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Energía

El reactor más reciente de Francia inició una parada programada de 350 días. Su primer ciclo funcionó con soluciones temporales.

20 de octubre de 2026 8 min de lectura

En la noche del viernes 25 al sábado 26 de septiembre de 2026, EDF paró la unidad 3 de la central nuclear de Flamanville para su primera "visite complète", o VC1: la primera inspección completa de un reactor nuevo tras su primer ciclo de funcionamiento. Flamanville 3 es un EPR, el reactor número 57 de Francia, conectado a la red el 21 de diciembre de 2024 y, con 1.600 MW, el más potente del parque francés. La página de EDF da la escala: unas 20.000 actividades, 2.500 trabajadores en el emplazamiento al mismo tiempo, 200 empresas colaboradoras y una duración prevista de "unos 350 días".

El titular de la AFP decía "casi un año". Los documentos más útiles son los del regulador. La ASNR, la autoridad francesa de seguridad nuclear, emitió dos dictámenes de expertos sobre las modificaciones que EDF preveía para esta parada, fechados el 15 de enero y el 16 de julio de 2026, y las autorizó el 2 de septiembre, 24 días antes de que empezara la parada. Leídos junto con las páginas de EDF y decisiones anteriores, describen un primer ciclo que funcionó con arreglos de duración limitada, y una parada diseñada para retirarlos.

No soy ingeniero nuclear. Entrego software, y lo que me interesa es una pregunta que plantea cada release: ¿qué estamos dejando a sabiendas como provisional? Aquí la respuesta es pública, y detallada.

350 días, y las reglas detrás

La inspección es obligatoria. EDF dice que cada reactor francés pasa una tras su primer ciclo, como máximo 30 meses después de la carga del combustible. El combustible entró en Flamanville 3 en mayo de 2024, así que el plazo era noviembre de 2026. EDF compara el trabajo con una inspección decenal: prueba de presión del circuito primario, pruebas de estanqueidad de la contención, inspección de la vasija del reactor, la turbina y los equipos a presión.

Es larga: la AFP informó de la estimación de EDF de 190 a 200 días para las visitas completas de Chooz y Civaux, y dijo que esta dura más por el número de controles. En la plataforma de transparencia de EDF para las indisponibilidades planificadas, la parada figura desde el 12 de noviembre de 2025: 0 MW disponibles de 1.600, del 26 de septiembre de 2026 al 11 de septiembre de 2027. Son exactamente 350 días, con la nota "Esta parada puede reprogramarse". A 20 de octubre de 2026, la entrada no había cambiado.

A 1.600 MW, cada día parado son hasta 38,4 GWh no generados; 350 días a plena potencia serían unos 13,4 TWh. La AFP cifraba la producción total del reactor desde su conexión a la red en 9,9 TWh.

Renaud Crassous, de la división de producción nuclear de EDF, situó el coste en "varios cientos de millones de euros", informó la AFP. En enero de 2025, el Cour des comptes, el tribunal de cuentas francés, estimó el coste total de la central en unos 23.700 millones de euros de 2023, financiación incluida, y señaló que las cifras de EDF omitían la preparación y ejecución de esta primera visita completa y la sustitución de la tapa de la vasija. El presupuesto de construcción terminaba antes del primer mantenimiento.

Lo que no se puede inspeccionar recibe una fecha de caducidad

El trabajo principal es la tapa de la vasija: la tapa de la vasija del reactor, de unas 99 toneladas y 5,75 metros de diámetro según EDF, que cierra el circuito primario y lleva los 89 mecanismos que mueven las barras de control.

A finales de 2014, Areva NP detectó una anomalía en la composición química del acero del fondo y de la tapa de la vasija, que podía reducir su resistencia a la propagación de grietas. La ASN, como se llamaba entonces el regulador, la hizo pública el 7 de abril de 2015. En octubre de 2017 concluyó que la anomalía no impedía poner en servicio la vasija, siempre que se realizaran controles específicos durante la explotación. Para la tapa, no se había establecido la viabilidad de esos controles. Así que la tapa recibió una fecha: la decisión de 2018 la autorizaba hasta el 31 de diciembre de 2024. La puesta en marcha estaba entonces prevista para el otoño de 2019.

La construcción se retrasó. En mayo de 2023, el regulador aceptó la solicitud de Framatome de conservar la tapa hasta la primera parada para recarga, entonces esperada de 15 a 18 meses después de la puesta en servicio, para evitar una parada específica en 2024. Puso una condición: si el proyecto volvía a retrasarse de forma significativa, EDF tendría que reexaminar la sustitución de la tapa antes de la puesta en marcha. La tapa antigua estuvo en uso hasta esta parada, unos 28 meses después de la carga del combustible. Su sustituta, fabricada por Framatome, llegó al emplazamiento el 16 de junio de 2026; la tapa antigua se almacenará allí durante dos años. El 13 de octubre, ICI Cotentin informó de que el cambio estaba previsto entre noviembre y principios de 2027.

Un parche para un ciclo, una solución para el siguiente

El trabajo menos visible es la refrigeración. El calor de los sistemas auxiliares del reactor pasa a un circuito intermedio de agua, refrigerado a su vez por agua de mar filtrada a través de intercambiadores de calor, en cuatro trenes redundantes e independientes. En 2019, escribe la ASNR, las pruebas de EDF mostraron que esos intercambiadores no tenían la capacidad de intercambio térmico exigida por el estudio de seguridad. Para el primer ciclo, EDF modificó los rodetes de las bombas de agua de mar para aumentar su caudal.

Ese parche tenía un límite escrito, y no era esta parada. La decisión de puesta en servicio de la ASN del 7 de mayo de 2024 señala que EDF modificó el sistema de agua de mar para que los intercambiadores bastaran hasta la primera inspección decenal, pese a la lenta pérdida de rendimiento esperada por el ensuciamiento y un mar posiblemente más cálido, y exige su sustitución en esa inspección como muy tarde. EDF pensaba primero esperar hasta entonces; en enero de 2023 decidió hacerlo en la VC1, cambiando los intercambiadores tubulares por intercambiadores de placas para tratar el bajo rendimiento "de forma definitiva".

La sustitución no se queda en cuatro intercambiadores. La ASNR enumera una malla más fina en el filtro de mariscos aguas arriba, una función de lavado de filtros que ahora debe funcionar durante un accidente, un tope al caudal de agua de mar que puede usar el lavado, una nueva vigilancia del ensuciamiento y nuevos anclajes taladrados en una losa de hormigón existente, donde podrían cortarse algunas armaduras. Como las condiciones de diseño no pueden recrearse en el emplazamiento, EDF se apoya en parte en pruebas realizadas en un circuito de ensayo equipado con un filtro equivalente.

No todo arreglo temporal acaba en hardware nuevo. El 27 de diciembre de 2025, la primera medición del caudal del circuito primario a plena potencia superó el máximo por lazo de 30.595 m³/h en 93 m³/h en un lazo y en 8 en otro, mientras que el caudal por la vasija se mantuvo dentro de sus criterios. Los expertos de la ASNR consideraron aceptable una relajación de 500 m³/h para el primer ciclo; EDF pretende hacerla permanente. A veces la solución es la especificación.

Una prueba que se detiene un paso antes

El sistema de protección del reactor recibe también una nueva versión de su software de aplicación. La ASNR juzgó satisfactorio el proceso de desarrollo actualizado de EDF y señaló una mejor cobertura de pruebas de los módulos modificados para la VC1. EDF prevé extender esa cobertura a los demás módulos que llevan las funciones de seguridad más importantes solo en la próxima inspección decenal; la ASNR considera que debería fijarse un plazo anterior, en especial para los módulos que la propia EDF identificó como los más complejos.

Una observación es puro diseño de pruebas. Un ensayo periódico comprueba que la señal "diésel listo para acoplamiento" aparece en los 15 segundos siguientes al arranque de un diésel de emergencia. El informe de seguridad supone 15 segundos para la secuencia completa, hasta la conexión efectiva a los cuadros eléctricos de respaldo. La prueba se detiene en una señal intermedia. EDF se comprometió a analizar ese criterio antes de finales de julio de 2026; no encontré rastro público de su conclusión.

Espaciar los cambios en las copias redundantes

Los relés que llegan al final de su vida cualificada de 13 años se sustituyen por otra marca cualificada para 40 años. Están en los cuatro trenes redundantes, así que un defecto común podría afectar a los cuatro a la vez: un fallo de causa común. EDF deja cuatro semanas entre las intervenciones en canales redundantes, un plazo que, señala la ASNR, ayuda a revelar defectos latentes. Los cortes de corriente afectan a una sola de las cuatro divisiones eléctricas cada vez. Los armarios de control se actualizan por lotes, cada uno de nuevo plenamente disponible antes del siguiente. Y los trabajos eléctricos esperan, tras la parada, a que el calor residual del combustible en la piscina haya bajado lo bastante para que un solo tren de refrigeración pueda evacuarlo.

No todo se escalona. El software de control estándar se actualiza en las cuatro divisiones a la vez, con el núcleo completamente descargado. La nueva versión ya lleva umbrales de protección pensados para hardware aún no instalado (los nuevos intercambiadores y nuevos medidores de boro en el sistema de inyección de seguridad), así que esos umbrales se fijan de forma temporal hasta que ese hardware esté instalado.

Lo que los documentos no muestran

Son documentos previos a la parada. Juzgan aceptables unas modificaciones previstas; no informan de resultados. La propia parada tuvo un primer contratiempo: en la noche del 30 de septiembre al 1 de octubre, informó EDF, se perdieron las indicaciones de un medidor de boro durante el enfriamiento; la inyección de seguridad y los diésel de emergencia arrancaron automáticamente y se detuvieron enseguida, y los análisis manuales confirmaron que la concentración de boro era conforme. El director del EPR, Sébastien Miossec, dijo que esto no comprometía la duración de la parada, informó ICI Cotentin el 13 de octubre, después de que EDF informara a la comisión local de información. A 20 de octubre de 2026, EDF seguía dando unos 350 días. El coste es la horquilla de un solo directivo, citada por la AFP. Y esta no es una historia de atajos: la tapa funcionó dentro de una autorización prorrogada, y los arreglos del primer ciclo descritos aquí constan en los propios expedientes del regulador.

Lo que me llevo

Un reactor no es un servicio web; los paralelismos con el software son solo analogías.

  1. Da a cada arreglo temporal un límite escrito y una condición de revisión. La autorización de la tapa tenía una fecha, y luego un evento con una condición.
  2. Si no puedes monitorizar un componente en servicio, planifica su sustitución, no su inspección.
  3. Un parche puede tolerarse durante años y aun así merecer retirarse en la primera ventana. EDF tenía hasta la primera inspección decenal y eligió la primera parada.
  4. Prueba el requisito de extremo a extremo. Si la promesa es "conectado en 15 segundos", una prueba que se detiene en "listo" demuestra otra cosa.
  5. Cuando un solo defecto podría afectar a todas las copias redundantes, cámbialas una a una, con tiempo entre ellas: en términos de software, un despliegue escalonado con un periodo de observación.
  6. Presupuesta la primera ventana de mantenimiento como parte de la construcción.

El papeleo también es parte del sistema. EDF presentó su solicitud para estas modificaciones el 12 de agosto de 2024, tres semanas antes de la primera reacción en cadena del reactor. El expediente estaba incompleto, así que la revisión se dividió en dos; el complemento citado en la autorización está fechado el 25 de agosto de 2026, ocho días antes de esta.

El primer hormigón se vertió en diciembre de 2007. Arrancar era la mitad del trabajo. La otra mitad es la lista de lo que dejaste a sabiendas como provisional, y las fechas escritas al lado.

Fuentes

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