Reactor avanzado refrigerado por gas

El reactor avanzado refrigerado por gas ( AGR ) es un tipo de reactor nuclear diseñado y operado por el Reino Unido . Se trata de la segunda generación de reactores británicos refrigerados por gas , que utilizan grafito como moderador de neutrones y dióxido de carbono como refrigerante. Han sido la columna vertebral del parque de generación de energía nuclear del Reino Unido desde la década de 1980.

El AGR se desarrolló a partir del reactor Magnox , el diseño de reactor de primera generación del Reino Unido. El primer diseño de Magnox se había optimizado para la generación de plutonio , ^{[ 2 ]} y por esta razón tenía características que no eran las más económicas para la generación de energía. La principal de ellas era la necesidad de funcionar con uranio natural , lo que requería un refrigerante con una sección transversal de neutrones baja , en este caso dióxido de carbono , y un moderador de neutrones eficiente , grafito . El diseño de Magnox también funcionaba a temperaturas de gas relativamente bajas en comparación con otros diseños de generación de energía, lo que resultaba en condiciones de vapor menos eficientes.

El diseño AGR conservó el moderador de grafito y el refrigerante de dióxido de carbono del Magnox, pero aumentó la temperatura de operación del gas refrigerante para mejorar las condiciones del vapor. Estos componentes se hicieron idénticos a los de una central eléctrica de carbón, lo que permitió utilizar el mismo diseño de turbinas y equipos de generación. Durante las etapas iniciales del diseño, se consideró necesario cambiar el revestimiento del combustible de berilio a acero inoxidable . Sin embargo, el acero tiene una sección transversal de neutrones más alta , y este cambio requirió el uso de combustible de uranio enriquecido para compensar. Este cambio resultó en un mayor grado de quemado de 18 000 MW _·t ·día por tonelada de combustible, lo que permitió una recarga menos frecuente.

El prototipo del reactor avanzado refrigerado por gas de Windscale entró en funcionamiento en Windscale en 1962, ^{[ 3 ]} pero el primer AGR comercial no entró en línea hasta 1976. Un total de catorce reactores AGR en seis emplazamientos se construyeron entre 1976 y 1988. Todos ellos están configurados con dos reactores en un solo edificio, y cada reactor tiene una potencia térmica de diseño de 1500  MWt _{que impulsa un conjunto turbina} -alternador de 660 MWe  . Las distintas centrales AGR producen potencias en el rango de 555 MWe a 670  MWe, ya que algunas operan a una potencia inferior a la de diseño debido a restricciones operativas. ^{[ 4 ]}

El AGR se diseñó de tal manera que las condiciones finales del vapor en la válvula de parada de la caldera fueran idénticas a las de las centrales eléctricas convencionales de carbón , por lo que se pudo utilizar el mismo diseño de planta turbogeneradora. La temperatura media del refrigerante caliente que sale del núcleo del reactor se diseñó para ser de 648 °C (1198 °F) . Para obtener estas altas temperaturas y, al mismo tiempo, garantizar una vida útil del núcleo de grafito (el grafito reacciona con el CO₂ _a alta temperatura), se utiliza un flujo de refrigerante de reentrada a la temperatura de salida de la caldera más baja de 278 °C para enfriar el grafito, asegurando que las temperaturas del núcleo de grafito no varíen demasiado con respecto a las que se observan en una central Magnox . La temperatura y la presión de salida del sobrecalentador se diseñaron para ser de 2485 psi (170 bar) y 543 °C.     

El combustible son pastillas de dióxido de uranio , enriquecidas al 2,5-3,5%, en tubos de acero inoxidable. El concepto de diseño original del AGR era utilizar un revestimiento a base de berilio . Cuando esto resultó inadecuado debido a la fractura frágil, ^{[ 5 ]} se elevó el nivel de enriquecimiento del combustible para permitir mayores pérdidas por captura de neutrones del revestimiento de acero inoxidable . Esto aumentó significativamente el costo de la energía producida por un AGR. El refrigerante de dióxido de carbono circula a través del núcleo, alcanzando 640 °C (1184 °F) y una presión de alrededor de 40 bar (580 psi), y luego pasa a través de conjuntos de caldera (generador de vapor) fuera del núcleo pero aún dentro del recipiente de presión de hormigón armado revestido de acero. Las barras de control penetran el moderador de grafito y un sistema secundario implica la inyección de nitrógeno en el refrigerante para absorber neutrones térmicos y detener el proceso de fisión si las barras de control no entran en el núcleo. Se incluye un sistema de parada terciaria que funciona inyectando perlas de boro en el reactor en caso de que sea necesario despresurizarlo con barras de control insuficientes. Esto implicaría que no se podría mantener la presión de nitrógeno. ^{[ 6 ] [ 7 ]}   

El AGR fue diseñado para tener una alta eficiencia térmica (relación electricidad generada/calor generado) de aproximadamente el 41%, que es mejor que un reactor de agua a presión (PWR) moderno con una eficiencia térmica típica del 34%. ^{[ 8 ]} Esto se debe a la temperatura de salida del refrigerante más alta de aproximadamente 640 °C (1184 °F) práctica con refrigeración por gas, en comparación con aproximadamente 325 °C (617 °F) para los PWR. Sin embargo, el núcleo del reactor tiene que ser más grande para la misma potencia de salida, y el quemado del combustible de 27 000 MW(th) días por tonelada para combustible tipo 2 y hasta 34 000 MW(th) días por tonelada para combustible robusto en la descarga es menor que los 40 000 MW(th) días por tonelada de los PWR por lo que el combustible se usa menos eficientemente, ^{[ 9 ]} contrarrestando la ventaja de la eficiencia térmica.       

Al igual que los reactores magnox, CANDU , IPHWR y RBMK , y a diferencia de los reactores de agua ligera , los AGR están diseñados para recargarse sin necesidad de apagar el reactor previamente (véase Recarga en línea ). Esta recarga en carga fue un factor importante en la justificación económica para elegir el AGR frente a otros tipos de reactores, y en 1965 permitió a la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) y al gobierno afirmar que el AGR produciría electricidad más barata que las mejores centrales eléctricas de carbón. Sin embargo, surgieron problemas de vibración en el conjunto de combustible durante la recarga en carga a plena potencia, por lo que en 1988 se suspendió la recarga a plena potencia hasta mediados de la década de 1990, cuando nuevas pruebas provocaron que una barra de combustible se atascara en el núcleo del reactor. Actualmente, en los AGR solo se realiza la recarga a carga parcial o cuando el reactor está apagado.

El recipiente a presión de hormigón pretensado contiene el núcleo del reactor y las calderas. Para minimizar el número de perforaciones en el recipiente (y, por lo tanto, reducir el número de posibles puntos de fuga), las calderas son de circuito abierto, donde toda la ebullición y el sobrecalentamiento se realizan dentro de los tubos de la caldera. Esto requiere el uso de agua ultrapura para minimizar la acumulación de sales en el evaporador y los consiguientes problemas de corrosión.

El AGR se concibió como una alternativa británica superior a los diseños estadounidenses de reactores de agua ligera. Se promocionó como una evolución del exitoso diseño Magnox (aunque no económicamente viable), y se eligió entre una multitud de alternativas británicas competidoras: el reactor de muy alta temperatura refrigerado por helio , el reactor de agua pesada generador de vapor y el reactor reproductor rápido , así como los reactores estadounidenses de agua ligera presurizada y de agua en ebullición (PWR y BWR) y los diseños canadienses CANDU. El CEGB realizó una evaluación económica detallada de los diseños competidores y concluyó que el AGR propuesto para Dungeness B generaría la electricidad más barata, más barata que cualquiera de los diseños rivales y que las mejores centrales térmicas de carbón.

Había grandes esperanzas puestas en el diseño AGR. ^{[ 10 ]} Se puso en marcha rápidamente un ambicioso programa de construcción de cinco centrales de reactores gemelos: Dungeness B , Hinkley Point B , Hunterston B , Hartlepool y Heysham , y se esperaban con gran interés los pedidos de exportación.

Por razones políticas, se le ordenó a la CEGB que distribuyera los pedidos de «primera generación» entre tres consorcios distintos de «diseño y construcción» y diversos subcontratistas importantes. En consecuencia, las tres primeras centrales de la CEGB, si bien compartían el mismo concepto de diseño y el mismo diseño de las barras de combustible, eran completamente diferentes en su diseño de detalle. Esto también implicó que los tres consorcios tuvieran que competir por el mismo número limitado de personal especializado, que cada diseño requiriera un estudio de seguridad único (y muy complejo) y que, durante la vigencia del programa, se tuviera que dar soporte a tres (posteriormente cuatro) diseños diferentes de reactores AGR.

Las centrales AGR resultaron ser complejas y difíciles de construir. Las pésimas relaciones laborales de la época agravaron aún más los problemas. La central principal, Dungeness B, se encargó en 1965 con fecha de finalización prevista para 1970. Tras sufrir problemas en prácticamente todos los aspectos del diseño del reactor, finalmente comenzó a generar electricidad en 1983, con 13 años de retraso. ^{[ 10 ]}

Los siguientes diseños de reactores en Hinkley Point y Hunterston, encargados uno o dos años después, demostraron ser significativamente mejores que el diseño de Dungeness, y de hecho se pusieron en marcha antes que este último. El siguiente diseño de reactor AGR, construido en Heysham 1 y Hartlepool, buscaba reducir el coste total del diseño disminuyendo la superficie ocupada por la central y el número de sistemas auxiliares. Sin embargo, esto generó dificultades en la construcción.

Los dos últimos AGR en Torness y Heysham 2 volvieron a un diseño Hinkley modificado y "corregido" con un margen sísmico mucho mayor, y han demostrado ser los de mejor rendimiento de la flota. ^{[ 11 ]} El exasesor económico del Tesoro, David Henderson , describió el programa AGR como uno de los dos errores de proyectos patrocinados por el gobierno británico más costosos, siendo el otro el Concorde . ^{[ 12 ]}

Cuando el gobierno inició la privatización de la industria de generación de electricidad en la década de 1980, un análisis de costos para posibles inversores reveló que los verdaderos costos operativos habían estado ocultos durante muchos años. Los costos de desmantelamiento, en particular, se habían subestimado significativamente. Estas incertidumbres provocaron que la energía nuclear quedara excluida de la privatización en aquel momento. ^{[ 10 ]}

El prototipo a pequeña escala del reactor AGR de Sellafield (Windscale) fue desmantelado en 2010. El núcleo y el recipiente de presión fueron desmantelados, quedando visible únicamente el edificio con forma de pelota de golf. Este proyecto también sirvió como estudio sobre los requisitos para desmantelar un reactor nuclear de forma segura.

En octubre de 2016 se anunció la instalación de barras de control superaarticulares en Hunterston B y Hinkley Point B debido a la preocupación por la estabilidad de los núcleos de grafito de los reactores . A principios de 2018 se observó una tasa ligeramente superior a la modelada de nuevas grietas en la raíz de las chavetas en el reactor 3 de Hunterston B durante una parada programada, y EDF anunció en mayo de 2018 que la parada se prolongaría para una mayor investigación, análisis y modelización. ^{[ 13 ]}

En 2018, las inspecciones ordenadas por la ONR en Dungeness B mostraron que los sistemas de sujeción sísmica, las tuberías y los depósitos de almacenamiento estaban "corroídos hasta un estado inaceptable", y ese era el estado en el que se encontraban cuando el reactor estaba en funcionamiento. La ONR clasificó esto como un incidente de nivel 2 en la Escala Internacional de Sucesos Nucleares . ^{[ 14 ]}

A enero de 2026, cuatro de las siete centrales generadoras AGR construidas permanecen en servicio, cada una con dos reactores. ^{[ 15 ]} Todas las centrales son propiedad de EDF Energy y están operadas por esta empresa :

En 2005, British Energy anunció una extensión de vida útil de 10 años en Dungeness B, lo que permitiría que la estación continuara operando hasta 2018, ^{[ 16 ]} y en 2007 anunció una extensión de vida útil de 5 años de Hinkley Point B y Hunterston B hasta 2016. ^{[ 17 ]} Las extensiones de vida útil en otros AGR se considerarán al menos tres años antes de sus fechas de cierre programadas.

Desde 2006, Hinkley Point B y Hunterston B han estado limitadas a aproximadamente el 70 % de su producción normal en MWe debido a problemas relacionados con las calderas que requieren que operen a temperaturas reducidas. ^{[ 17 ]} En 2013, la potencia de estas dos centrales aumentó a aproximadamente el 80 % de la producción normal tras algunas modificaciones en la planta. ^{[ 18 ]}

En 2006, los reactores AGR fueron noticia cuando The Guardian obtuvo documentos en virtud de la Ley de Libertad de Información de 2000 que afirmaban que British Energy desconocía la magnitud del agrietamiento de los ladrillos de grafito en los núcleos de sus reactores. También se alegó que British Energy desconocía la causa del agrietamiento y que no podía monitorizar los núcleos sin antes apagar los reactores. Posteriormente, British Energy emitió un comunicado confirmando que el agrietamiento de los ladrillos de grafito es un síntoma conocido del bombardeo neutrónico intenso y que estaban trabajando en una solución al problema de la monitorización. Asimismo, declararon que los reactores se examinaban cada tres años como parte de las "paradas reglamentarias". ^{[ 19 ]}

El 17 de diciembre de 2010, EDF Energy anunció una extensión de la vida útil de 5 años para Heysham 1 y Hartlepool para permitir una mayor generación hasta 2019. ^{[ 20 ]}

En febrero de 2012, EDF anunció que preveía extensiones de vida útil de 7 años en promedio para todos los reactores AGR, incluidos los de Heysham 1 y Hartlepool, cuya vida útil se extendió recientemente. Estas extensiones de vida útil están sujetas a una revisión y aprobación detalladas, y no se incluyen en la tabla anterior. ^{[ 21 ] [ 22 ]}

El 4 de diciembre de 2012, EDF anunció que a Hinkley Point B y Hunterston B se les había concedido una extensión de vida útil de 7 años, desde 2016 hasta 2023. ^{[ 23 ]}

El 5 de noviembre de 2013, EDF anunció que a Hartlepool se le había concedido una extensión de vida útil de 5 años, desde 2019 hasta 2024. ^{[ 24 ]}

En 2013, una inspección rutinaria detectó un defecto en una de las ocho calderas de cápsula del reactor A1 de Heysham. El reactor reanudó su funcionamiento a un nivel de producción inferior con esta caldera de cápsula desactivada, hasta junio de 2014, cuando inspecciones más detalladas confirmaron una grieta en la estructura de la caldera. Como medida de precaución, Heysham A2 y la central hermana de Hartlepool también se cerraron para una inspección de ocho semanas. ^{[ 25 ] [ 26 ]}

En octubre de 2014 se descubrió un nuevo tipo de grieta en los ladrillos moderadores de grafito del reactor Hunterston B. Esta grieta en la base de la chaveta ya se había teorizado, pero no se había observado. La existencia de este tipo de grieta no afecta de inmediato la seguridad del reactor; sin embargo, si el número de grietas supera un umbral, el reactor se desmantelaría, ya que las grietas no se pueden reparar. ^{[ 27 ] [ 28 ]}

En enero de 2015, Dungeness B recibió una extensión de vida de diez años, con una actualización de los sistemas informáticos de la sala de control y mejores defensas contra inundaciones, lo que llevó la fecha de cierre contable a 2028. ^{[ 29 ]}

En febrero de 2016, EDF extendió la vida útil de cuatro de sus ocho centrales nucleares en el Reino Unido. Heysham 1 y Hartlepool vieron extendida su vida útil cinco años, hasta 2024, mientras que Heysham 2 y Torness vieron pospuestas sus fechas de cierre siete años, hasta 2030. ^{[ 30 ]}

El 7 de junio de 2021, EDF anunció que Dungeness B, que había estado en una parada prolongada desde septiembre de 2018, pasaría a la fase de descarga de combustible con efecto inmediato. ^{[ 31 ]}

El 15 de diciembre de 2021, EDF anunció que se esperaba que Heysham 2 y Torness cerraran en marzo de 2028. ^{[ 32 ]}

El 7 de enero de 2022, el reactor 4 de Hunterston B se cerró definitivamente, poniendo fin a la producción tras casi 47 años. El reactor 3 había entrado en la fase de desmantelamiento en noviembre de 2021. ^{[ 33 ]}

El 1 de agosto de 2022 se cerró el reactor 3 de Hinkley Point B, y el reactor 4 se cerró el 6 de julio de 2022. ^{[ 34 ]}

El 3 de diciembre de 2024, EDF anunció una extensión de la vida útil de las cuatro centrales nucleares AGR restantes del Reino Unido. Heysham 2 y Torness recibieron una extensión de dos años adicionales, hasta 2030. Heysham 1 y Hartlepool recibieron una extensión de un año, hasta 2027. ^{[ 35 ]}

En enero de 2025, EDF anunció que su "ambición es generar energía más allá de estas fechas, sujeto a inspecciones de plantas y supervisión regulatoria", aunque esperan que "para mediados de la década de 2030 las siete centrales eléctricas AGR sean propiedad del Gobierno del Reino Unido" (para su desmantelamiento). ^{[ 36 ]}

• Lista de reactores nucleares
• Energía nuclear en el Reino Unido

• Diseño general y principios del reactor avanzado refrigerado por gas (AGR). Archivado el 7 de septiembre de 2017 en Wayback Machine , Base de conocimientos sobre grafito nuclear del OIEA.
• Reactores avanzados refrigerados por gas - Documento presentado en la conferencia del OIEA , septiembre de 1980
• Proyecto WAGR : desmantelamiento del Windscale AGR.
• Fechas estimadas de cierre de AGR , columna WA232 del Hansard de la Cámara de los Lores , 24 de febrero de 2005
• Revisión de los problemas del núcleo de grafito en Hinkley Point B y otros AGR , Large & Associates (ingenieros consultores) para Greenpeace.
• Los problemas de bifurcación de British Energy , Nuclear Engineering International, 22 de noviembre de 2006
• Relato de la visita a Torness AGR , Charlie Stross