EPR (centrale nucléaire)

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Montage photo de l'EPR en construction (à gauche sur la photo) dans la centrale nucléaire d'Olkiluoto

EPR est la marque d'une série de centrales nucléaires. L'EPR est un réacteur à eau sous pression de troisième génération (III+) développé par les sociétés françaises Framatome ( appartenant au groupe Areva entre 2001 et 2017 ) et Électricité de France (EDF) ainsi que la société allemande Siemens (division nucléaire fusionnée avec Framatome depuis 2001) l'a été. Anciennement connu sous le nom de European Pressurized Reactor ou European Pressurized Water Reactor et commercialisé en dehors de l'Europe sous le nom de Evolutionary Power Reactor , l'abréviation EPR est désormais une marque indépendante ; la forme longue n'est presque plus utilisée.

Comme la série Framatome CP, l'EPR a reçu des commandes à l'export alors que les précédents modèles P4 et N4 n'ont été construits qu'en France. Le premier EPR a été mis en ligne le 29 juin 2018 en Chine à Taishan . En 2019, le deuxième bloc de Taishan est entré en exploitation commerciale. Trois autres usines étaient en construction en 2019 : depuis 2005 en Finlande à Olkiluoto , depuis 2007 en France à Flamanville et depuis 2018 le premier des deux blocs en Grande-Bretagne Hinkley Point .

Historique du développement de l'EPR

Début du développement

Le développement de l'EPR a débuté en 1989 lorsque Framatome et Siemens ont signé un accord de coopération pour le développement d'un réacteur à eau sous pression avancé . En 1991, Électricité de France et les services publics allemands ont également décidé de fusionner leurs travaux d'aménagement. Au début de 1992, l'Allemagne et la France ont publié un European Utility Requirement (EUR) pour un réacteur européen à eau sous pression (EPR) . En 1993, la Commission de sûreté des réacteurs a proposé d'élaborer des normes de sûreté communes pour les futurs réacteurs à eau sous pression. Les deux premiers objectifs ont été publiés en février 1994 et l'essentiel a suivi à la fin de la même année.

L'un des objectifs des nouveaux objectifs de sécurité était le contrôle des accidents de fusion du cœur . Les centrales nucléaires de deuxième génération ne disposaient pas encore d'équipements de sécurité suffisants pour contrôler une fusion complète du cœur. En France, le dernier accident avec fusion partielle à la centrale nucléaire de Saint-Laurent remonte à 1980 . L'accident de la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi en 2011 était également une fusion du cœur. Afin de mieux comprendre le comportement du matériau de cœur en fusion, le corium , de nombreux programmes de recherche ont été initiés. Ils ont créé la base physique pour le développement de dispositifs de collecte appropriés pour le corium, appelés core catcher ( core catcher ).

Projet de recherche COMAS

Dans le cadre du projet COMAS (Corium on Material Surfaces), le comportement de propagation de coulées de cœurs prototypes a été étudié de 1993 à 1999. Dans ce projet de recherche financé par l'Union européenne et le ministère fédéral allemand de l'Éducation, des Sciences, de la Recherche et de la Technologie (BMBF), le code LAVA a été développé pour simuler la propagation de la fonte. Les résultats sur la propagation de la lave de la volcanologie ont été utilisés et ceux-ci ont été complétés par des modèles plus détaillés de transfert de chaleur et de rhéologie du corium. La validation a été réalisée en coopération entre l' Université RWTH d'Aix-la-Chapelle et Siempelkamp . En préparation des tests à grande échelle, de petites expériences en laboratoire ont été réalisées par Siemens KWU. La série d'essais a commencé avec l'expérience KATS-14 : 176 kg de masse d'oxyde (85% Al ₂ O ₃ , 10% SiO ₂ , 5% FeO) et 154 kg de masse de fer ont coulé à travers deux canaux sur des plaques de cordiérite afin de valider la vitesse de propagation et le profil de température. Cela a été suivi par l'expérience réelle avec COMAS EU-2b : la masse d' essai de 630 kg, connue sous le nom de Corium R , a été versée dans divers canaux en béton, céramique et fonte et mesurée au cours du processus. Pour simuler l'étalement du bain de fusion, le montage d'essai à l'échelle 1 : 6 correspondait à la version EPR. La composition de la masse fondue était constituée de 31,1 % d'UO ₂ , 23,8 % de ZrO ₂ , 18,8 % de FeO, 15,1 % de SiO ₂ , 5,7 % de Cr ₂ O ₃ , 4,6 % d'Al ₂ O ₃ et 0,9 % de CaO. Dans toutes les expériences, la chaleur de fusion nécessaire était fournie par une réaction de thermite .

Projet de recherche VULCANO

D'autres investigations du CEA ont eu lieu en France en 1997/1998 à Cadarache avec les expériences VULCANO. VULCANO signifiait Versatile UO ₂ Lab for Corium Analyzes and Observations et visait à exprimer la polyvalence de la série de tests. Par rapport aux expériences COMAS, qui n'ont eu lieu que dans des canaux, le flux de corium du canal vers la zone d'épandage a été étudié ici. La surface d' expansion trapézoïdale a été dotée d'un motif en damier pour permettre la mesure de l'expansion avec une caméra. La diffusion du corium dans le carottier pouvant être assurée à haut débit, les essais se sont concentrés sur des petits débits inférieurs à un litre par seconde. Dans les premiers essais de la série VE, l' hafnium a été utilisé comme substitut de l'uranium pour ajuster le four. Il s'est également avéré que la fonte n'a jamais été arrêtée par la formation de croûtes sur le front.

La première expérience « pointue » VE-U1 avec du dioxyde d'uranium a eu lieu le 2 décembre 1997. Avec une composition de 45 % UO ₂ , 20 % ZrO ₂ , 20 % SiO ₂ , 13 % Fe ₃ O ₄ et 2 % Fe ₂ O _{3 ,} le bain correspondait au corium de l'EPR en sortie de puits de cuve et en fusion à travers la plaque sacrificielle. La plage de température du corium correspondait à environ 900 K entre les composants solide et liquide, la température à la sortie du four était maintenue entre 2450 K et 2650 K. Une quantité d'essai de 47 kg a été versée dans l'égout à 2,5 kg/s et s'est écoulée sur 1,2 mètre le long de la rampe, avec une épaisseur de couche de 2 à 3 cm. La vitesse de propagation pourrait être déterminée à 10-20 cm / s. Après un examen plus approfondi, une structure très poreuse de la masse fondue solidifiée a pu être déterminée. D'autres enquêtes ont suivi. Dans l'expérience VE-U7, par exemple, une cloison à symétrie axiale a été placée dans le canal et la zone d'épandage. Cela a permis d'examiner deux substrats porteurs différents en même temps. Alors qu'une moitié était revêtue de béton à haute résistance , l'autre moitié était en dioxyde de zirconium . L'étalement de la masse fondue sur la céramique a été préalablement examiné à l'aide du code LAVA, et un bon accord avec l'expérience a également été montré peu avant la solidification du corium.

Projet de recherche ECOSTAR

L'expérience DISCO a étudié les effets d'une défaillance à haute pression de la cuve sous pression du réacteur

Douze instituts de recherche européens et les sociétés Framatome ANP et Becker Technologies ont participé au projet ECOSTAR ( Ex-Vessel Core Melt Stabilization Research ). Le programme devait initialement durer trois ans, mais après deux ans, un partenaire du projet est parti, après quoi le Centre de recherche de Karlsruhe a repris la coordination et le programme a été prolongé d'un an jusqu'à la fin de 2003. Des investigations ont été menées sur les thèmes suivants : La libération de la masse fondue de la cuve du réacteur (RPV), son étalement et l'érosion du sol en béton ainsi que le refroidissement de la masse fondue dans le récupérateur de cœur. Les expériences suivantes ont été menées en détail :

• Propagation de la masse fondue : les expériences DISCO du centre de recherche de Karlsruhe ont déterminé la quantité de corium qui s'écoule dans l'enceinte de confinement en cas de défaillance haute pression de la cuve du réacteur et ne reste pas dans le puits de cuve. A cet effet, une maquette au 1/18 du puits de cuve EPR a été examinée. Les expériences ont été réalisées avec de l'eau (DISCO-C) et des métaux denses fondus sous forme liquide (DISCO-H). Les fractures latérales, les trous, les fentes horizontales et les déchirures de la coupole inférieure ont été systématiquement examinés. Les expériences à chaud ont été réalisées avec une fonte d'aluminium-fer, de la vapeur et un trou central dans le dôme inférieur.
• Les expériences KAJET ont été réalisées sur l'érosion par jet. En cas de défaillance locale de la cuve du réacteur sous pression, le corium peut en être expulsé sous la forme d'un jet compact, ce qui accélère l'érosion des parois en béton. À cette fin, l'érosion du béton par des jets de métal liquide à des pressions de gaz de 3 à 8 bars a été étudiée au Centre de recherche de Karlsruhe. Le Corium a été simulé à l'aide d'un bain de fusion aluminium-fer d'une masse allant jusqu'à 160 kg, qui a été chauffé à environ 2000°C par une réaction de thermite. Le taux d'érosion le plus élevé pourrait être déterminé à 10 mm / s; la profondeur d'érosion dans le scénario accidentel était d'environ 130 mm.
• Le transport de la fonte a également été étudié au Centre de recherche de Karlsruhe. A ECOKATS-1, 600 kg d'oxyde fondu ont été coulés à 2 l/s sur une surface en béton de 3 mètres sur 4 mètres. L'expérience a servi de référence pour les codes de propagation LAVA, CORFLOW et THEMA. Ces codes pourraient ainsi être utilisés pour la conception et l'agrément des centrales nucléaires. A ECOKATS-2, une grande masse de 3200 kg d'oxyde/métal fondu a été coulée à 20 l/s sur une surface de béton de 2 m × 2 m. Cela correspond aux conditions d'écoulement attendues dans un scénario d'accident. La masse fondue s'est répandue en moins de 60 secondes sur 20 cm d'épaisseur à la surface et s'est dégazée avec de fortes flammes d'hydrogène.
• Le diagramme de phase du mélange multi-composants UO ₂ -ZrO ₂ -béton et de divers mélanges d'oxydes a été examiné par le CEA et l'Institut tchèque de recherche nucléaire. Framatome ANP a étudié l'interaction de la fonte et du béton à différentes vitesses de chauffage dans le cadre de petites expériences. La décroissance radioactive a été simulée par un chauffage permanent. Aucune formation de croûte n'a pu être observée ici non plus.
• La meilleure façon de refroidir le corium dans le collecteur de carottes a également été étudiée. Dans les tests VULCANO, en particulier VE-U7 et VE-U8, la formation de bulles de gaz a entraîné une surface rugueuse qui améliorerait le refroidissement. Cependant, la masse fondue dans le collecteur de noyaux est cinq à dix fois plus épaisse. Si la fonte est également refroidie par le bas, l'efficacité du refroidissement peut être augmentée de 50 à 600%, comme l'a découvert l'Université technique royale de Stockholm dans l'expérience POMECO. Dans l'expérience ECOKATS-2 décrite ci-dessus, la masse fondue de 20 cm d'épaisseur a été versée avec de l'eau par le dessus. Malgré le soufflage des gaz et la surface en mouvement, le processus d'inondation n'a pas été spectaculaire sans réactions violentes. La fonte a formé une croûte de surface sur laquelle se sont formés des mini-volcans ; aucune particule n'a été éjectée. Le refroidissement de la masse fondue s'est déroulé lentement, ce qui n'a indiqué qu'une faible entrée d'eau. L'expérience a montré que la fonte ne peut être refroidie que dans une mesure limitée par inondation par le haut. Si le refroidissement est également appliqué par le bas, la plus grande partie de la masse fondue s'effrite. Cela a été montré au centre de recherche de Karlsruhe dans trois expériences CometPC avec simulation de la chaleur de désintégration : La masse fondue de 800 kg s'est solidifiée en seulement 30 à 60 minutes, ce qui a stoppé les processus dans la masse fondue . D'autres investigations ont été menées avec les tests DECOBI à l'Université technique royale de Stockholm, et un modèle théorique pour cela a été développé à l' Université de Stuttgart .

Achèvement du développement, début de la construction des usines

La conception de base du système a été définie dès 1998. En 2001, les sociétés Siemens et Framatome ont fusionné leurs activités nucléaires dans la société Framatome ANP . Celui - ci a été rebaptisé AREVA NP en 2006 . Les travaux de l'EPR ont été réalisés sous l'égide de la nouvelle société. La technologie repose principalement sur l'expérience acquise dans la construction et l'exploitation des réacteurs à eau sous pression de type Konvoi (Siemens) et N4 (Framatome) développés par les sociétés mères . D'autres investigations sur le processus du cycle , car elles étaient nécessaires pour le développement du réacteur à eau bouillante de génération 3 KERENA à Karlstein am Main sur le banc d'essai INKA, n'ont donc pas été menées. À partir de 2003, seuls des aspects individuels du système ont été développés, de sorte que le développement a pu être mené à bien au cours des prochaines années.

En 2005, le permis de construire pour le premier EPR de la centrale nucléaire d'Olkiluoto en Finlande a été accordé. Avec cette commande, l'EPR a pu enregistrer son premier succès à l'exportation, que la France avait récemment obtenu avec les types de centrales de la série CP des années 1970 et 1980. L'importante contribution allemande au développement de l'EPR se reflète également dans le chantier de construction d'Olkiluoto 3 : sur les plus de 1 600 entreprises présentes (en 2011), chaque seconde provenait d'Allemagne. En 2007, la construction d'un EPR a débuté en France à la centrale nucléaire de Flamanville . Les deux réacteurs ne sont actuellement (2021) pas encore en exploitation commerciale et ont largement dépassé leur date d'achèvement initiale.

En 2008, la construction de deux EPR a débuté à la centrale nucléaire de Taishan dans la province chinoise du Guangdong . La tranche 1 est devenue le premier EPR à entrer en exploitation commerciale le 13 décembre 2018. L'exploitation commerciale de l'unité 2 a débuté le 7 septembre 2019.

Au Royaume-Uni, la construction de deux EPR à Hinkley Point a débuté en 2018 .

Génération III +

Des recherches approfondies ont été menées à l'EPR afin de mieux contrer une fusion du cœur. Des développements similaires ont également eu lieu dans d'autres pays en même temps, de sorte que, en règle générale, des dispositions sont prises à cet effet dans tous les réacteurs de puissance modernes. Les contre-mesures peuvent être divisées en deux types :

• Refroidissement dans la cuve du réacteur ( in-vessel Cooling ) : La cuve du réacteur est placée sous eau de l'extérieur afin de dissiper la chaleur de post-désintégration du corium via la paroi de la cuve du réacteur. Les exemples sont le KERENA d'Areva, le WWER-1000 d' OKB Gidropress et l'AP1000 de Westinghouse.
• Refroidissement à l'extérieur de la cuve du réacteur ( refroidissement ex-cuve ) : Une fusion de la calotte inférieure est prévue afin de refroidir le corium dans un dispositif spécial. L'avantage par rapport à la première méthode est la forme moins chère de la fonte, ce qui la rend plus facile à refroidir. L'inconvénient est l'effort plus élevé. Bien que cet appareil (Angl. Par chaque fabricant en tant que récupérateur de noyaux et non récupérateur de noyaux ) soit appelé, ils ont toujours le même objectif. Dans l'ABWR, par exemple, on utilise un sol en béton armé de fibres de basalte , sur lequel le corium est censé s'étaler et est refroidi passivement. Des exemples sont l'EPR d'Areva, l' AES-91 d' Atomstroiexport et l' ABWR d' Hitachi-GE .

ABWR en construction à la centrale nucléaire de Lungmen , 2006

Contrairement à la génération IV, les systèmes de génération III + tels que l'EPR sont conçus pour contrôler les accidents de fusion du cœur, mais reposent toujours sur des mesures d'urgence externes ( intervention d'urgence hors site ). Les centrales nucléaires antérieures telles que la série N4 ou Konvoi, par exemple, nécessitent une alimentation en eau externe en cas de perte complète d'alimentation électrique et de perte de la source froide principale afin de dissiper la chaleur de désintégration. Avec les pompes mobiles, l'eau est introduite dans le côté secondaire du générateur de vapeur et évaporée. Pour éviter cette procédure, il faudrait stocker suffisamment d'eau dans le système pour qu'elle puisse être transférée à un état froid et sous-critique et que le corium se solidifie dans le collecteur de carottes. La différence entre l'EPR et la Génération IV est due aux inventaires d'eau accrus par rapport à la série N4 ou Konvoi, mais uniquement de nature sémantique , puisque le chauffage de l'eau du bassin d'inondation à la température de saturation prend quelques heures ; Comme pour l'AP1000, il faut quelques jours pour une évaporation complète. Dans l'EPR, il y a près de 2000 tonnes d'eau dans le bassin d'inondation, en plus des quelque 1600 tonnes dans le système d'alimentation d'urgence de l'EFWS. En raison du critère de conception de l'EPR selon lequel une fusion du cœur ne peut avoir que des effets très limités sur l'environnement de la centrale, la différence avec la génération IV est également négligeable. Le Risk and Safety Working Group (RSWG) du Forum International Génération IV est arrivé à la conclusion que le standard de sûreté de l'EPR et de l'AP1000 est « excellent » et doit servir de référence pour les futurs réacteurs.

La rentabilité des usines a également été améliorée. Avec l'EPR, cela est principalement réalisé grâce à une capacité de bloc plus élevée ainsi qu'à une augmentation de la combustion et de l'efficacité du processus. D'autres systèmes tels que l'AP1000 tentent d'obtenir un avantage de coût grâce à une technologie de sécurité simplifiée. La technologie du réacteur a également été améliorée : par exemple, l'EPR peut être entièrement chargé en éléments combustibles MOX si le client le demande, et du thorium peut théoriquement être également ajouté comme combustible. Avec l' ABWR de GE Hitachi, le cycle d'incubation peut être optimisé pendant le fonctionnement en régulant le débit de liquide de refroidissement : Au début du cycle, seul un faible débit massique est mis en œuvre, ce qui augmente la proportion de bulles de vapeur et génère un spectre de neutrons plus dur et donc le taux de conversion . Dans la phase ultérieure du cycle du combustible, un débit massique plus élevé est ensuite enroulé à travers le cœur, ce qui conduit à un spectre de neutrons plus doux et à la consommation du plutonium produit. Le taux de conversion est plus élevé qu'avec les centrales nucléaires plus anciennes, mais reste inférieur à 1. De tels réacteurs ne sont pas appelés surgénérateurs thermiques , mais comme upconverters . La puissance du bloc de l'EPR est actuellement encore limitée par son turbo-alternateur (voir ci-dessous) ; À l'avenir, on peut s'attendre à une efficacité de processus d'environ 39 %. Cette efficacité doit représenter le maximum pour un cycle classique ; des rendements plus élevés ne sont possibles qu'avec un procédé à vapeur supercritique . Les concepts de réacteurs à eau pressurisée et à eau bouillante sont ainsi fusionnés dans le cadre de l'initiative Génération IV pour créer le réacteur à eau légère supercritique .

Areva

L'EPR est la première série de réacteurs de puissance commercialisée par Areva NP, aujourd'hui Framatome . Entre-temps, la gamme de produits a été élargie pour inclure des systèmes supplémentaires afin de mieux couvrir les différentes exigences des clients :

• Le KERENA est une évolution des réacteurs à eau bouillante 72 des tranches B et C de la centrale nucléaire de Gundremmingen . Les systèmes de refroidissement d'urgence fonctionnent de manière purement passive via des tubes communicants . À Karlstein am Main, un modèle complet du système a été construit à l'aide du banc d'essai INKA. Avec une puissance de bloc d'environ 1250 MW _e et une technologie de sécurité moyenne, le KERENA couvre le segment du milieu de gamme.
• Le ATMEA1 est développé par la 50/50 coentreprise du même nom avec Mitsubishi Heavy Industries (MHI) et est conçue comme une solution peu coûteuse pour les clients financièrement faibles. C'est une sorte de version fortement réduite de l'EPR : la redondance et les circuits ont été réduits de quatre à trois, le double confinement a été remplacé par un simple et le système de refroidissement d'urgence a été simplifié. Le carottier a été retenu, la puissance du bloc est d'environ 1100 MW _e . En juillet 2015, il n'y avait ni réacteur Atmea existant ni en construction.

La politique énergétique de la France

Tours de refroidissement de la centrale nucléaire de Chooz

Les centrales nucléaires françaises sont basées sur quatre conceptions différentes. Les premiers sont les centrales électriques du type CP0, CP1 et CP2, qui ont une capacité d' environ 900 MW _e et ont été construits principalement entre 1970 et 1980. Par rapport aux séries CP0 et CP1, la redondance de la série CP2 a été augmentée ; à partir de CP1, de l'eau peut également être pulvérisée dans l'enceinte en cas d'urgence. Ces types de réacteurs ont été exportés avec beaucoup de succès, par exemple pour les centrales nucléaires de Koeberg et Uljin ou la série de réacteurs chinois CPR-1000. Les séries suivantes P4 et P'4 délivrent une puissance d'environ 1300 MW _e , la centrale nucléaire de Cattenom appartient à ce type. Le design du N4 a été modifié à partir de celui de Civaux et Chooz avec 1450 MW _e .

L'EPR est la plus récente série de centrales nucléaires françaises et, selon la volonté du Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives, est de remplacer les systèmes précédents, dont certains devraient rester sur le réseau jusqu'en 2050. L'EPR peut fonctionner avec jusqu'à 100 % d'éléments combustibles MOX et donc comme "brûleur au plutonium". A partir de 2020 - en fonction du prix de l'uranium - il y aura la possibilité d' utiliser le thorium-232 dans le processus d' élevage et d'alimentation . Jusqu'à 27 % du combustible devrait être constitué d'oxydes mixtes Th/Pu ou Th/U dans le cœur. L'EPR est à 2030+ des réacteurs nucléaires de Génération IV être complété, comme les réacteurs surgénérateurs rapides , la fission à la possibilité de la fission à expansion rapide (fr. Réacteurs à neutrons rapides, RNR ). Le dernier EPR devrait alors être mis hors service avant la fin du siècle, de sorte que l'électricité ne sera produite que par des surgénérateurs rapides.

L'EPR peut remplacer les anciens réacteurs de puissance de la série CP avec sa capacité de bloc dans le rapport de 2: 1. Les séries P4 et N4 devraient alors être remplacées par des réacteurs de génération IV, ces systèmes n'étant entrés en service qu'après 1986. Reste à savoir si cela est réalisable compte tenu du prix unitaire élevé d'un EPR. Aussi, après la catastrophe nucléaire de Fukushima (mars 2011), le public et une partie de la politique sont nettement plus critiques à l'égard de l'énergie nucléaire, de sorte que l'on peut se demander si l'EPR remplacera à grande échelle les centrales existantes.

La technologie

Processus circulaire

Schéma simplifié d'un réacteur à
eau sous pression .
L'échangeur de chaleur du préchauffeur d'eau d'alimentation, non représenté ici, suit la turbine haute pression .

L'EPR est un réacteur à eau sous pression (REP) à quatre circuits primaires. Comme d'habitude avec les réacteurs à eau sous pression, le système se compose d'une partie centrale nucléaire et d'une partie centrale non nucléaire conventionnelle. La partie nucléaire ( de l' îlot nucléaire ) comprend le confinement à double paroi avec la cuve sous pression du réacteur et les quatre circuits primaires, les bâtiments pour les systèmes de refroidissement d' urgence et la construction des bassins de désintégration pour les éléments combustibles . La partie conventionnelle, l' îlot de turbine , contient la turbine à vapeur avec le générateur et le condenseur.

Les composants les plus importants ont été adoptés sous une forme modifiée à partir des séries N4 et Konvoi. La cuve du réacteur est basée sur la série Konvoi, le générateur de vapeur et les pompes à eau des centrales françaises de la série N4

Le fluide caloporteur, l'eau déminéralisée ( eau déminéralisée), est conduit dans les circuits primaires sous une pression de 155 bars via les quatre lignes principales de fluide caloporteur ( jambe froide ) dans la cuve du réacteur où il s'écoule le long de la paroi interne. En bas, le sens d'écoulement est inversé de sorte que le cœur avec les éléments combustibles traverse par le bas et que l'eau s'échauffe d'environ 296°C à environ 328°C. De là, il s'écoule sur les quatre conduites principales de liquide de refroidissement côté chaud (Engl. Hot leg ) dans les quatre générateurs de vapeur (Engl. Steam generator ), qui sont conçus comme des échangeurs de chaleur à calandre et à tubes. Dans le sens de l'écoulement derrière les générateurs de vapeur se trouve une pompe centrifuge (pompe à liquide de refroidissement principale, en anglais réacteur coolant pump ), qui refoule le liquide de refroidissement dans la cuve du réacteur. Afin de pouvoir réguler la pression dans le circuit primaire, un support de pression est connecté à un circuit entre le côté chaud et le générateur de vapeur. Le débit massique à travers le cœur est d' environ 23 135 kg/s à une charge nominale de 4 300 MW _th , 28 330 m³/h sont circulés par circuit.

Le circuit primaire a uniquement pour mission de transférer la chaleur du réacteur nucléaire vers un circuit secondaire, qui est conçu comme un cycle de Clausius-Rankine . En conséquence, il y a une transition de phase du milieu de travail. Par souci de simplicité, l'eau est également choisie ici. Dans les quatre générateurs de vapeur, de la vapeur saturée est générée à 78 bars de pression et autour de 293°C, qui s'écoule via quatre lignes à 2433 kg/s chacune via des soupapes de sécurité redondantes du double confinement dans la salle des machines et là dans la turbine à vapeur, où le turbogénérateur génère de l'énergie électrique. Après avoir traversé la turbine haute pression, la vapeur passe dans un échangeur de chaleur afin d'être ensuite introduite dans les trois turbines basse pression. La vapeur est condensée dans le réservoir d'eau d'alimentation dans les six condenseurs ; l'eau de refroidissement pour cela est prélevée sur la source froide principale ( puits thermique ultime ), mer ou rivière avec tour de refroidissement, à environ 57 m³/s et chauffée à environ 12°C. Depuis le réservoir de stockage d' eau d'alimentation , l'eau est introduite dans le préchauffeur d'eau d'alimentation en deux lignes avec trois pompes d'eau d'alimentation - une autre est disponible comme réserve. L'eau est chauffée à environ 230 °C en sept étapes avant d'être réinjectée dans les quatre générateurs de vapeur et le cycle recommence.

L'EPR est commercialisé avec une sortie de l' unité d'env. 1600 MW _e et un rendement thermique de 37%. Ces valeurs varient légèrement en fonction de la température moyenne de l'eau de refroidissement disponible sur le site (mer, rivière).Le rendement du réacteur thermique, en revanche, est un paramètre fixe car il constitue la base de toutes les analyses de sûreté ( y compris les scénarios d'accident possibles) et la conception des composants pertinents pour la sécurité. De plus, les performances sont également limitées par le procédé thermonucléaire lui-même. La température et la pression dans l'eau de refroidissement sont parfaitement adaptées l'une à l'autre. Si la température de l'eau de refroidissement était augmentée à la même pression (en retirant les barres de commande ou en réduisant la concentration d'acide borique dans l'eau), des bulles de vapeur se formeraient sur les éléments combustibles, le pouvoir modérateur de l'eau diminuerait et la la puissance thermique diminuerait ( coefficient de bulle de vapeur négatif ). De plus, les bulles de vapeur altèrent le transport de chaleur dans l'eau de refroidissement et conduisent à une surchauffe des assemblages combustibles. En pratique, par conséquent, une augmentation de la production a généralement lieu du côté non nucléaire de la centrale, par ex. B. en augmentant le rendement du turbogénérateur. Mais le progrès technique peut aussi faire naître de nouvelles marges de manœuvre. Ainsi pourrait z. B. sur la base de méthodes de calcul plus précises de la preuve que les limites de conception déterminées de manière très prudente des composants de sécurité ne sont pas dépassées, même à des performances plus élevées (température et pression).

Réservoir sous pression du réacteur

Structure schématique de la cuve sous pression du réacteur avec instruments

La cuve sous pression du réacteur est le cœur de la centrale, puisque la masse est convertie directement en énergie par fission nucléaire induite par les neutrons . Au cours de la fission nucléaire, les noyaux atomiques lourds se désintègrent en produits de fission plus légers qui ont un défaut de masse plus élevé que le nucléide lourd de départ. En tant que réacteur à eau légère , l' EPR utilise des neutrons thermiques ; l'eau du circuit primaire sert à la fois de modérateur et de caloporteur. La modération (freinage) des neutrons augmente la section efficace pour la fission nucléaire du combustible. Lorsque la température dans le réacteur augmente, plus de bulles de vapeur se forment, l'effet modérateur de l'eau diminue, la section efficace diminue et, par conséquent, le nombre de fission nucléaire ( coefficient de bulle de vapeur négatif ). D'un point de vue sécurité cependant, cette propriété empêche toute augmentation de la puissance de l'unité, de sorte que celle-ci ne peut être augmentée au cours de la vie de l'installation qu'avec de meilleures turbines à vapeur et des échangeurs de chaleur plus performants. Une quantité variable d'acide borique est ajoutée à l'eau pendant le fonctionnement. Le bore étant un absorbeur efficace de neutrons thermiques, le taux de combustion des éléments combustibles peut être compensé en modifiant la concentration en acide borique et la puissance du réacteur peut être maintenue constante. Un autre contrôle automatique de puissance résulte de la dépendance physique de la réactivité sur la température du carburant et du liquide de refroidissement. Une augmentation de la température dans le réacteur signifie également une augmentation de la température du combustible : cela augmente la tendance de l'uranium-238, qui est difficile à séparer par les neutrons thermiques, à absorber les neutrons.

La cuve sous pression du réacteur a un diamètre interne de 4,885 m et une épaisseur de paroi de 250 mm. Le dôme inférieur de la cuve sous pression n'a que 145 mm d'épaisseur, afin de servir en quelque sorte de point de rupture prédéterminé en cas de fusion du cœur . Avec le couvercle du réacteur fermé, la hauteur totale est de plus de 12,7 mètres, avec une masse de 526 tonnes. Le conteneur est fait d'acier ferrite qui est forgé en structures en forme d'anneau puis soudé ensemble. La zone qui accueille les huit brides des circuits primaires est forgée d'une seule pièce afin de limiter au maximum le nombre de soudures sur la cuve du réacteur. Pour des raisons de protection contre la corrosion, l'intérieur est revêtu d' acier inoxydable . L'eau s'écoulant par les quatre côtés froids de la cuve du réacteur dans celle-ci s'écoule le long de l'intérieur de la paroi afin de refroidir le cœur de l'extérieur. Une plaque de distribution d'écoulement est située au sol sous la grille de guidage pour diriger l'eau uniformément à travers le cœur du réacteur. Celui-ci a une hauteur active de 4,2 mètres et se compose de 241 faisceaux de combustible et de 89 faisceaux de barres de commande. Après avoir traversé la grille de guidage supérieure, l'eau quitte le réservoir sous pression par les quatre côtés chauds dans les circuits primaires. Le cœur est entouré d'un réflecteur à neutrons de 90 tonnes en acier inoxydable austénitique, censé augmenter le taux de combustion et de reproduction.

Système de mesure à billes

Couvercle et instrumentation du réacteur

Le couvercle de la cuve du réacteur, comme les structures internes, est en acier inoxydable et a une épaisseur de 230 mm. Il comporte 89 ouvertures pour les barres de commande, 16 ouvertures pour les autres instruments, quatre ouvertures pour les mesures de débit de liquide de refroidissement et une ouverture pour la mesure de température sur le couvercle.

La conception de l'instrumentation du cœur étant reprise de la série Konvoi, il a été possible de se passer d'ouvertures dans le fond du conteneur contrairement aux réacteurs N4. Sur les 16 ouvertures pour les autres instruments, 12 sont utilisées pour les culasses de lance . Chacun d'eux dispose de trois thermocouples (engl. Thermocouple ) pour mesurer la température de sortie du cœur, de six capteurs dans le cœur pour mesurer en continu le flux neutronique ainsi que de trois à quatre sondes de mesure à bille , qui mesurent le flux neutronique en batch mais plus précis et une résolution plus élevée. Ils contiennent des billes en alliage de vanadium, qui sont soufflées pneumatiquement vers le lecteur après trois minutes d'irradiation dans le réacteur. Là, l' activité des sphères est typiquement déterminée pendant trois minutes en 36 points de mesure d'une sonde afin de recalibrer les instruments de mesure en continu du flux neutronique dans le cœur et d'afficher la distribution tridimensionnelle de la puissance du réacteur. Il y a un total de 40 sondes de mesure à bille dans la cuve sous pression du réacteur. À l'extérieur du conteneur se trouvent d'autres instruments de mesure du flux neutronique afin de mesurer la puissance du cœur et de surveiller la sous - criticité pendant le déchargement et le chargement du cœur .

Noyau du réacteur

Les éléments combustibles dans le cœur du réacteur dégagent de la chaleur en raison de la fission nucléaire et sont combinés en faisceaux rectangulaires. Au total, il y a 241 grappes de combustible dans la cuve sous pression du réacteur, chacune composée de 265 barres de combustible et de 24 tubes-guides de barres de commande dans un agencement de 17 × 17. Les paquets ont une longueur de 4,8 mètres, une longueur de bord de 213,5 mm et une masse de 735 kg. Les grappes sont maintenues en forme par dix grilles-entretoises ; les grilles optimisent également la circulation de l'eau de refroidissement autour des assemblages combustibles. Les huit grilles médianes sont en alliage de zirconium , pour des raisons de résistance les grilles supérieure et inférieure sont en alliage de nickel . La grille inférieure contient un filtre pour protéger les éléments combustibles de la contamination du circuit primaire par des particules (dues à l'usure). La grille supérieure contient des ressorts à lames de chaque côté pour maintenir les assemblages combustibles en forme à contre-courant. Alors que les grilles médianes sont reliées directement aux assemblages combustibles, les grilles supérieure et inférieure sont fixées à la grappe de combustible avec 24 entretoises.

Chargement typique du noyau d'un EPR

Au total, 63 865 crayons combustibles en alliage de zirconium M5 contiennent les pastilles de combustible céramique en uranium fritté ou en oxyde mixte plutonium-uranium. L'uranium doit être enrichi de 1,9 à 3,3 % pour la charge initiale et de 1,9 à 4,9 % pendant l'exploitation. Lorsqu'il est chargé d'oxydes mixtes ( MOX ), le rapport de ²³⁹ Pu à ²³⁸ U correspond au même équivalent énergétique que lorsqu'il est chargé d'uranium légèrement enrichi ( LEU ). L'EPR peut être chargé avec n'importe quel rapport de mélange des carburants, de 100% LEU à 100% MOX tout est possible. Areva a déclaré que le burn-up était d'environ 70 gigawatts-jours par tonne de métal lourd (GWj/t) ; le facteur de reproduction exact ( taux de conversion ) n'a pas été publié. Par rapport à un système de convoi, qui atteint environ 0,6, cette valeur pourrait être augmentée avec certitude, d'une part par le réflecteur en acier autour du cœur, qui renvoie les neutrons dans la zone active et réduit ainsi les fuites ; d'autre part, le noyau pourrait être construit plus compact que la série Konvoi, ce qui se traduit par une densité de puissance plus élevée. Les dimensions de la cuve du réacteur sont pratiquement identiques à celles de la série Konvoi, l'EPR ayant une puissance thermique plus élevée. Alors que dans la série Konvoi, environ 65% de l'énergie thermique est libérée par la division du plutonium de surgénération, cette valeur pourrait être augmentée à environ 80% dans l'EPR en raison du taux de combustion et de surgénération plus élevé. Les données du CEA et du CNRS ne donnent qu'un taux de conversion imprécis de 0,6 pour les réacteurs à eau sous pression sans optimisation et de 0,9 pour l'EPR pour les concepts au thorium. Cette valeur étant inférieure à 1, l'EPR n'est pas un surgénérateur thermique , mais, comme l'Hitachi ABWR, un upconverter . En raison du facteur de reproduction élevé, l'EPR peut également développer le thorium comme combustible dans le processus de reproduction et d'alimentation . L'élément combustible U-238 sera remplacé (en partie) par le ²³² Th. Le 3 août 2009, Areva a signé un accord-cadre de cinq ans avec Lightbridge Corporation pour étudier l'utilisation du thorium dans l'EPR, qui peut être prolongé d'un commun accord. Des essais avec des éléments combustibles Th/Pu ont eu lieu à partir du 32e cycle (à partir de 2002) dans la centrale nucléaire d'Obrigheim jusqu'à son démantèlement. Le projet a été mené par Areva et l' Institut des transuraniens et en partie financé par la Communauté européenne .

Afin de réduire l'excès de réactivité dans le cœur, 2 à 8 % en poids de Gd ₂ O ₃ sont ajoutés aux nouveaux éléments combustibles en tant qu'absorbeur de neutrons. La durée du cycle peut être comprise entre 12 et 24 mois, après quoi environ un tiers des éléments combustibles sont remplacés par des neufs. Un schéma de chargement typique est illustré dans l'image de droite. La réactivité doit également être réduite pour le contrôle . Le contrôle fin se fait en ajoutant de l'acide borique (H ₃ BO ₃ ) dans les circuits primaires. Le bore a une section efficace d'absorption élevée et réagit au cours du processus

¹⁰ B + n → ⁷ Li + ⁴ He + + 2,31 MeV

La proportion d'acide borique dans l'eau de refroidissement est réduite au cours du cycle de fonctionnement afin de compenser la diminution de réactivité des éléments combustibles ainsi que la diminution de la quantité de gadolinium. Puisqu'un atome de bore est consommé par réaction nucléaire, un nouvel acide doit être constamment ajouté aux circuits, ce qui rendrait cette méthode de contrôle complet peu économique. L'essentiel de la réduction de réactivité est donc assuré par les 89 faisceaux de barres de commande, chacun constitué de 24 barres de commande d'un diamètre de 9,68 mm. Les 1,34 mètre supérieurs des barres de commande sont rarement déplacés dans la zone active du cœur et contiennent du carbure de bore (B ₄ C) comme matériau absorbant. Le mélange métallique AIC absorbant les neutrons est situé dans les 2,9 mètres inférieurs des barres de contrôle. Celui-ci se compose de 80 pour cent en poids d'argent ( A g), 15 % d'indium ( I n) et 5 % de cadmium ( C d). L'avantage de cette composition est la capacité de l'argent à capturer des neutrons par atome dans plusieurs réactions nucléaires, par exemple via le chemin réactionnel suivant :

¹⁰⁷ Ag + n → ¹⁰⁸ Ag → ¹⁰⁸ Cd + ^- + 1,649 MeV

¹⁰⁸ Cd + n → ¹⁰⁹ Cd → ¹⁰⁹ Ag + + 0,214 MeV

¹⁰⁹ Ag + n → ¹¹⁰ Ag → ¹¹⁰ Cd + ^- + 2,892 MeV

Les isotopes de cadmium suivants sont stables jusqu'à un nombre de masse de 114 (technologie des réacteurs) et se décomposent en indium , qui réagit lui-même à l' étain . Comme l'étain a une petite section efficace d'absorption, il ne peut pas être utilisé efficacement comme absorbeur de neutrons et l'atome d'argent est « épuisé ». Les gaines des barres de commande sont en acier inoxydable, à l'intérieur il y a de l' hélium comme gaz protecteur. La plus grande proportion du poids du faisceau de contrôle est ainsi due à l'état d'entraînement, les précipités nettement plus lourds 403 kg par faisceau que les 61,7 kg du faisceau lui-même. La vitesse d'entraînement du moteur est de 375 ou 750 millimètres par seconde, un réacteur voyage sera dans les 3, 5 secondes considérablement plus rapide.

Pressuriseur

Le pressuriseur régule la pression dans le circuit primaire. Il se compose d'acier ferrite forgé et est doublé pour protéger contre la corrosion. L'épaisseur de paroi du composant de 14,4 m de haut est de 140 mm, le volume interne est de 75 m³. Pendant le fonctionnement, le pressuriseur de 150 tonnes est rempli de 75 tonnes d'eau, ce qui donne une masse totale de 225 tonnes. Comme tous les composants du circuit primaire, le pressuriseur est conçu pour une pression de 176 bar et une température de 362°C.

La pression dans le circuit primaire doit toujours être maintenue suffisamment élevée pour que le fluide de refroidissement (eau ou eau déminéralisée ) n'y bout pas malgré les températures élevées. Le pressuriseur n'est rempli d'eau que dans la partie inférieure. La pression est régulée à l'aide de la bulle de vapeur dans la partie supérieure. Afin de pouvoir augmenter la pression, il y a 108 éléments chauffants dans le sol, où le pressuriseur est connecté au circuit primaire via un tuyau. Ceux-ci peuvent évaporer partiellement le fluide réfrigérant dans le pressuriseur, ce qui augmente la pression dans la bulle de vapeur à son extrémité et donc également la pression des circuits primaires. Si, par contre, de l'eau est pulvérisée dans la zone supérieure du pressuriseur, la vapeur de la bulle de vapeur se condense et la pression est réduite. Par rapport à ses versions précédentes (N4, Konvoi), le pressuriseur a un volume plus important et peut donc mieux compenser les fluctuations de pression de fonctionnement.

Pour protéger le circuit primaire des surpressions, le pressuriseur est équipé de trois soupapes de sécurité, chacune pouvant distribuer jusqu'à 300 tonnes d'eau par heure dans un réservoir de décharge. En plus des soupapes de sécurité, il existe deux soupapes de surpression à commande manuelle d'une capacité de 900 t/h chacune. Le réservoir de décharge a un disque de rupture à travers lequel l'eau ou la vapeur atteint le confinement et finalement le réservoir d'inondation au fond du confinement et peut être réinjecté dans le système pour le refroidissement.

Générateur de vapeur

Les quatre générateurs de vapeur transfèrent l'énergie thermique des circuits primaires vers le circuit secondaire dont l'eau est ici évaporée. Chacun des générateurs de vapeur de 520 t a une hauteur totale de 23 m et est en acier ferrite à l'exception des tubes de l'échangeur de chaleur. L'eau du circuit primaire s'écoule à travers la pièce de base dans les 5980 tubes en U en Inconel 690 . Ceux-ci ont un diamètre extérieur de 19,05 mm et une épaisseur de paroi de seulement 1,09 mm. L'eau s'écoule vers le haut à l'intérieur des tubes en U dans l'eau d'alimentation du circuit secondaire, puis redescend vers la pièce inférieure, et de là dans le côté froid du circuit primaire ( branche froide ). L'eau d'alimentation du circuit secondaire est acheminée dans la zone supérieure du générateur de vapeur puis s'écoule le long des parois intérieures. En bas, l'eau s'écoule dans l'échangeur de chaleur, où elle est chauffée par les tubes en Inconel. Une plaque de séparation est située entre les côtés ascendant et descendant des tubes en U afin d'éviter les flux croisés et d'augmenter l'efficacité de l'échangeur de chaleur. Seulement 10 % de l'eau d'alimentation s'écoule du côté « froid » de l'échangeur de chaleur, où l'eau redescend à l'intérieur des tubes. En conséquence, il existe un gradient de température plus important entre l'eau d'alimentation et les faisceaux de tubes, ce qui augmente l'efficacité. La vapeur saturée qui en résulte est soutirée vers le haut et passe à travers le séparateur de vapeur et le séchoir à vapeur dans la partie supérieure du générateur de vapeur ; la teneur en eau résiduelle est alors de 0,25%. Le système d'alimentation en eau d'urgence du système d'alimentation en eau d' urgence (EFWS) est également situé entre le séparateur de vapeur et la buse d' alimentation en eau .

Ensemble turbo

La turbine à vapeur extrait l' enthalpie de la vapeur saturée et la convertit en énergie de rotation , qui est convertie en énergie électrique par un générateur . L'ensemble du complexe s'appelle un ensemble turbo . En plus de la cuve du réacteur, la turbine à vapeur est le deuxième composant de l'EPR, qui est issu de la série Konvoi et non des centrales N4. Le turbogénérateur de l'EPR est le plus puissant au monde, avec une puissance de turbine d'au moins 1720 MW _e .

La vapeur est introduite dans le bâtiment de la machine par les quatre circuits secondaires. Avant d'être introduit dans la turbine haute pression, il traverse les quatre conduites de décharge avec soupapes de sécurité, à travers lesquelles la vapeur peut être soufflée dans l'environnement en cas d'urgence. La turbine haute pression à douze étages gère à elle seule le débit massique des quatre circuits et libère environ 40 % de la puissance, après quoi la vapeur passe à travers deux échangeurs de chaleur ( réchauffeurs séparateurs d'humidité, MSR ). Ceux-ci sèchent la vapeur et la réchauffent à nouveau. Cela se fait à l'aide de vapeur surchauffée, qui est dérivée d'une part devant la turbine haute pression et d'autre part à partir du septième étage de la turbine. Les échangeurs de chaleur chauffent également l'eau d'alimentation avant qu'elle ne s'écoule dans le générateur de vapeur ; à cet effet, la vapeur surchauffée est détournée des sixième et septième étages de la turbine haute pression. La vapeur réchauffée s'écoule ensuite dans les trois turbines basse pression, qui libèrent les 60 % restants de la puissance, et de là dans les condenseurs. Pour des raisons de contrôle, la turbine peut également être by-passée à l'aide d'un by-pass.

Schéma de la turbine Siemens (ci-dessus) comparé au groupe turbine Arabelle

L'arbre du groupe turbo mesure 68 m de long et est forgé en acier inoxydable . Chacun des quatre rotors est soutenu par deux roulements, de sorte qu'il y a deux roulements entre les rotors. Les pales de la turbine à haute pression sont positivement fixé à l'arbre, et la pièce de raccordement à l'arbre est forgé sur celui - ci. Les turbines basse pression utilisent chacune neuf étages, la pièce de liaison étant frettée sur l'arbre . Les étages de sortie utilisent des pales torsadées qui, en fonction de la longueur des pales et de la vitesse de rotation, se plient de manière aérodynamique. Ce sont les seules aubes de la turbine qui ne sont pas chemisées. Les pales de l'étage final atteignent une longueur de pale de 1830 mm, la surface de sortie de la turbine est de 30 m². Étant donné que chaque étage de turbine est conçu de manière symétrique et que la vapeur est ainsi détendue dans les deux sens le long de l'arbre, une surface de sortie totale de 180 m² est obtenue. Les carters de turbine sont à double paroi et les composants individuels sont soudés ensemble.

Le générateur sans balais convertit l'énergie de rotation de l'arbre, généralement 1500 tours par minute, en énergie électrique. Le composant mesure environ 17 mètres de long, pèse 250 tonnes et est refroidi à l' hydrogène . Par rapport à l'air, l'hydrogène gazeux a des pertes par friction de gaz inférieures et deux fois plus de capacité de dissipation thermique. Un ventilateur à plusieurs étages est monté sur l'arbre du générateur, qui transporte l'hydrogène gazeux axialement à travers les enroulements du rotor à 5 bars. Le gaz chaud est ensuite refroidi dans un échangeur de chaleur eau-gaz et repasse dans le générateur. La température moyenne est d'environ 40°C. Les composants restants sont refroidis à l'eau, la température moyenne est ici d'environ 45°C. Le générateur à quatre pôles atteint un facteur de puissance de 0,9 et un rendement d'environ 99 %.

L'ensemble du complexe pèse plus de 1100 tonnes. Alors que le premier EPR d'Olkiluoto était équipé d'un groupe turbine Siemens, les centrales suivantes seront équipées du complexe de turbines Arabelle de General Electric (anciennement Alstom ). L'arbre est ici soudé, le nombre de vannes dans l'échangeur de chaleur est réduit et l'accessibilité des composants est améliorée. La principale différence, cependant, est l'installation d'une turbine moyenne pression à travers laquelle la vapeur est dirigée vers les échangeurs de chaleur avant d'atteindre les trois turbines basse pression.

Comme décrit ci-dessus, l'efficacité nette du système dépend des paramètres du cycle. Alors que Siemens parle d' une efficacité de processus de 37%, Alstom a déclaré une efficacité de plus de 38% pour son turbogénérateur Arabelle avant son rachat par General Electric. L'ensemble turbo représente actuellement la restriction de la puissance unitaire d'un EPR, de sorte que d'autres améliorations peuvent être attendues ici dans les prochaines années. Cela est également évident à partir de la durée de vie de conception de seulement 30 ans pour les composants remplaçables.

Condensateurs

Après les trois turbines basse pression, la vapeur est introduite dans les condenseurs, où elle est condensée avec l'eau du dissipateur thermique principal. Pour permettre une condensation efficace, les condenseurs fonctionnent en dépression. Les condenseurs se composent de six unités, chaque turbine est reliée à deux unités. Le système peut également fonctionner si une seule unité de condenseur est disponible pour chaque turbine et l'autre est actuellement en cours d'inspection. La surface totale de l'échangeur de chaleur est de 110 000 m², une unité pèse 250 tonnes. Pour la protection contre la corrosion, c'est un alliage de titane utilisé. La purification de ce composant coûteux a lieu dans le procédé Taprogge par des billes de caoutchouc spongieux .

L'eau de la source froide principale est acheminée par un tunnel d'aspiration avec une ouverture d'entrée de 60 m² vers la station de pompage. Avant d'y arriver, il est passé à travers des grilles grossières, divisé en quatre flux et aspiré à travers des tamis fins et des paniers à chaînes. Dans la station de pompage, les quatre débits sont pompés vers les condenseurs par quatre pompes verticales, chacune avec un débit d'environ 13 m³/s. Pour refroidir tous les autres systèmes de la centrale nucléaire, 4 m³/s sont nécessaires, ce qui conduit à un besoin total en eau de refroidissement d'environ 57 m³/s. L' eau de refroidissement est chauffée à environ 12 ° C et renvoyée vers la source froide principale via le tunnel d' évacuation .

Technologie de sécurité

Aperçu

En raison de la densité énergétique élevée de l'énergie nucléaire, des mesures de sécurité spéciales sont nécessaires pour permettre la libération d'énergie de manière contrôlée. Les accidents ne pouvant jamais être totalement exclus, des mesures supplémentaires sont nécessaires pour en limiter les effets. La norme de sécurité applicable est spécifiée par les autorités de surveillance compétentes. Les exigences varient d'un pays à l'autre : La centrale nucléaire de Mochovce ne dispose pas d'une enceinte de confinement , ce qui n'est pas un obstacle à l'exploitation en Slovaquie . Le critère de conception de l'EPR s'appuie sur les exigences des autorités de tutelle française et allemande de 1993, selon lesquelles une fusion du cœur ne peut avoir qu'un impact très limité sur le voisinage de l'usine. Une évacuation de la population ne devrait être nécessaire qu'à proximité immédiate de la centrale électrique, et aucune restriction à long terme sur la consommation d'aliments cultivés localement ne devrait être nécessaire. D'autres exigences telles que la sécurité contre les tremblements de terre sont tirées des European Utility Requirements (EUR) .

Comme dans toute centrale nucléaire, la technologie de sûreté de l'EPR est redondante et multicouche ( défense en profondeur ). Voici tous les composants qui entrent en contact avec des matières intrinsèquement radioactives (Angl. Dans la soi-disant « île nucléaire » nucléaire en Islande ) résumé. Il s'agit d'une plaque de fondation épaisse découplée en béton armé ( plaque de base ) afin de résister à une accélération maximale du sol de 0,25 g. Le confinement interne avec les quatre circuits primaires, le réservoir de stockage d'eau de ravitaillement en confinement (IRWST ) et le récupérateur de carottes sont construits sur cette plaque de fondation au milieu . Les circuits primaires sont sélectivement connectés au bâtiment via des amortisseurs et séparés les uns des autres par des murs en béton. Comme pour la série Konvoi, le confinement intérieur est doublé d'un revêtement en acier d'environ 6 mm d'épaisseur pour assurer une étanchéité supplémentaire au gaz. En partie haute se trouvent des recombineurs catalytiques, censés limiter la teneur en hydrogène dans l'atmosphère à un maximum de 10 % afin d'éviter les explosions d'hydrogène (comme en 2011 dans la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi ). L'épaisseur de paroi de l'enceinte en béton précontraint est de 1,3 mètre. La pression de conception de l'enceinte de confinement est donnée à 5,5 bar à 170 °C, le taux de fuite de l'enceinte (en anglais maximum leak rate ) à 0,3 vol% par jour à la pression et à la température de conception. Au-dessus, après une brèche, il y a une autre enceinte de 1,3 m d'épaisseur en béton armé . Il y a une pression négative dans l'espace de 1,8 mètre de large, tous les gaz qui peuvent s'échapper sont extraits et filtrés. Le degré de séparation du filtre est donné comme étant d'environ 99,9 %.

Il y a cinq bâtiments spatialement séparés autour de l'enceinte interne. Les quatre lignes du système de refroidissement d'urgence sont situées dans les deux unités faisant face à la salle des machines et les unités à gauche et à droite du réacteur. Dans ces unités, appelées bâtiments de sauvegarde , tous les composants du système de refroidissement d'urgence sont logés en quadruple redondance. Contrairement à la série N4 ou à la série Konvoi, où les systèmes de refroidissement d'urgence sont redondants de 2 × 100 % ou 4 × 50 %, l'EPR a une redondance complète de quatre fois avec 4 × 100 %. Le fonctionnement d'une seule ligne de refroidissement d'urgence est suffisant pour amener le système dans un état froid et sous-critique. Le bâtiment en face de la salle des machines abrite la piscine de refroidissement et le magasin de carburant. La salle de contrôle de l'usine est située à l'étage au-dessus du bâtiment de sécurité face à la salle des machines. A l'exception des deux bâtiments de sécurité à gauche et à droite de l'enceinte de confinement, toutes les installations nucléaires sont protégées des violences extérieures par une enceinte de 1,3 m d'épaisseur en béton armé . Outre le bâtiment protégé de la piscine de refroidissement et du stockage de combustible, il existe également des bâtiments auxiliaires dans lesquels, par exemple, des camions sont chargés et déchargés d'éléments combustibles ou d'autres déchets radioactifs.

L'alimentation de secours est située à l'extérieur de l'enceinte de confinement. Deux générateurs de secours de 7,7 MW chacun sont logés dans deux bâtiments spatialement séparés à une certaine distance du bâtiment du réacteur, tandis que les générateurs de secours de la série N4/Konvoi sont logés dans un seul bâtiment. Si les quatre groupes électrogènes de secours tombent en panne, il y en a deux autres, chacun d'environ 1 MW, répartis dans les deux bâtiments. Ces groupes électrogènes diesel de coupure de courant (SBO-DG) peuvent alimenter en électricité l'EFWS et le LHSI dans les bâtiments de sécurité 1 et 4. Les groupes électrogènes de secours à l'intérieur sont séparés les uns des autres par des murs. Ces bâtiments sont résistants aux tremblements de terre et aux ondes de détonation (jusqu'à 10 kPa), mais contrairement aux séries N4 et Konvoi, ils ne sont pas durcis contre les impacts d'avions. La protection contre les impacts d'avions n'est assurée que par la séparation spatiale. Chaque groupe électrogène d'urgence a suffisamment de carburant pour fonctionner jusqu'à 72 heures sans faire le plein.

Le risque dit résiduel, c'est-à-dire la défaillance multiple de divers systèmes de sécurité due à des défauts techniques sans interférence extérieure, est déterminé à l'aide d'une analyse probabiliste de sécurité, comme dans l'aviation. La probabilité la plus élevée autorisée d'une fréquence d'endommagement du cœur (CDF ) et la probabilité de rejet d'une grande quantité de matières radioactives ( large release Frequency, LRF ) sont précisées par les autorités de tutelle. Par exemple, Areva et EdF donnent une probabilité de 6,1 × 10 ⁻⁷ / an pour un accident de fusion du cœur pour l'EPR , ce qui est inférieur à la valeur spécifiée par l' European Utility Requirements (EUR) . La valeur maximale est ici de 10 ^-5 / an et de 10 ^-6 / an pour une fusion du cœur avec des effets sanitaires limités sur l'environnement. Comparée à la protection de la centrale contre les inondations, cette valeur est très faible : En Grande-Bretagne, par exemple, une centrale nucléaire peut être inondée une fois tous les 10 000 ans (1 × 10 ⁻⁴ / an). Une valeur un peu plus faible de 1 : 14 000 ans est actuellement envisagée (7,1 × 10 ⁻⁵ / an). La probabilité d'un incident dépend fortement de facteurs externes et d'erreurs humaines.

Sous-systèmes

Le concept de sécurité de l'EPR contient différents sous-systèmes à différentes positions de la centrale, qui sont répertoriés ici. Ces systèmes sont situés dans l'enceinte interne :

Schéma du bâtiment de sécurité avec les sous-systèmes

• Réservoir de stockage d'eau de ravitaillement en confinement (IRWST) : Le réservoir d'inondation est situé dans l'EPR à l'intérieur des enceintes et contient 2000 t d'eau mélangée d'acide borique. Contrairement à la série N4 / Konvoi, il n'est pas nécessaire de passer de l'alimentation de l'accumulateur de pression au mode noyage et recirculation du cœur.
• Core-Catcher (CC) : Le carottier de l'EPR a une surface d'épandage de 170 m². Strictement parlant, l'arrache-carotte est constitué par un bouchon en aluminium avec un couvercle de béton sous le puits de cuve, le canal d'écoulement dans la zone d' étalement et la surface de propagation lui - même. Les parois du puits de cuve et le canal d'écoulement sont fabriqués en dioxyde de zirconium et ont une couverture en béton jusqu'à 50 cm d'épaisseur en tant que couche sacrificielle ( béton sacrificiel anglais fourni). Le sol et les parois latérales de la zone d'épandage sont en fonte et sont pourvus d'une couche sacrificielle de béton de 10 cm d'épaisseur. Lorsque le corium arrive dans le récupérateur de noyau, deux fils de commande pré-tendus sont détruits par la chaleur (pour des raisons de redondance) et l'eau IRWST est conduite sous la surface d' épandage via des canalisations communicantes . Là, le collecteur de carottes s'écoule par le bas à travers des canaux de refroidissement, l'eau s'y écoule ensuite par les parois latérales. L'eau qui s'évapore est introduite dans la zone supérieure de l'enceinte via une cheminée.
• Décharge de pression filtrée ( évent ) : En cas de certains dysfonctionnements (voir ci-dessous), l'évaporation de l'eau entraîne une augmentation de la pression dans l'enceinte. Normalement, la pulvérisation d'eau froide dans le confinement soulagerait la pression. Si le système de pulvérisation n'est pas disponible en raison d'un défaut ou de la défaillance de tous les générateurs diesel, une décharge de pression dans l'atmosphère est possible. A l'aide de divers systèmes de filtration, la plupart des substances radioactives sont retenues (exception : les gaz rares). Cependant, ce système n'est pas un standard chez EPR, mais n'est installé qu'à la demande du client. Un système de ventilation n'est actuellement prévu que pour l'EPR en Finlande.

Les composants système suivants sont situés dans les quatre bâtiments de sécurité :

• Système d'injection de sécurité / Système d' évacuation de la chaleur résiduelle (SIS / RHRS) : Le système d' alimentation de sécurité dans les circuits primaires est également responsable de l'évacuation de la chaleur résiduelle après l'arrêt du système. Réparti sur les quatre bâtiments de sécurité, un SIS/RHRS est affecté à chaque circuit primaire. Le système se compose de deux composants, un pour l'alimentation haute et basse pression. Cela signifie qu'il y a 4 × 100 % de redondance à chaque pression d'alimentation.
  • Système d'injection de sécurité à tête moyenne (MHSI) : Le
  système d'injection à moyenne pression permet d'alimenter en eau la branche froide de la cuve du réacteur à partir d'une pression de 85 à 97 bars. Afin de pouvoir réagir plus rapidement en cas d'accident de perte de liquide de refroidissement, il y a un réservoir collecteur de 47 m³ avec une pression de 45 à 50 bars devant le point d'alimentation. En conséquence, la pompe n'a qu'à établir une partie de la pression requise avant que l'alimentation puisse commencer. Le MHSI aspire toujours l'eau du bassin d'inondation (IRWST) et la pompe dans la cuve du réacteur.
• Système d'injection de sécurité à faible hauteur de chute (LHSI) : Si la pression dans les circuits primaires chute à 20 bars ou moins, le système de refroidissement d'urgence passe au système d'alimentation basse pression. Ce système aspire également l'eau du bassin d'inondation (IRWST) et l'achemine via un échangeur de chaleur dans la partie froide de la cuve du réacteur. Après un accident de perte de liquide de refroidissement, de l'eau peut également être introduite dans le tuyau chaud. L'échangeur de chaleur de chaque LHSI est connecté au système d'eau de refroidissement des composants (CCWS) , qui transfère la chaleur au dissipateur thermique principal. Dans le cas de temps d'arrêt plus longs ou d'un changement d'élément combustible, la chaleur résiduelle est évacuée à l'aide des circuits LHSI-CCWS-ESWS, c'est pourquoi ces circuits sont également appelés systèmes d'évacuation de la chaleur résiduelle (RHRS) .

Les systèmes suivants sont protégés par le confinement extérieur et sont situés en face de la salle de contrôle :

• Système d'urgence au bore (EBS) : Le système d'urgence au bore est utilisé en cas d' échec de l'arrêt d' urgence du réacteur. A cet effet, l'acide borique est pressé dans la cuve du réacteur à une pression allant jusqu'à 260 bars via deux lignes avec trois pompes afin de rendre le réacteur sous-critique . En raison des deux chaînes, le système a une redondance de 2 × 100 %.
• Système de refroidissement et de purification de la piscine à combustible (FPCPS) : Le système de refroidissement et de nettoyage de la piscine de refroidissement se compose de deux systèmes :
  • Système de refroidissement de la piscine à combustible (FPCS) : évacue la chaleur résiduelle de la piscine de refroidissement vers le CCWS et est conçu avec une double redondance ; deux pompes sont disponibles pour chacune des deux lignes de refroidissement. Pour les urgences, il y a une troisième ligne de refroidissement qui n'a qu'une seule pompe et peut également transférer la chaleur au CCWS.
  • Fuel Pool Purification System (FPPS) : Composé de plusieurs circuits qui purifient l'eau de la piscine au-dessus du réacteur, l'eau de la piscine de refroidissement et l'eau de la piscine d'inondation. Le système peut également pomper de l'eau dans ou hors de la piscine au-dessus du réacteur ou de la piscine de refroidissement.

Les systèmes suivants sont situés à l'extérieur de l'enceinte de confinement :

• Essential Service Water System (ESWS) : Le système est hébergé sur le site de la centrale électrique et a une redondance quadruple, une ligne étant attribuée à chaque bâtiment de sécurité. Le système récupère la chaleur du CCWS via des échangeurs de chaleur et la transfère au dissipateur thermique principal. Deux lignes ont également des échangeurs de chaleur à l'intérieur du bassin d'inondation (IRWST) afin qu'il puisse également être refroidi.

Délai de grâce

Comme mentionné ci-dessus, dans certains scénarios d'accidents, les centrales nucléaires nécessitent une alimentation en eau externe afin de dissiper la chaleur résiduelle. Le temps qui s'écoule entre la survenance de l'accident et la nécessité d'un approvisionnement en eau externe est appelé période d'attente. Le temps dont disposent le personnel et les pompiers de l'entreprise pour cela dépend du type d'installation : dans le cas des réacteurs à eau bouillante de la ligne de construction 72, par exemple, l'inventaire d'eau du réservoir d'eau d'alimentation est la cuve du réacteur, de sorte que le réacteur soit refroidi pendant au moins 2 heures. Pendant ce temps, une alimentation en eau externe doit être créée, sinon le noyau restera sec et fondra une fois ce temps écoulé . Dans les centrales nucléaires modernes, cette période a été considérablement allongée afin de garantir que l'injection s'effectue à temps, même dans des conditions défavorables.

A l'exception du récupérateur de cœur pour un accident de fusion de cœur, l'EPR utilise principalement des systèmes de sécurité active. Par exemple, avec l'AP1000, une plus grande attention a été accordée aux systèmes passifs. Les systèmes passifs ne nécessitent aucune alimentation externe en énergie. Le déclenchement d'un composant de sécurité passive est souvent irréversible et ne doit pas avoir lieu au mauvais moment ou dans la mauvaise situation. Les systèmes actifs, d'autre part, permettent une adaptation ciblée à la situation respective, mais nécessitent de l'énergie électrique pour fonctionner. Une panne totale de l'alimentation électrique a une influence plus forte sur les délais d'attente.

Les temps d'attente des différents scénarios d'accidents peuvent être estimés par la formule d'approximation de la chaleur résiduelle dans le temps intégrée et fixée égale à la capacité calorifique de l'inventaire en eau. A titre d' hypothèse conservatrice, seule la chaleur d' évaporation de l'eau de 2,26 MJ/kg est prise en compte, la pression et la capacité calorifique ne sont pas prises en compte. Une puissance de base de 4 500 _MWth et un _{cycle d'} élément combustible de 11 mois _sont attendus. Le stock d' eau du système d'alimentation en eau de secours est supposé être de 1600 t (1634 t en termes réels), une éventuelle alimentation en eau du système d'extinction d'incendie est ignorée. Dans les scénarios de fusion du cœur, seul le retard causé par la plaque sacrificielle est pris en compte ; le temps nécessaire à la fusion du cœur et à la fusion du dôme inférieur est également ignoré.

Construction du collecteur de carottes et du bassin d'inondation

Noyage passif du collecteur de carottes

Structure du CHRS

Noyage actif du récupérateur de cœur et du puits de cuve par le CHRS

• Arrêt normal de la centrale : Dans ce cas le réacteur devient sous-critique du fait de la rétraction des barres de commande. La chaleur résiduelle est maintenant libérée via le générateur de vapeur vers le circuit secondaire, où la turbine est arrêtée, puis libérée par les condenseurs vers la source froide principale. A partir d'une température du générateur de vapeur inférieure à 120 °C, ce chemin n'est plus disponible, et la pression dans les circuits primaires est réduite via le pressuriseur jusqu'à ce que le Système d'injection de sécurité / Système d'évacuation de la chaleur résiduelle (SIS / RHRS) puisse démarrer. A une pression de 85 à 97 bar, le système moyenne pression est utilisé pour alimenter, en dessous de 20 bar, le système basse pression. Les deux tirent l'eau de refroidissement du bassin d'inondation (IRWST) et l'injectent dans la cuve du réacteur. L'eau quitte les circuits primaires via les conduites du système de contrôle chimique et de volume (CVCS) pour retourner dans le bassin d'inondation. Ce n'est que lorsque le système basse pression (LHSI) démarre que la chaleur résiduelle est transférée au dissipateur thermique principal via les circuits LHSI-CCWS-ESWS. L'énergie pour cela est tirée du réseau public.
• Rupture d'une ligne principale de liquide de refroidissement : Il s'agit de l' accident de conception pour les systèmes N4 et de convoi et est appelé en anglais un accident de perte de liquide de refroidissement (LOCA) . Dans l'EPR, une rupture d'une ligne principale de fluide caloporteur entraîne l'arrêt du réacteur et le démarrage des pompes du Système d'injection de sûreté à moyenne chute (MHSI) . L'alimentation peut être démarrée à partir d'une pression de refoulement d'environ 40 bars, car la différence de pression par rapport à la pression d'alimentation d'environ 90 bars peut être compensée par les 4 réservoirs collecteurs. Avec une vidange croissante des réservoirs collecteurs, la pleine pression d'alimentation est atteinte par les pompes, tandis que la pression dans le circuit continue de baisser du fait de la fuite. A partir de 20 bar, comme dans le cas ci-dessus, le LHSI prend en charge l'alimentation et la dissipation thermique. En raison du bassin d'inondation dans l'enceinte de confinement, il n'est pas nécessaire de passer de l'alimentation de l'accumulateur de pression au mode d'inondation et de recirculation du cœur. Peu importe que l'eau quitte le circuit primaire via le CVCS, le pressuriseur ou le point de rupture. L'énergie pour cela est tirée du réseau public.
• Accident de perte de liquide de refroidissement et perte de l'alimentation externe, un seul générateur de secours démarre : Ce cas dépasse le cadre de la conception des systèmes de convoi. Cependant, il faut tenir compte du fait que la série N4 a une redondance de 2 × 100 %, c'est-à-dire que la panne de 3 groupes électrogènes de secours n'est possible qu'avec les systèmes de convoi. Dans le cas des centrales nucléaires N4, un seul générateur de secours serait disponible (contrôlable) ou aucun (au-delà du périmètre de conception). L'EPR ne change rien par rapport au scénario ci-dessus, seule l'énergie est fournie par l'unité restante et un seul bâtiment de sécurité fonctionne à 100% de capacité de refroidissement.
• Défaillance de la source froide principale : Dans ce scénario, la chaleur résiduelle ne peut plus être dissipée après l' arrêt du réacteur . Dans ce cas, l'eau d'alimentation est pompée dans le générateur de vapeur, évaporée et rejetée à l'air libre. D'un point de vue conservateur, seule l'eau qui est déjà dans le générateur de vapeur est disponible ici. Selon Areva, si les pompes d'alimentation en eau tombent en panne, il faudra au moins 30 minutes avant que le générateur de vapeur ne s'assèche. L' Emergency Feedwater System (EFWS) est alors utilisé : un total de 1600 t d'eau est injecté dans les quatre générateurs de vapeur afin de s'y évaporer et d'être rejeté à l'extérieur devant la turbine. Pendant ce temps, les pompiers de l'usine peuvent se connecter aux vannes d'aspiration du réservoir d'eau EFWS et aux pompes mobiles afin de démarrer l'alimentation de secours après la vidange des EFWT. Si une alimentation d'urgence n'est pas possible d'ici là, les circuits primaires sont dépressurisés et l'eau du bassin d'inondation est acheminée à travers le noyau. Une ventilation à travers un filtre à radionucléides est nécessaire environ 12 heures après le début de l'évaporation de l'eau de l'IRWST , c'est pourquoi le voisinage immédiat de la centrale doit être évacué. Si, après 141 heures, l'eau ne peut toujours pas être pompée dans le bassin de crue via des sources externes afin de refroidir le système en utilisant la méthode d' alimentation et de purge , un incident hors dimensionnement se produit car la fusion du cœur se produit alors et le les collecteurs de carottes ne sont plus en boîte refroidie.
• Défaillance de l'alimentation électrique et de la source froide principale : Il s'agit d' un accident de dimensionnement en Finlande . L'autorité de surveillance finlandaise STUK exige que les éléments combustibles ne subissent pas de dommages importants. Si des mesures du personnel sont nécessaires pour stabiliser une telle situation, un temps suffisant doit être disponible et la pertinence de la méthode doit être prouvée. Dans ce cas, après l'arrêt du réacteur, l'eau déjà présente dans le générateur de vapeur ne s'évaporera que pendant 30 minutes. Comme aucune électricité n'est disponible pour l'EFWS après cette heure, une partie du personnel doit quitter la salle de contrôle et démarrer manuellement les deux unités diesel de secours afin d'alimenter l' inventaire en eau des bâtiments de sécurité 1 et 4 dans le générateur de vapeur affecté. Étant donné que les vannes entre les EFWT sont ouvertes, l'ensemble de l'inventaire de l'eau est également disponible ici. Des réservoirs d'eau et des pompes mobiles peuvent être connectés aux vannes d'aspiration de l'EFWS afin de démarrer l'alimentation de secours après la vidange des EFWT. Évidemment, ce temps était suffisant pour le STUK, de sorte que l'EPR en Finlande a reçu la licence de conception. A titre de comparaison : Les temps de préparation et de mise en œuvre requis dans les systèmes allemands sont d'environ 2 heures. Si une alimentation d'urgence n'est pas possible d'ici là, les circuits primaires sont dépressurisés et une fusion du cœur se produit. Une fois la cuve du réacteur fondue, le corium reste dans le puits de cuve pendant environ une heure jusqu'à ce que le « bouchon » fonde et que la masse fondue se déverse dans le collecteur de cœur. La chaleur détruit les fils de commande pré-tendus, et l'eau IRWST est conduite sous la surface d'épandage via des tuyaux de communication pour refroidir le récupérateur de noyau et le corium. Environ 12 heures après le début de l'évaporation de l'eau de l'IRWST, une ventilation à travers un filtre à radionucléides est nécessaire, c'est pourquoi le voisinage immédiat de la centrale doit être évacué. Si, au bout d'un certain temps après le début de l'accident, aucune eau ne peut être pompée dans le bassin de crue par des sources externes, un incident hors dimensionnement se produit car le récupérateur de cœur ne peut plus être refroidi.
• Rupture d'une ligne principale d' eau de refroidissement et défaillance de l'alimentation électrique : Dans ce scénario, l'inventaire en eau du générateur de vapeur et de l'EFWS n'est pas disponible car le circuit primaire est dépressurisé du fait de la fuite. En option, le dissipateur thermique principal peut également ne plus être disponible, ce qui ne changerait pas les effets. Dans ce cas, une fusion du cœur est inévitable et la période d'attente est la plus faible, car seuls les 2000 t d'eau dans le bassin d'inondation peuvent dissiper la chaleur de désintégration. Ici aussi, après la fusion de la cuve du réacteur , le corium reste dans le puits de cuve pendant environ une heure jusqu'à ce que la plaque sacrificielle ( bouchon de fusion ) fonde et que la masse fondue se déverse dans le collecteur de cœur. Après environ 13 heures, une ventilation à travers le filtre à radionucléides au-dessus de la cheminée d'évacuation d'air de 100 mètres de haut est nécessaire, c'est pourquoi le voisinage immédiat de la centrale doit être évacué. Si aucune eau ne peut être pompée dans le bassin d'inondation une fois ce délai écoulé, un incident hors dimensionnement se produit car le collecteur de carottes ne peut plus être refroidi. Dans tous les scénarios de fusion du cœur, la situation peut être stabilisée si au moins un des bâtiments de sécurité extérieurs peut reprendre ses opérations pour refroidir le bassin d'inondation. La chaleur est transférée au dissipateur thermique principal via les circuits CHRS-CCWS-ESWS ou directement via le système d'eau de service essentiel (ESWS) . Le système d' évacuation de la chaleur du confinement (CHRS) pulvérisera de l'eau dans la zone supérieure de l'enceinte afin de condenser partiellement la vapeur, ce qui abaisse la pression dans l'enceinte. Les particules radioactives sont également éliminées, ce qui réduit l'exposition aux rayonnements de l'environnement pendant la ventilation. Si le corium du récupérateur de cœur descend en dessous de la température d'évaporation, l'eau n'est plus pulvérisée dans l'enceinte de confinement, mais pompée directement dans le récupérateur de cœur afin d'inonder complètement le puits de cuve et le récupérateur de cœur.

La piscine de désactivation est située entre l'enceinte interne et l'enceinte externe et doit également être refroidie. Le délai d'attente en cas de coupure d'électricité étant fortement dépendant de la charge du bassin, les informations fournies par Areva et EdF à Nuclear Technologies , qui mène l' examen par les pairs au Royaume-Uni dans le cadre de l' Independent Nuclear Safety Assessment ( INSA), est cité ici . Ici, la puissance du réacteur est supposée très conservatrice avec 4900 _MWth et la chaleur résiduelle du bassin de refroidissement de 22,3 MW pendant le chargement, 6,8 MW en début de cycle et 2,7 MW en fin de cycle. L'information a une marge de sécurité de 15%. Le cycle est supposé être de 18 mois, avec un chargement de 100 % avec des éléments combustibles MOX. La période d'attente lors du changement des éléments combustibles est purement théorique, car des travaux d'entretien et de réparation sont également effectués dans la centrale électrique pendant cette période. Le boîtier inférieur est basé sur une fuite de tuyau dans le système de refroidissement de la piscine à combustible (FPCS) , qui réduit le niveau d'eau dans la piscine de refroidissement.

Les temps d'attente du bassin de désintégration sont comparables à ceux du réacteur nucléaire. L'alimentation de secours en cas de panne de courant s'effectue ici via le système d'extinction d'incendie. Si l'énergie électrique est disponible, l'eau peut également circuler entre les piscines d' inondation et de refroidissement via le système de purification de la piscine à combustible (FPPS) . Le bassin de décroissance étant situé entre l'enceinte intérieure et l'enceinte extérieure, les gaz radioactifs s'échappant dans l'entrefer sont aspirés et filtrés.

Les temps d'attente de l'EPR pour différents scénarios d'accidents sont moyens selon les situations : Un AP1000 de Westinghouse dispose d'un IRWST de 2236 m³ d'eau, avec une puissance thermique nominale de 3400 MW. Westinghouse elle-même spécifie un délai d'attente de 72 heures. La limitation réside ici dans le système de refroidissement de l'enceinte, car l'eau sur le toit du système s'est évaporée au bout de 72 heures (3 jours) et doit être complétée par des pompes. Cela signifie que la centrale devrait fonctionner pendant au moins 30 jours sans dissipateur thermique principal. Sans refroidissement du conteneur, il faudra environ 24 heures pour atteindre la pression de conception et la ventilation est essentielle. Les éléments combustibles du combustible usé restent recouverts d'eau jusqu'à 72 heures sans refroidissement. L'ESBWR de GE Hitachi peut également être refroidi passivement jusqu'à 40 heures avant que l'eau ne se soit évaporée dans le système de refroidissement à confinement passif (PCCS) .

Technologie de contrôle

Environ 150 à 300 personnes travaillent dans la centrale pendant son fonctionnement. Le système est contrôlé depuis la salle de contrôle , qui est située au-dessus des deux bâtiments de sécurité face au bâtiment turbine. Le centre de contrôle est ainsi protégé du cycle nucléaire par la double enceinte et des violences extérieures par l'enceinte extérieure. La technologie de contrôle est numérique et dérivée de la série N4. Il est divisé en trois « niveaux » : le niveau 0 comprend tous les interrupteurs et capteurs, le niveau 1 les systèmes de contrôle et de sécurité du réacteur, le niveau 2 l' interface utilisateur . L'interface utilisateur est connectée aux sous-systèmes via un système de bus , toutes les connexions étant redondantes et diversifiées . Par exemple, les systèmes de refroidissement d'urgence et l'EFWS ont chacun quatre systèmes de contrôle indépendants. Teleperm XS d'Areva NP est utilisé comme technologie de contrôle. Pour afficher l'état du système et la gestion des incidents, Teleperm XS dispose d'un système d'affichage qualifié spécial (QDS), qui permet à l'opérateur du réacteur d'intervenir et de contrôler dans la salle de contrôle dans certaines limites. Le système utilise des processeurs Intel Pentium M sur des cartes mères au format AT . A propos des interfaces PS/2 , par exemple, une saisie au clavier est effectuée. Les widgets de l' interface utilisateur graphique sont créés sur un ordinateur avec openSUSE qui contient l'environnement de développement QDS. Le téléchargement s'effectue via Ethernet au démarrage de l'ordinateur. Un autre PC Linux avec l' unité de service QDS doit être disponible pour l' installation , où un utilisateur peut sélectionner le programme souhaité. L'ordinateur est également responsable de la prise de contact , du suivi du téléchargement et des autotests ainsi que de l'enregistrement de toutes les activités d'écran. Il n'est pas nécessaire pour les opérations en cours.

Dans une déclaration commune, les autorités de surveillance de Finlande, de France et de Grande-Bretagne ont critiqué la conception de la technologie de contrôle, car, à leur avis, les systèmes de sécurité pour le contrôle en cas d'événements extraordinaires étaient très étroitement liés au système de contrôle pour le fonctionnement normal. Les souhaits ont ensuite été exaucés par le consortium du constructeur, de sorte que le Health and Safety Executive (HSE), en tant qu'autorité mère de l' Inspection des installations nucléaires (NII), a approuvé la technologie de contrôle fin 2010. Les capteurs et interrupteurs de la salle d'urgence sont désormais complétés par un système de sauvegarde câblé analogique (HBS). Selon les plans précédents, l'EPR américain doit continuer à être contrôlé de manière purement numérique, la Nuclear Regulatory Commission n'a signalé aucune préoccupation à cet égard.

La capacité de suivi de charge de l'EPR, qui est importante pour la gestion de la centrale électrique , est spécifiée comme suit :

• Dans la plage de charge de pointe entre 60% et 100% de la charge nominale avec 5%/min pendant 80% du cycle du combustible
• Dans la plage de faible charge avec 25% à 60% de la charge nominale avec 2,5%/min pendant 80% du cycle du combustible
• Vous pouvez conduire jusqu'à deux jours à puissance moyenne sans perdre en flexibilité ; ce n'est qu'alors que la capacité de suivi de charge diminue
• A puissance moyenne, la réserve de dynamique du groupe turbo peut contribuer à la capacité de charge suivante :
  • Un pas de 10% de la puissance nominale avec une rampe de 5%/min
  • Une rampe à 10%/min pour un cycle d'alimentation court

Étant donné que seulement autant d'énergie électrique peut être injectée dans un réseau de distribution électrique que les consommateurs en ont besoin, la réserve de quantité de mouvement du groupe turbo est utilisée pour contrôler les petites fluctuations. Puisque les centrales nucléaires en France couvrent également la gamme de charge moyenne, la France possède l'un des plus grands réseaux de canalisations d'Europe, de sorte que plusieurs centrales peuvent compenser conjointement les fluctuations de la demande.

Versions

EPR standard

L'EPR standard est la version initialement développée pour l'Allemagne et la France. La France veut l'utiliser pour remplacer ses anciennes centrales nucléaires de la série CP. L'électricien italien Enel a signé le 30 novembre 2007 un accord avec EdF pour participer à la construction de six EPR en France, Enel prenant une participation de 12,5%. En outre, le gouvernement italien du Premier ministre Berlusconi prévoyait de construire quatre à cinq de ses propres EPR. Cependant, cela a été empêché par un référendum. Le premier EPR de France est en construction sur le site de Flamanville. Les détails techniques et les problèmes lors de la construction de la version sont décrits ci-dessus.

France France :

• Centrale nucléaire de Flamanville
  • Unité 3 (début de construction 2007, mise en service prévue 2020)
• Centrale nucléaire de Penly
  • Bloc 3 (projet de construction abandonné)

République populaire de Chine République populaire de Chine :

• Centrale nucléaire de Taishan
  • Bloc 1 (construction démarrée en 2009, exploitation commerciale depuis le 13 décembre 2018)
  • Bloc 2 (construction démarrée en 2010, exploitation commerciale depuis le 7 septembre 2019)

Inde Inde :

• Centrale nucléaire de Jaitapur
  • Bloc 1 (début de construction prévu 2013, projet de construction 2015 abandonné)
  • Bloc 2 (début de construction prévu en 2013, projet de construction abandonné en 2015)

En mars 2015, Areva a annoncé qu'il poursuivrait une nouvelle stratégie commerciale. Il ne s'agit pas de construire de nouveaux réacteurs. Cela vaut également pour les réacteurs de Jaitapur.

FIN-EPR

Sur la base d'études de l' Université technique de Lappeenranta (LUT), selon lesquelles l'électricité d'origine nucléaire est la solution la moins chère, le fournisseur d'énergie Teollisuuden Voima Oy (TVO) a demandé un nouveau bâtiment en novembre 2000, qui a été approuvé par le Parlement finlandais en mai 2002. TVO a alors choisi l'EPR Areva. Depuis mars 2007, deux autres centrales nucléaires ont fait l'objet d'un appel d'offres, qui a été approuvé par le Parlement finlandais en juillet 2010. La principale différence entre le FIN-EPR et la version standard est le burn-up réduit de 45 GWj/t.

Finlande Finlande :

• Centrale nucléaire d'Olkiluoto
  • Unité 3 (début de la construction 2005, mise en service le 27 mars 2021, fin du chargement des crayons du réacteur le 1er avril 2021, synchronisation du réseau prévue en octobre 2021, exploitation commerciale prévue en février 2022)

EPR Royaume-Uni

Le Royaume-Uni obtient environ 18 % de ses besoins en électricité à partir de centrales nucléaires et prévoit une expansion significative depuis 2006. Les sociétés Électricité de France (EdF), Horizon Nuclear Power et NuGeneration ont pu soumissionner pour des chantiers sur huit sites différents. Un total d'environ 19 GW de capacité de production est prévu, ce qui correspond à un doublement de la part du nucléaire. Le 18 juillet 2011, le Parlement britannique a approuvé le plus grand programme de construction de nouvelles centrales nucléaires en Europe. Dix jours plus tard, EdF a déposé une demande de permis de construire pour la centrale nucléaire de Hinkley Point C après que la municipalité eut approuvé le projet de construction. Le permis de construire a été accordé en mars 2013.

Cependant, pour des raisons économiques, la construction est dangereuse. Des coûts de construction d'environ 16 milliards de livres (environ 19 milliards d'euros) sont prévus pour les deux réacteurs d'une puissance totale de 3650 MW, ce qui signifie que la construction sans subventions de l' État pour EdF ne semble pas économiquement réalisable. Ainsi, EDF a négocié avec le gouvernement un prix d'achat d'électricité garanti . Un accord a été annoncé en octobre 2013, mais l'approbation de l'UE est requise en raison de la subvention du projet. Afin de rentabiliser le projet, le gouvernement britannique a garanti un tarif de rachat de 92,5 livres/MWh plus une compensation annuelle d'inflation (actuellement 108 euros/MWh) pendant 35 ans. C'est presque le double du prix moyen de l'électricité au Royaume-Uni. Cela équivaut à peu près à une subvention de 4 millions de livres sterling par jour, soit 50 milliards de livres sterling sur 35 ans.

Les réacteurs nucléaires devraient être mis en service en 2023 et devraient fonctionner pendant 60 ans.

Royaume-Uni Royaume-Uni :

• Centrale nucléaire de Hinkley Point C
  • Unité 1 (début de construction le 11 décembre 2018, durée de construction prévue 10 ans)
  • Bloc 2 (début des travaux le 12 décembre 2019)
• Centrale nucléaire de Sizewell C
  • Bloc 1
  • Bloc 2

EPR américain

Parce que les compagnies d'électricité aux États-Unis envisageaient de construire de nouvelles centrales nucléaires, Areva a demandé la certification de conception de l'EPR par la Nuclear Regulatory Commission le 11 décembre 2007 . Les sites de construction possibles sont Nine Mile Point , Bell Bend , Calvert Cliffs et Callaway . Cependant , à Nine Mile Point, Callaway et Calvert Cliffs, la demande de licence combinée (COL ) a été suspendue à la demande de l'exploitant. Le projet de la nouvelle centrale nucléaire de Bell Bend a été annulé en septembre 2016 après qu'Areva a suspendu la certification EPR américaine. La principale différence entre l'US EPR et la version standard est, outre le générateur, la plus grande stabilité jusqu'à une accélération au sol de 0,3 g.

construction

Processus d'approbation

La construction d'une centrale nucléaire est longue et coûteuse. Outre un investisseur, généralement une entreprise de fourniture d'énergie, la construction nécessite une autorisation de conception pour le modèle de réacteur délivrée par l'autorité nationale chargée de la sûreté des réacteurs ainsi qu'une approbation politique pour la construction de la centrale. La licence de conception peut être soit accordée de manière générale à tous les systèmes d'un même type, comme c'est le cas en Grande-Bretagne, soit en fonction du chantier. La Commission américaine de réglementation nucléaire (NRC), par exemple, commence par l' examen d'acceptation , dans lequel des éléments de base tels que les calendriers, etc. sont convenus. Ceci est suivi par la revue de sécurité , dans laquelle il est vérifié si la conception répond aux exigences de sécurité du législateur. L' examen environnemental ultérieur dépend de l'emplacement et prend en compte les températures de l'eau et définit les autres limites nécessaires à l'exploitation. Ceci est suivi d'une audition publique obligatoire des résidents, qui est généralement suivie de l'octroi du permis de construire et d'exploiter. L'ensemble du processus prend environ six ans. En Grande-Bretagne, le processus est divisé : ici, la conception du réacteur est d'abord examinée en général pour déterminer si elle répond aux exigences de sûreté du législateur, puis l'autorisation de conception est délivrée. Afin d'obtenir le permis de construire, cependant, une demande séparée doit être faite dans laquelle le chantier est vérifié pour son adéquation, ce qui prend environ 18 mois. L'approbation politique diffère également d'un État à l'autre : alors qu'en France et aux États-Unis le permis général de construire une centrale nucléaire est suffisant, en Finlande, chaque nouvelle construction doit être approuvée par le parlement finlandais . Au Royaume-Uni, le Parlement britannique et la communauté locale doivent approuver la construction.

Processus de construction

Chantier de construction d'Olkiluoto 3, en 2009

Une fois les obstacles administratifs surmontés, qui peuvent prendre plus de six ans, la construction de l'EPR peut commencer. Les travaux de terrassement pour préparer le chantier prennent environ un an. Pendant ce temps, les tunnels d'alimentation en eau de refroidissement et de drainage (eau de mer ou de rivière) sont creusés. Officiellement en construction, selon les directives de l' Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA), la centrale n'est (Angl. Avec l'introduction du premier béton, premier béton ) qu'à la coulée des fondations et à la mise en place de la centrale nucléaire unité.

Après l'achèvement de la plaque de base de la section de la centrale nucléaire ( îlot nucléaire anglais ), la construction du revêtement intérieur en acier commence. Les segments annulaires sont soudés sur le chantier, qui sont empilés les uns sur les autres sur la plaque de base avec des grues et soudés ensemble. Un anneau a un diamètre de 42 mètres, une hauteur d'environ cinq mètres et un poids total de 218 tonnes. Le liner en acier ayant été repris de la série Konvoi et n'étant pas disponible dans les centrales françaises, il y a eu plusieurs retards dans sa production. Dans le même temps, les enceintes de confinement intérieure et extérieure sont en cours de construction, le liner en acier étant toujours remonté à l'avance. Avant la mise en place du dôme de confinement, le pont roulant interne (pont roulant ) doit être utilisé. Le dôme est également soudé sur place sur le chantier, mis en place avec une grue et soudé là à la main. Le dôme a une circonférence de 147 mètres, un poids de 270 tonnes et est le plus grand à ce jour pour une centrale nucléaire. Ensuite, l'enceinte intérieure en béton précontraint est d'abord terminée et la construction en béton de l'enceinte avec l'enceinte extérieure en béton armé est terminée. À ce stade, plus de 100 km de câbles avaient déjà été posés. L'installation des composants commence alors que le confinement est terminé. Les canalisations pour les systèmes de sécurité tels que l' Essential Water Service System sont en cours de pose et l'installation des batteries de secours a commencé. A cet effet, il existe une ouverture circulaire entre l'enceinte de confinement et l'environnement à travers laquelle les composants peuvent être atteints. La cuve sous pression du réacteur ainsi que le générateur de vapeur et le pressuriseur y sont également passés. Les composants sont soulevés par une grue de chantier et placés sur un véhicule ferroviaire. Celui-ci se déroule sur des rails qui s'étendent d'un échafaudage attaché au bâtiment à travers l'ouverture circulaire jusqu'à l'intérieur de l'enceinte. A l'intérieur, les composants sont à nouveau soulevés par le pont roulant, mis en place et installés là. Après l'installation du dôme en acier, l'installation des groupes électrogènes de secours dans les bâtiments correspondants commencera également. La nacelle avec le groupe turbo est en cours de construction parallèlement à la section de la centrale nucléaire et est presque terminée à ce stade. Ensuite, le bassin d'inondation (IRWST) est rempli d'eau à titre d'essai et celui-ci est à nouveau vidé. Le dégraissage laborieux du liner commence alors : la poussière et la graisse sont lavées avec une solution aqueuse, puis la surface est passivée . Après rinçage à l'eau déminéralisée, le revêtement est examiné pour détecter les taches de corrosion restantes, qui sont ensuite éliminées mécaniquement. Entre-temps, le pont roulant de l'installation de stockage de carburant est mis en service afin que toutes les installations puissent également être réalisées ici. Lorsque les dômes des deux enceintes sont également prêts, la cheminée est posée d'un seul tenant sur le bâtiment et y est fixée. Une fois les travaux de construction terminés, les aménagements intérieurs sont installés, les câbles sont posés et les autres aménagements sont installés. Par exemple, la fonction du Melt Plug Transportation System est vérifiée. Cela peut soulever et retirer le "bouchon" dans le puits de cuve afin de rendre le puits de cuve accessible à travers le récupérateur de cœur. Cela permet d'inspecter la cuve sous pression du réacteur à des intervalles de maintenance. A ce stade, plus de 1000 km de câbles avaient déjà été posés, ce qui correspond à 70 % de la longueur totale des câbles. Une fois la centrale terminée, elle sera chargée de combustible nucléaire pour la première fois et testée de manière approfondie. Une fois tous les défauts de construction découverts par le client et l'autorité de surveillance compétente lors de l'inspection finale éliminés, la centrale nucléaire est acceptée par l'autorité de surveillance et l'EPR est synchronisé avec le réseau.

Il peut s'écouler plus de 10 ans entre la décision d'un fournisseur d'énergie de mettre en place un EPR et le premier kilowattheure injecté dans le réseau. L'octroi des permis de construire pour la seule Grande-Bretagne prend au moins 18 mois, les terrassements suivants presque un an, plus au moins 5 ans pour la construction de la centrale électrique. Presque une autre année s'écoule avant que le réseau ne soit synchronisé. Les délais de construction indiqués dans le tableau de droite se rapportent à la définition de l'AIEA, la construction commence donc lorsque les fondations sont coulées.

Plus de 4 000 personnes de différents pays travaillent sur le chantier de l'EPR, les fournisseurs étant répartis dans le monde entier. Par exemple, les segments de la cuve sous pression du réacteur de Flamanville 3 sont forgés par Japan Steel Works à Muroran et combinés dans la cuve sous pression finie par Mitsubishi Heavy Industries à Kobe . Les générateurs de vapeur et les cuves sous pression des réacteurs de Taishan sont fabriqués sur place par la Shanghai Electric Heavy Industries Group Corporation (SEC) et la Dongfang Electric Corporation (DEC), respectivement . Areva lui-même ne fabrique généralement qu'une proportion insignifiante des composants, généralement les générateurs de vapeur et les pressuriseurs. La contribution principale est de nature personnelle, ainsi 500 employés de France, 300 d'Allemagne et 300 de Chine travaillent sur le seul chantier de Taishan. Des entreprises allemandes sont également impliquées en tant que fournisseurs, par exemple Babcock Noell a fabriqué le revêtement en acier pour Olkiluoto 3 et Siempelkamp Nukleartechnik a fabriqué le récupérateur de carottes.

Dépassements de coûts et de délais pendant la construction

En 2005, le permis de construire pour le premier EPR de la centrale nucléaire d'Olkiluoto en Finlande a été accordé, et l'achèvement était prévu pour 2009. Cependant, l'achèvement est constamment retardé. En septembre 2014, la prévision de démarrage des opérations a été à nouveau repoussée et est désormais donnée comme fin 2018. Les coûts étaient initialement estimés à 3 milliards d'euros pour le système clé en main. Ces coûts de construction sont susceptibles de plus que tripler d'ici l'achèvement - même sans intérêts et la perte de revenus due au retard de 9 ans. Plus récemment, les coûts attendus étaient de 8,5 milliards d'euros lors de la mise en service en 2015.

En 2007, la construction d'un EPR a débuté en France à la centrale nucléaire de Flamanville . Ses coûts initialement prévus de 3,3 milliards d'euros sont passés à 9 milliards d'euros ; la production d'électricité a été annoncée pour 2017 fin 2014 ; il était initialement prévu pour la mi-2012. Selon le président de l'ASN Pierre-Franck Chevet, les anomalies constatées sont "très graves" et pourraient conduire à des fissures. Si les pronostics se confirmaient par un examen plus approfondi, il n'y aurait que la possibilité de remplacer l'ensemble de la cuve sous pression, ce qui entraînerait un retard de plusieurs années et une augmentation significative des coûts, ou l'abandon du projet de centrale électrique. En plus de Flamanville, cinq autres EPR en projet ou en construction pourraient également être affectés par les problèmes, dont : aux USA, en Chine (Taishan) et en Grande-Bretagne (Hinkley Point).

En 2008, la construction de la centrale nucléaire de Taishan dans la province chinoise du Guangdong a débuté avec deux blocs EPR. Selon Areva, ceux-ci seront érigés plus rapidement car ils misent sur l'expérience acquise à Olkiluoto et Flamanville. La date d'achèvement a également été reportée à plusieurs reprises en Chine.

Problèmes techniques dans la construction

Sur les quatre systèmes EPR en construction, deux présentent des problèmes techniques récurrents. L'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) fait état d'une cuve sous pression déjà installée dans le plafond en acier de la centrale de Flamanville. La teneur en carbone de ce plafond en acier est trop élevée. Dans les tests de résistance, la valeur était d'environ 40 pour cent inférieure à la norme. De fines fissures peuvent donc se former plus tard. Le patron de l'ASN Pierre-Franck Chevet a déclaré : « C'est un défaut de fabrication que je qualifierais de grave ou très grave car il touche un élément crucial, la chaudière. L'attention que nous y prêtons est d'autant plus grande. »

économie

La rentabilité d'une centrale électrique résulte des coûts de production d'électricité ainsi que des revenus générés sur le marché ou la bourse de l'électricité. Les coûts de production d'électricité résultent quant à eux des coûts d'investissement et de démantèlement d'une centrale ainsi que des coûts d'exploitation fixes et variables. Le manuel pratique pour l'industrie de l'énergie indiquait pour une centrale nucléaire exploitée en charge de base avec une puissance de 1 600 MW et un prix d'achat de 4,2 milliards d'euros lors de sa mise en service en 2004, des coûts de production d'électricité de 50,2 euros/MWh. Étant donné que les coûts d'investissement en particulier ont approximativement doublé depuis lors (voir ci-dessous), les coûts de production d'électricité ont maintenant augmenté de manière significative. Selon les informations actuelles, ils se situent entre 70 et 110 euros/MWh et donc bien au-dessus du prix du marché de l'énergie électrique.

Coûts d'investissement

Comme toujours pour la production d'électricité par les centrales nucléaires, l'EPR a également des coûts d'investissement relativement élevés ; ceux-ci devraient être compensés par de faibles coûts d'exploitation sur la période d'exploitation. Le coût d'investissement de l'EPR est assez élevé : il était initialement prévu à un peu plus de 3 milliards d'euros par bloc, mais H. Böck de l'Atomic Institute de l'Université de Technologie de Vienne supposait en 2009 que le prix réel serait supérieur à 5 milliards d'euros. Les projets en cours en Europe s'élèvent à environ 8,5 à 10,5 milliards d'euros en 2015 (voir tableau). Selon Areva, les centrales en Chine peuvent être 40 % moins chères que les réacteurs en France. Il peut y avoir plusieurs raisons à cela : D'une part, le renminbi est fortement sous-évalué par rapport à l'euro, de 48% selon l' indice Big Mac . Les composants fabriqués en Chine en bénéficient et coûtent moins cher. D'autre part, la Chine a beaucoup plus d'expérience dans la construction de centrales nucléaires : le revêtement en acier de Taishan 1 a été achevé dans les délais et dans les limites du budget, ce qui n'a pas été possible à Olkiluoto 3 et Flamanville 3.

Le tableau suivant donne un aperçu des projets EPR et de leurs coûts.

Coûts de production

Wikipédia : événements WikiProject / passés / manquants

En principe, les coûts de production d'une centrale sont toujours calculés selon le même schéma : Sur la base des coûts d'investissement spécifiques, de l'utilisation et de la durée de vie de la centrale, les coûts encourus lors de l'exploitation de la centrale sont ajoutés.

Les coûts de production d'une centrale nucléaire sont constitués des coûts d'exploitation, des coûts de maintenance, des coûts de combustible et de stockage. Dans certaines études, comme dans « Comparaison des coûts de production d'électricité » par l'Université technique de Lappeenranta (LUT) par Risto Tarjanne et Aija Kivistö de 2008, les coûts d'élimination sont également inclus dans les coûts d'exploitation et de maintenance. Ceux-ci sont répertoriés séparément ci-dessous :

• Coûts d'investissement : Un élément de coût important lors de l'exploitation d'une centrale nucléaire sont les coûts d'investissement pour la construction de la centrale, qui sont généralement couverts à la fois par des capitaux propres et par des dettes. Lors de la souscription de capitaux extérieurs, trois facteurs sont déterminants : le montant de l'emprunt, son taux d'intérêt et sa durée. Toutes les études sont basées sur des prêts annuités , ce qui augmente les coûts de production d'un montant constant pendant la période d'amortissement (dans ce cas de 2,0 centimes d'euro/kWh). Par exemple, l'étude LUT citée ci-dessus suppose une période d'amortissement de 40 ans, un taux d'intérêt réel de 5 % et un financement par emprunt à 100 %. L'étude note également que le financement intégral d'une centrale avec des capitaux empruntés est une hypothèse prudente , tout comme le taux d'intérêt de 5%, qui était d'environ 2% supérieur à la norme du marché à l'époque (2011). Étant donné que les EVU ont généralement une note A, les taux d'intérêt sont relativement bas. Les taux d'intérêt ont continué de baisser au cours de la dernière décennie en raison de la politique monétaire laxiste de la BCE. En janvier 2020, les obligations EDF d'une durée résiduelle de 29 ans ne rapporteront que 1,272 %. Si la méthode de la valeur en capital à utiliser est appliquée, l'actualisation des revenus futurs de la vente d'électricité au moment de la construction se traduit par des valeurs actualisées considérablement plus élevées. La rentabilité de l'investissement augmente massivement au moment de la décision d'investissement. Dans l'étude, les coûts d'investissement ont été fixés à 2750 €/kW, la puissance à 1500 MW, ce qui a entraîné des coûts d'investissement pour une unité de centrale de 4,125 milliards d'euros. Cependant, ces chiffres sont désormais dépassés. A partir de 2013, les coûts d'investissement pour les réacteurs en construction en Europe à Olkiluoto et Flamanville sont d'environ 5200-5300 € / kW et donc environ deux fois plus élevés que prévu dans l'étude de 2008. Les centrales électriques prévues sur le site d'Hinkley Point sont d'environ 5800 €/kW (voir tableau ci-dessus). Les coûts d'investissement augmentent en conséquence dans le même rapport à 3,8–4,0 centimes d'euro/kWh (Olkiluoto et Flamanville) et 4,3 centimes d'euro/kWh (Hinkley Point).
• Frais d'exploitation : Ces frais sont encourus lors de l'exploitation du système, entre autres. pour le personnel, les inspections et les besoins en énergie pendant les périodes d'inactivité. En raison de sa capacité unitaire plus élevée par rapport aux centrales précédentes, l'EPR peut réaliser des effets d'économie dus à l' effet de dégressivité - plus de production d'électricité avec moins de personnel et moins de composants par kilowattheure. Le département américain de l'Énergie (DoE) rapporte des coûts de production de 1 ct / kWh pour les centrales nucléaires américaines existantes (c'est-à-dire amorties). Cependant, ce chiffre inclut également les coûts d'élimination américains.
• Frais de maintenance : Des frais de maintenance sont encourus lorsque des composants doivent être remplacés ou que le système est mis à niveau avec un nouveau générateur de vapeur ou un nouveau turbogénérateur. Par rapport aux modèles précédents, l'EPR a 16 % moins de pièces de pompe et de turbine, 23 % moins de composants dans les échangeurs de chaleur, 30 % moins de réservoirs et 26 % moins de vannes. Areva annonce ainsi une économie de 35 % sur les coûts de maintenance. L'étude LUT donne les coûts d'exploitation et de maintenance à 1 ct/kWh, ce qui inclut également les coûts d'élimination. Le Nuclear Energy Institute (NEI) donne 1,49 centimes / kWh (1,1 € centimes / kWh) pour les coûts d'exploitation et de maintenance des réacteurs de puissance existants aux États-Unis.
• Coûts du combustible : La part de ²³⁵ U dans le combustible nucléaire EPR doit être comprise entre 1,9 et 4,9%. Le prix des travaux d'oxyde d' uranium (V, VI) et de séparation de l'uranium peut être consulté quotidiennement en bourse. L'utilisation d' éléments combustibles MOX entraîne des coûts de combustible nettement plus élevés, qui dépendent de l'origine du plutonium.

Dans l'étude de l'Université technique de Lappeenranta, par exemple, les coûts de production sont calculés sur la période d'amortissement de 3,5 ct / kWh, car l'amortissement s'étend sur 25 ans et les coûts d'investissement sont inférieurs.

Areva lui - même indique que les coûts de production d'au moins 10% plus bas que dans les installations existantes de centrales nucléaires, avec 1 500 MW _e performance. Ces calculs n'incluent pas les coûts de stockage, de retraitement et de stockage définitif des produits de fission radioactifs.

Tableaux de données

Remarque : Les informations concernent le premier EPR de la centrale nucléaire d'Olkiluoto

liens web

• Réacteur EPR™ : le site du constructeur du réacteur de très haute puissance de l'EPR Areva
• Version publique de la soumission UK EPR ™ GDA En cliquant sur les onglets et en développant l'arborescence, tous les documents techniques de l'EPR britannique nécessaires à l'approbation peuvent être consultés

Preuve individuelle

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