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Réacteurs de 900 MWe

CPO : pré-série industrielle : Bugey 2, 3, 4, et 5 (Ain) ; Fessenheim 1 et 2 (Haut-Rhin).

CPY : tranches du contrat programme CP1 : Blayais 1, 2, 3, et 4 (Gironde) ; Dampierre 1, 2, 3 et 4 (Loiret) ; Gravelines B1, B2, B3, B4, C5 et C6 (Nord) ;

Tricastin 1, 2, 3 et 4 (Drôme).

Tranches du contrat programme CP2 : Chinon B1, B2, B3, B4 (Indre-et-Loire) ; Cruas 1, 2, 3, et 4 (Ardèche) ; Saint-Laurent-des-Eaux B1 et B2 (Loir-et-Cher).

P4 : Paluel 1, 2, 3, et 4 (Seine-Maritime) ; Flamanville 1 et 2 (Manche) ; Saint-Alban 1 et 2 (Isère).

P'4 : Cattenom 1, 2, 3, et 4 (Moselle) ; Belleville 1 et 2 (Cher) ; Nogent-sur-Seine 1 et 2 (Aube) ; Penly 1 et 2 (Seine-Maritime) ; Golfech 1 et 2 (Tarn-et-Garonne).

N4 : Chooz B1 et B2 (Ardennes) ; Civaux 1 et 2 (Vienne).

Dans les REP de 900 MWe, EDF a utilisé généralement un combustible enrichi à 3,25 %, et a déchargé un tiers du c|ur chaque année. Aujourd'hui, EDF commence à charger un combustible enrichi à 3,75 % et à décharger un quart du c|ur chaque année. En même temps, EDF charge du combustible Mox et du combustible à base d'uranium retraité et ré-enrichi dans certains réacteurs.

Dans les réacteurs de 1300 MWe, EDF a utilisé un combustible enrichi à 3,1 % et a déchargé un tiers du c|ur chaque année. Le taux d'irradiation a été en moyenne 33 000 MWj/t. Fin 1995, elle a commandé un combustible enrichi à 4 % et voudrait le décharger en raison d'un tiers du c|ur en une seule fois tous les 18 mois.

Le taux d'irradiation serait en moyenne 52 000 MWj/t. L'autorisation actuelle permet 47 000 MWj/t en moyenne. En juillet 1996, la DSIN a déclaré qu'elle n'avait pas l'intention de prendre une décision dans le proche avenir concernant la demande d'EDF d'autorisation d'augmenter le taux d'irradiation [NucF 29.vii.96].

Le combustible Mox pour les REP, selon la réglementation française, ne peut pas contenir plus de 5,3 % de plutonium (avec 94,7 % ou plus d'uranium appauvri). Ce combustible est l'équivalent en énergie du combustible standard enrichi à 3,25 % et est déchargé par tiers du c|ur chaque année. Seulement 30 % du c|ur peut être constitué de Mox. Le taux d'irradiation ne peut pas dépasser 43 000 MWj/t [NucF 6.xi.95].

EDF a reçu l'autorisation d'engager un plan de gestion hybride de combustible. Le combustible Mox reste dans le réacteur pendant trois cycles; Un tiers du c|ur est déchargé chaque année. Le combustible standard est enrichi à 3,7 % et reste dans le c|ur pendant quatre cycles.

Afin de remplacer son parc de centrales nucléaires en service actuellement, dont l'âge moyen est de quatorze ans en 1999, EDF a investi dans le développement du projet franco-allemand de Réacteur Européen à Eau sous Pression (EPR - European Pressurized water Reactor). En 1989, Framatome et le groupe Siemens ont créé une filiale commune, nommée Nuclear Power International (NPI), dans le but de concevoir une centrale nucléaire qui serait plus sûre que les centrales actuellement en service, et qui pourrait recevoir une autorisation d'exploitation à la fois en France et en Allemagne. En 1992, leurs clients potentiels, EDF et la plupart des compagnies de production d'électricité allemandes se sont jointes au projet. En 1995, une fois achevée la planification prévisionnelle, EDF et les électriciens allemands ont confié à Framatome, Siemens et à NPI le développement de l'étude de conception (" basic design ") d'un réacteur évolutionnaire qui serait basé sur les réacteurs français (N4) et allemands (Konvoy) les plus récents. EDF, par l'intermédiaire du Centre National d'Equipement Nucléaire (CNEN) a pris part au travail.

L'étude de conception d'un EPR de 1495 MWé fut achevée en juin 1997, et soumise aux autorités de sûreté françaises et allemandes. Une estimation des coûts a montré que le réacteur produirait de l'électricité à un coût comparable à celui des réacteurs N4, mais qu'il ne serait pas compétitif par rapport aux centrales à gaz avec des turbines utilisant un cycle combiné. Afin de devenir compétitifs avec ces derniers, le coût par kilowattheure aurait dû être encore réduit de 10%, afin d'atteindre 18 centimes. Les participants au projet se sont par conséquent lancés dans une " phase d'optimisation " de l'étude. L'étude d'optimisation permit d'obtenir la réduction nécessaire du coût pour les EPR - à condition qu'ils soient construits en série - cela, pour l'essentiel, grâce à une augmentation de puissance du réacteur [Bouteille 98].

Les concepteurs de ce nouveau prototype de réacteur, de 1750 MWé cette fois-ci, lui ont donné les caractéristiques suivantes : jusqu'à 50% du coeur doit être composé de combustible Mox, l'uranium utilisé comme combustible standard doit être enrichi jusqu'à 4,9% en uranium 235, le combustible doit être déchargé à un taux de combustion allant jusqu'à 60 GWj/t, la centrale doit avoir une durée de vie 60 ans, les rechargements en combustible et la maintenance régulière ne devraient nécessiter que 20 jours de temps d'indisponibilité, la centrale doit être avoir au moins une disponibilité de 90% en moyenne. Des caractéristiques spéciales devraient permettre d'atténuer les effets d'une fusion du coeur. Entre autres, des moyens permettant de retenir entre les doubles murs du bâtiment de confinement tout effluent gazeux rejeté; des dispositifs de recombinaison catalytique permettant d'empêcher les explosions en absorbant l'hydrogène; un compartiment dans lequel le corium fondu serait emprisonné et refroidi ; et un réservoir d'eau situé à l'intérieur du bâtiment du réacteur, dont l'eau serait déversée par des moyens passifs afin d'inonder un coeur en fusion. Les opposants à l'EPR font remarquer que de telles caractéristiques de sûreté seraient plus convaincantes si EDF n'avait pas d'ores et déjà connu de graves problèmes liés à la sûreté dans ses centrales de la classe N4 (tels que les réacteurs de Civaux et Chooz B), sur lesquelles le modèle de l'EPR a été en partie basé.

Etant donné que le gouvernement allemand s'est engagé à sortir de l'énergie nucléaire, un premier EPR devrait forcément être construit en France, vraisemblablement sur le site d'une centrale nucléaire en service. Le gouvernement allemand ne s'est pas engagé à participer à une révision concernant la sûreté du réacteur [NucW 25.iii.99]; et les électriciens allemands sont encore très loin d'être prêts à se lancer dans le projet de construction d'un EPR en France [NucW 9.ix.99]. Pourtant, en juillet 1999, Framatome et Siemens ont signé un accord avec EDF, qui concrétise leur coopération concernant ce réacteur; et début décembre 1999, Siemens et Framatome ont annoncé leur fusion, qui leur permet de devenir les premiers industriels du nucléaire au rang mondial.

Fin 2008, 2 EPR étaient en cours de construction en Europe. Le 1er à avoir été commandé est en construction en Finlande ; le 2ème, en France.

  La construction a commencé en Finlande en août 2005, après signature d'un contrat clés en main, entre l'entreprise TVO et Framatome ANP, pour un EPR de 1600 MW. “Clés en main” signifie que Framatome, désormais Areva, doit livrer le réacteur à TVO prêt à fonctionner. En novembre 2008, le projet avait plus de deux ans de retard par rapport au planning et il avait dépassé d'au moins 50% le budget initialement prévu. La date d'achèvement estimée est 2012 mais un retard plus important encore est probable. Qui paiera les 1,5 milliards d'euros supplémentaires? Cela n'a pas encore été établi.

  Un autre EPR de 1600 MW est en construction pour EDF à Flamanville, site comprenant deux réacteurs en fonctionnement, en Basse Normandie. En novembre 2008, EDF avait promis que Flamanville 3 serait opérationnel en 2012. Areva NP a obtenu le contrat pour le réacteur nucléaire ; Bouygues et Alstom pour les aspects de la construction. ASN a soulevé de nombreuses questions quant au contrôle de la qualité du travail d'Areva et de ses fournisseurs.

                                                                                                           --actualisé le 27 janvier 2009

La source principale des effluents en fonctionnement normal est l'eau du circuit primaire qui est contaminée par son contact direct avec le c|ur. L'activité provient de l'activation des produits de corrosion et d'abrasion et d'éléments chimiques soumis au flux de neutrons dans le c|ur, de la fission de l'uranium au sein du combustible, et du tritium produit par fission ternaire au sein du combustible et par l'action des neutrons sur le bore, le lithium issu du bore et l'hydrogène dans le circuit [CFDT 80]. Les radionucléides peuvent échapper du combustible soit par filtration à travers la gaine, soit à travers des ruptures de gaine. L'eau du circuit primaire contamine le circuit secondaire par les fissures dans les milliers de petits tubes qui constituent le générateur de vapeur. En raison de la pression et des vibrations que subit le générateur, quelques fuites entre les deux circuits sont pratiquement inévitables [Dreicer 95].

-- Les effluents provenant directement du circuit primaire, en raison des changements de volume d'eau dans le circuit, des retraits d'eau en conséquence du pilotage chimique, et des fuites. Ces effluents subissent un traitement par filtration, déminéralisation (échange d'ions) et dégazage. Une partie est réutilisée dans le circuit primaire, l'autre est rejetée afin de débarrasser le circuit primaire du tritium.

-- Les effluents aqueux provenant du circuit secondaire et d'autres sources comme la décontamination des équipements. Ils subissent une simple filtration suivie, le cas échéant, d'un traitement sur résine échangeuse d'ions (ou par concentration dans un évaporateur) [Burtheret 88].

Les rejets moyens par tranche de 900 MWe en France en 1995 s'élevaient à 2,2 GBq pour des liquides hors tritium. Les rejets en tritium liquides des quatre réacteurs de Tricastin en 1991 étaient de 33 000 GBq [Dreicer 95]. Les rejets de tritium sont normalement proportionnels à l'énergie produite.

-- Effluents provenant de la ventilation des locaux nucléaires et normalement non radioactifs. Ils sont rejetés après filtration [Burtheret 88 et Cri i-iii.89].

-- Effluents provenant du dégazage des effluents liquides primaires. L'effluent du circuit primaire est normalement stocké pendant 30 jours pour permettre la décroissance d'émetteurs de radioactivité à vie courte.

En 1995, les rejets moyens par tranche de 900 MWe en France s'élevaient à 7,3 GBq pour des gaz rares et à 220 GBq pour des halogènes et aérosols. En 1991, les rejets en tritium des quatre tranches de Tricastin s'élevaient à 3 500 GBq [Dreicer 95].

(Pour le combustible irradié voir Gestion des combustibles irradiés plus loin.)

Déchets provenant des opérations d'intervention ou de maintenance. Les déchets comprennent des pièces hautement actives telles que les grappes, les étuis et les squelettes. A Nogent, par exemple, 14 étuis et 91 grappes (90 PBq) se trouvaient en piscine en 1995. Quelques types de déchets tels que les couvercles de cuves constituent des inventaires de radioactivité et des volumes très importants.

Déchets provenant du traitement des effluents gazeux et liquides : résines échangeuses d'ions, filtres issus du traitement des circuits primaires, concentrats d'évaporation.

Déchets de démantèlement. Dans les années 70, les électriciens disaient qu'un réacteur était construit pour une durée de vie de 30 ans. Aujourd'hui, l'EDF s'attend à exploiter ses réacteurs pendant 40 ans. Six réacteurs UNGG d'EDF sont déjà arrêtés définitivement. Aucune centrale de taille industrielle au monde n'a été démantelée entièrement.

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