red 
600 MWe 1100 MWe 
Eficiencia de la planta 31% 32% 
Tiempo de vida de la planta 60 años 60 años 
Disponibilidad de la planta Mayor que el 93% Mayor que el 93% 
Diseño sísmico, SSE 0.3 0.3 
Refrigerante primario Agua ligera Agua ligera 
Refrigerante secundario Agua ligera Agua ligera 
Material moderador Agua ligera Agua ligera 
Ciclo termodinámico Rankine Rankine 
Seguridad 
Frecuencia de daño al núcleo < 1.7 x 10-7/año de reactor < 5.09 x 10-7/año de 
reactor 
Dosis ocupacional < 0.7 Sv*persona/año del 
reactor 
< 0.7 Sv*persona/año del 
reactor 
Sistema nuclear de generación de vapor (NSSS) 
Tasa de flujo de vapor en 
condición nominal 
1063 kg/s 1889 kg/s 
Presión de vapor 5.74 MPa 5.76 MPa 
Temperatura de vapor 272.7 °C 272.8 °C 
Tasa de flujo de agua de 
alimentación en condición 
nominal 
1063 kg/s 1889 kg/s 
Temperatura del agua de 
alimentación 
224 °C 226.7 °C 
Contención primaria 
Forma Cilíndrica Cilíndrica 
Diámetro 39.6 m 36.9 m 
Altura 57.6 m 82.3 m 
Presión de diseño 0.316 MPa 0.5067 MPa 
Temperatura de diseño 137.8°C 148.9 °C 
 
 
22 
 
Continuación de la tabla 2.1. 
Sistema de refrigeración del reactor 
Tasa de flujo del refrigerante 
primario 
9940 kg/s 14300 kg/s 
Presión de operación del 
reactor 
15.513 MPa 15.513 MPa 
Temperatura de entrada del 
refrigerante en el núcleo 
279.5 °C 279.4 °C 
Temperatura de salida del 
refrigerante del núcleo 
315.6 °C 324.7 °C 
Aumento medio de la 
temperatura del refrigerante al 
pasar a través del núcleo 
36.1 °C 45.3 °C 
Núcleo del reactor 
Altura del núcleo activo 3.658 4.267 m 
Diámetro equivalente del 
núcleo 
2.921 m 3.04 m 
Tasa de calor lineal como 
promedio 
13.5 kW/m 18.7 kW/m 
Densidad media de potencia 
del combustible 
28.89 kW/KgU 40.2 kW/KgU 
Densidad media de potencia 
del núcleo 
78.82 MW/m3 MW/m3 
Material de combustible UO2 sintetizado UO2 sintetizado 
Ensamble de combustible Cuadrado, 17 x 17, Cuadrado, 17 x 17, XL 
Número de ensambles de 
combustible 
145 157 
Quemado promedio de 
descarga del combustible 
55 000 MWd/kg 60 000 MWd/kg 
Vasija del Núcleo 
Presión de diseño 17.1 MPa 17.2 MPa 
Temperatura de diseño 343.3 °C 343.3 °C 
Altura total interna 11 708 mm 12 056 mm 
Material base Acero al carbono Acero al carbono 
Diámetro internode la vasija 3988 mm 4038.6 mm 
Espesor de la pared de la 
vasija 
203 mm 203 mm 
 
23 
 
Continuación de la tabla 2.1. 
Generador de vapor 
Tipo Delta-75, U-Tube, Vertical Delta-125, U-Tube, 
Vertical 
Número de generadores de 
vapor 
2 2 
Bomba de refrigerante del reactor (circuito primario) 
Numero de bombas 4 4 
Velocidad de la bomba 1 800 rpm 1 800 rpm 
Presurizador 
Volumen total 45.31 m3 59.47 m3 
Volumen medio de vapor 14.16 m3 31.14 m3 
Bombas de agua de alimentación 
Tipo Motor Driven Motor Driven 
Número 3 3 
 
Aunque existen diferencias entre el AP600 y el AP1000, en el desarrollo de este trabajo se 
va suponer que la respuesta de ambos reactores es muy semejante debido a que el 
proyecto del desarrollo del reactor AP1000 surgió a partir del desarrollo del diseño del 
AP600; por lo que los resultados de las simulaciones en el simulador del AP600 serán 
utilizados como ejemplo para analizar cómo respondería el AP1000 ante eventos de 
LOCA. 
 
24 
 
Capítulo 3. Simuladores de entrenamiento. 
3.1 Generalidades de los simuladores. 
3.1.1 Introducción a la simulación. 
El término simulación se refiere a la investigación de procesos en el dominio del tiempo, 
donde se puede calcular las características y propiedades de diferentes sistemas; a este 
tipo de cálculos se les conoce como simulación. 
La simulación es una poderosa herramienta para el diseño, construcción, entrenamiento y 
operación de los mecanismos de generación de energía nuclear, ya que nos permiten 
experimentar, mostrar y realizar operaciones en el sistema que de otra forma sería 
imposible, costoso, peligroso o poco práctico (Aurora Badulesco y Robert Lyon, 2001). 
En una planta nucleoeléctrica los simuladores de alcance completo han demostrado ser 
de gran utilidad para el entrenamiento del personal que trabaja en: 
 Control y operación general de la planta. 
 Operación y control de sistemas individuales. 
 Análisis de respuesta de la planta a transitorios en el equipo y/o la 
instrumentación. 
 Control computarizado de procesos de la planta. 
 Implementación de plan de emergencia y/o manejo de crisis. 
 Monitoreo del núcleo y protección radiológica. 
 Mantenimiento de la planta. 
3.1.2 Clasificación de los Simuladores. 
Simuladores Réplica de Entrenamiento de Alcance Completo: Representan en tiempo real 
el mayor rango de operaciones que pueden realizarse desde el cuarto de control principal. 
Éste consiste en un cuarto que simula el sistema de suministro de vapor principal, y los 
sistemas de balance de planta, incluyendo los sistemas nucleares, convencionales, de 
servicio y de seguridad, Figura 3.1 (OIEA-TECDOC-995,1998). 
Simulador de Tarea Específica: Está diseñado para el entrenamiento cuyo enfoque es en 
ciertas áreas en particular. Se tratan sistemas o fenómenos específicos de la planta que 
podrían ser simulados de una manera más precisa que con un simulador de alcance 
completo. Por ejemplo: Simulador de rupturas en los tubos de los generadores de vapor, 
arranque y operación de generadores diésel, etc. 
Simulador de Principios Básicos: Ilustra los procedimientos generales de operación y 
procesos físicos fundamentales de una central nucleoeléctrica. Proporciona el 
entendimiento de los modos comunes de operación y se enfoca en los sistemas 
principales; los sistemas auxiliares y de soporte pueden ser obviados, ejemplo: los 
simuladores académicos del OIEA. 
Simulador Compacto: Provee un medio de capacitación sobre los procedimientos 
operativos de una manera simplificada. La fidelidad en el modelado es equivalente a la de 
un simulador de alcance completo, sin embargo, no se cuenta con una réplica del cuarto 
25 
 
de control. Son herramientas poderosas en el entrenamiento básico de nuevos 
operadores y de personal fuera del cuarto de control. 
Simulador Gráfico: En este simulador se tiene una representación gráfica de los 
parámetros de control y del ambiente operativo. Por ejemplo, los tableros del cuarto de 
control pueden ser mostrados en unidades de visualización o en imágenes virtuales 
sintetizadas. Es una alternativa de bajo costo a otros simuladores que requieren el uso de 
hardware propio del cuarto de control. El alcance de este tipo de simuladores puede llegar 
a ser completo. 
Simulador Multifuncional: En ocasiones el término “multifuncional” es usado para referirse 
a los simuladores compactos o gráficos. En general, la fidelidad en el modelado es 
cercana o igual a la del simulador de alcance completo, pero la interfaz humana –máquina 
posee una combinación de instrumentación virtual y real. Este tipo de simulador puede ser 
extendido hasta un simulador de alcance completo. 
Simulador Analizador de planta: Es un dispositivo de entrenamiento para estudiar 
transitorios complejos de la planta o accidentes a detalle. Como su objetivo es dar una 
descripción detallada del comportamiento de la central, la simulación de un analizador de 
planta no necesariamente debe operar en tiempo real ni mostrar todos los datos de 
operación; los resultados de la simulación son presentados en un formato que conduce al 
análisis. 
 
Figura 3.1. Simulador de alcance completo en réplica de cuarto de control, central nuclear 
de Angra-1 en Brasil. Fuente: U-238 Tecnología nuclear para el desarrollo (2015). 
3.1.3 Ventajas del Uso de la Simulación 
El uso de varios tipos de simuladores proporciona un entrenamiento progresivo que va 
desde el entrenamiento inicial hacia operaciones integradas más complejas de la planta y 
entrenamiento en equipo que es ejercido en un simulador de alcance completo. Se debe 
tomar en cuenta que cualquier simulador es solamente un auxiliar en el entrenamiento. 
26 
 
Calificar a un simulador basado exclusivamente en factores como el alcance, la fidelidad o 
sofisticación técnica puede ser engañoso, el verdadero criterio debería ser la capacidad 
general de mejorar el proceso de entrenamiento, lo que depende de cuándo, cómo y por 
quién es usado el simulador. Es claro que el uso inapropiado de un simulador puede llevar 
a entrenamiento deficiente o incluso inducir al aprendiz al error. 
A continuación, se listan algunos beneficios en el uso de simuladores: 
 La obtención de conocimiento sobre averías, transitorios y accidentes. 
 Reducción del riesgo para el equipo de planta y el personal. 
 La habilidad de repetir un escenario tantas veces como sea necesario para que el 
aprendiz comprenda y se familiarice con un evento. 
 La habilidad de experimentar ciertos eventos en simulación antes de verlos por 
primera vez cuando ocurran en la planta. 
 La habilidad de entrenar al personal en eventos realistas en una planta. 
 Capacidad de obtener maestría en algún objetivo del entrenamiento de manera 
económica. 
 Las oportunidades de alcanzar nuevos objetivos del entrenamiento conforme 
cambien los requerimientos y las necesidades del entrenamiento. 
 Excelencia en el entrenamiento, especialmente en tareas cognitivas de alto nivel y 
adquisición y retención de conocimiento de los procesos de planta (OIEA-
TECDOC-995, 1998) 
3.1.4 Simuladores de Propósito Académico del OIEA. 
El Organismo Internacional de Energía Atómica patrocina el desarrollo de simuladores de 
reactores nucleares para apoyar a los estados miembros de la organización para la 
educación de sus profesionales del área nuclear. El objetivo del programa es proveer una 
comprensión de las características de operación, sistemas de control de la reactividad, 
sistemas de seguridad, respuestas a transitorios o accidentes, de una variedad de 
plantas. 
Estos constituyen instrumentos de capacitación para profesores universitarios e 
ingenieros que imparten temas de energía nuclear, y también se les facilitan directamente 
a estudiantes y científicos interesados en ampliar su compresión del tema. Presentan una 
respuesta dinámica con la fidelidad suficiente para proporcionar respuestas de la planta 
durante operaciones normales y/o en situaciones de