Fisicamente

di Roberto Renzetti

Riporto di seguito un’ampia rassegna, in massima parte in francese e da siti del governo e dell’Ente elettrico (EDF), relativa al Reattore EPR, definito di III generazione, reattore che si sta realizzando in Francia (Flamanville) ed in Finlandia. Si deve tener conto dell’enorme interesse francese a nuove filiere nucleari. Tra qualche anno (intorno al 2015/2020) dovrà sostituire tutto il suo estesissimo parco di reattori nucleari


Pur non escludendo la possibilità di sfruttamento di energie alternative, il Paese con la maggiore percentuale di energia prodotta dall’atomo progetta i reattori del 2020

Nucleare sì, ma del terzo tipo: la Francia pensa al 2020, quando le sue centrali saranno troppo vecchie, e mette in cantiere un reattore di terza generazione, EPR, garanzia di modernità e sicurezza. Per non far infuriare troppo gli ecologisti, promette poi impegno nell’energia solare e non esclude scelte alternative.

Nicole Fontaine, ministro dell’Industria, ha sancito quanto già circolava da tempo nel mondo dell’energia, cioè il desiderio francese di costruire un reattore europeo ad acqua pressurizzata. Presentando il suo ‘libro bianco’, bozza di progetto di legge d’orientamento energetico, la Fontaine c’è andata con i piedi di piombo per non irritare le suscettibilità ambientaliste: ‘La decisione di rinnovare, o meno, tutto o parte del parco nucleare dovrà essere presa nel 2015’.

‘Sortir du nucleaire’, rete di associazioni ambientaliste, ha addirittura convocato una manifestazione nazionale di protesta a Parigi per il 17 gennaio, contro l’EPR, ma associazioni come Greenpeace sono state più tiepide all’annuncio, ravvisando nelle parole del ministro la gradita novità di un governo ‘che per la prima volta osa immaginare un futuro senza energia nucleare’.

Le centrali nucleari classiche (dette di seconda generazione, in tutto 58 reattori sul territorio francese, che producono il 78,2% della sua elettricità), arriveranno al termine della loro esistenza verso il 2020. A quel punto, il governo vuole che la Francia sia ‘in grado di poter realmente scegliere se sostituirli completamente o in parte’. In pratica, i francesi vogliono ‘lasciare aperta l’opzione nucleare’ e per questo prevedono la ‘prossima costruzione di un prototipo avanzato di reattore di nuova generazione’. Fonti vicine al ministero assicurano che rinunciare alla costruzione di questo prototipo basato sulla tecnologia EPR significherebbe uscire dal nucleare.

In termini tecnici, quello che i francesi vogliono costruire è un ‘dimostratore’, la fase intermedia fra un prototipo sviluppato in laboratorio e un reattore utilizzabile in serie. Il costo di costruzione di un EPR, stimato in 3 miliardi di euro, sarà finanziato dagli industriali attraverso una partnership europea.

Una trentina delle centrali francesi avranno oltre 40 anni nel 2020, quindi la tecnologia EPR dovrà essere accessibile già nel 2012-2015, assicurano gli esperti di energia.

Nel Libro Bianco, che deve indicare la strada energetica della Francia per i prossimi 30 anni, la Fontaine ha seguito due direttrici: indipendenza energetica e rispetto dell’ambiente. I due criteri sono stati sviluppati pensando al ‘rilancio del controllo energetico, allo sviluppo di energia rinnovabili e alla preparazione del 2020’. Fra le cosiddette rinnovabili, la Francia privilegia l’energia solare, e ciò dovrebbe in parte frenare il prevedibile malumore degli ambientalisti per il programma del reattore EPR.

Il reattore europeo ad acqua pressurizzata (EPR, European Pressurised Water Reactor) è un progetto franco-tedesco sviluppato dal 1992 da Siemens e Framatome-ANP (gruppo Areva). E’ concepito per una ‘vita’ minima di 60 anni ed è più potente dei suoi predecessori. Utilizza la già nota tecnica dei reattori ad acqua leggera, ma con un miglior sfruttamento del combustibile, una semplificazione dei sistemi di sicurezza e una minor produzione di scorie.
 

27 novembre 2003


Un nuovo reattore nucleare in Normandia


La Francia ha iniziato il rinnovo delle 19 centrali nucleari esistenti nel Paese, una operazione che sarà portata a termine nell’arco di una ventina d’anni

Un reattore nucleare di terza generazione (del tipo Epr – European Pressurised water reactor, ad acqua sotto pressione) verrà impiantato in Normandia, a Flamanville (nella foto il reattore oggi esistente). Con questa decisione, ufficializzata dal colosso Electricité de France (Edf), la Francia dà il via al progetto volto a rimpiazzare, entro una ventina d’anni, le sue diciannove centrali nucleari.

Nel momento in cui il prezzo del petrolio è alle stelle, il carbone è guardato con diffidenza per il suo devastante impatto ambientale e le forme di energia alternativa ancora non decollano, il lancio di Epr ‘contribuisce a garantire – sostiene Pierre Gadonneix, presidente di Edf – l’indipendenza energetica dell’Europa nei prossimi decenni’.

A detta del primo ministro Jean-Pierre Raffarin il progetto rappresenta una ‘prospettiva principale’ per la stessa Edf e una ‘scelta strategica’ per la Francia, che spera di utilizzare questo sito come vetrina per vendere la propria tecnologia all’estero.

La scelta di Flamanville – preferita alle altre città candidate, Penly, nel nord-ovest del Paese, e Tricastin, nel sud-ovest – è stata motivata dalla società con ragioni tecniche, quali la capacità di trasporto di elettricità per distribuire l’energia prodotta e i vincoli ambientali.

Soddisfatti gli amministratori del dipartimento della Manica, a cui appartiene Flamanville. ‘Il progetto – sottolinea Jean-Francois Le Grand, presidente del consiglio generale del dipartimento – si tradurrà in 3 miliardi di euro di investimento’.

Il cantiere di costruzione – che sarà aperto nel 2007 per una durata prevista di 5 anni – creerà circa 1.500-2.000 posti di lavoro, mentre saranno 350 gli impieghi stabili una volta in funzione il reattore, verso il 2020.

Delusi invece i rappresentanti delle città ‘sconfitte’: ‘Penly era meglio, costava meno, era pronta più rapidamente… c’è dietro probabilmente una decisione politica che non conosco’, afferma Edouard Lelevau, il sindaco di Dieppe, città a poca distanza da Penly. ‘Questa decisione è una vera disfatta per la nostra regione’, commenta Thierry Cornillet, presidente del consiglio regionale a cui appartiene la ‘candidata’ Tricastin.

Critici gli ecologisti: l’associazione Greenpeace parla di ‘oggetto tecnologico vicino all’obsolescenza’, mentre la rete ‘Uscire dal nucleare’ che riunisce circa 700 associazioni sostiene che Epr ‘presenta le stesse tare dei reattori attuali’.

Secondo Edf il nuovo reattore – progetto franco-tedesco sviluppato dal 1992 da Siemens e Areva che, in prospettiva, dovrà sostituire i 58 reattori delle 19 centrali esistenti – riunisce ‘tutti i progressi fatti in dieci anni per una migliore economia, una migliore sicurezza, e globalmente una migliore prestazione’. Tra le principali innovazioni, una doppio contenimento attorno al cuore del reattore che – come era stato richiesto dalle autorità di sicurezza tedesche prima ancora dell’11 settembre – sa resistere all’impatto di un aereo militare scagliato ad alta velocità e una sorta di ‘portacenere’ in cui raccogliere i resti del cuore radioattivo in caso di incidente.
 

02 novembre 2004


(ANSA) – PARIGI, 18 DIC 2003 – Areva e Siemens costruiranno un reattore nucleare EPR (European Pressurized Water reactor) per la compagnia finlandese di elettricità TVO, ha annunciato oggi il gruppo francese Areva, leader mondiale dell’industria nucleare. Il progetto, secondo le valutazioni di TVO, e’ di 3 miliardi. L’EPR e’ il reattore della terza generazione al cui progetto potrebbe associarsi anche l’Enel. L’ EPR è destinato a sostituire in Francia le vecchie centrali a partire del 2020, (ANSA).


Les réacteurs de génération III et les réacteurs de génération IV

Direction Générale de l’Energie et des Matières Premières (DGEMP), avril 2004.

La préparation du futur conduit à s’interroger sur la nature et le type de réacteurs qui pourront remplacer ceux de la génération actuelle. Dans ce cadre, deux échéances peuvent être distinguées : le renouvellement des centrales les plus anciennes qui seraient atteintes par la limite d’âge sur la période 2015 – 2035, puis celui des centrales plus récentes, en signalant l’incertitude calendaire attachée à la durée de vie.
Si les modèles de génération IV, pour l’instant à l’état de concept et objets de recherche, sont prometteuses en matière de sûreté et de production, leur développement débute à peine et repose sur des ruptures technologiques majeures. Ils ne seront donc pas disponibles pour un emploi industriel avant 2040.

Les filières technologiques envisageables pour le remplacement des centrales nucléaires en activité sont dans un premier temps les réacteurs de génération III puis dans un second temps (2040 au plus tôt) des réacteurs de génération IV.

 Les réacteurs de génération III

Les réacteurs de génération III sont directement issus de l’évolution des réacteurs à eau légère qui forment aujourd’hui environ 80% du parc mondial. Ces systèmes, dont l’horizon temporel probable d’industrialisation est le plus proche, sont largement évoqués dans la fiche consacrée aux réacteurs de génération III.

Le déploiement de petits réacteurs (unités de 100 à 300 MWe à comparer avec une moyenne de 1 000 à 1 500 pour les réacteurs à eau légère actuelle) sur la période 2010 – 2020 est parfois également évoqué, en concurrent potentiel des réacteurs à eau légère. Toutefois il n’en existe pas aujourd’hui en fonctionnement ou même au niveau de la conception détaillée. Ce sont des réacteurs à neutrons thermiques à caloporteur gaz, fonctionnant à haute température et refroidis à l’hélium (projets GT-MHR (1) et PBMR). Leur conception repose sur des cœurs de petite taille, sur un combustible ayant une haute température de fusion (de l’ordre de 1 600 °C) et sur une évacuation passive de la chaleur en cas d’accident.

Présentant l’avantage de la modularité (la centrale peut être construite par ” morceaux “, en suivant la demande), ils représentent un investissement plus accessible. Mais leur performance économique n’est pas démontrée sauf à considérer de forts effets de série ou la construction de plusieurs réacteurs sur le même site, ce qui limite leur intérêt initial. Par ailleurs, leur déploiement étant envisagé dans la même période que les réacteurs à eau légère avancés (2010 – 2040), ils ne bénéficient pas des ruptures technologiques attendues des systèmes de génération IV (voir plus loin). Le développement de ces réacteurs intermédiaires paraît peu probable dans des pays dont la structure de production est centralisée comme la France.

Sur le plan de la sûreté, les concepteurs considèrent que les situations de fusion du cœur peuvent être exclues. Un certain nombre de questions ne sont cependant pas traitées à ce jour. Certaines nécessitent des travaux approfondis de recherche et développement, notamment la simulation du comportement du réacteur en situation accidentelle, la physique du cœur et la connaissance précise des matériaux utilisés, le comportement mécanique du réacteur à haute température et les risques d’incendie liés à l’utilisation du graphite. La connaissance technique et scientifique doit donc encore progresser pour permettre de porter une appréciation sur les améliorations de sûreté annoncées par les concepteurs. À ce stade, aucune décision ferme d’engagement d’un réacteur de ce type n’a été enregistrée, bien que l’examen de sûreté du modèle PBMR ait débuté entre son concepteur et l’Autorité de sûreté sud-africaine.

 Les réacteurs de génération IV

Les réflexions actuellement menées dans le cadre du Forum international Génération IV sous l’impulsion du Département à l’énergie des États-Unis ont conduit à retenir six concepts de filières nucléaires qui apparaissent prometteurs et sur lesquels il est proposé de concentrer l’effort international de recherche et développement. Cette sélection a été opérée sur la base de différents critères :

  • une compétitivité économique renforcée maintenant l’écart avec les filières gaz ou charbon ;
  • la sûreté et la fiabilité de l’installation, avec l’objectif d’une amélioration substantielle ;
  • la prise en compte de l’aval du cycle du combustible nucléaire usé, avec l’objectif de réduire le volume et la radiotoxicité des déchets produits ;
  • une valorisation optimale du minerai d’uranium ;
  • une conception résistante à la prolifération ;
  • une aptitude à la cogénération (production d’hydrogène, de chaleur, dessalement d’eau de mer etc…).

Les concepts envisagés sont à ce jour au stade de la réflexion préliminaire, et les approches de sûreté, qui pourraient être différentes selon les filières, sont encore en gestation. Des travaux de recherche et développement considérables sont encore nécessaires. A fortiori, l’état du développement de ces concepts ne permet pas, au stade actuel, de se prononcer sur le niveau de sûreté qu’ils pourraient apporter à terme par comparaison aux projets de réacteurs évolutionnaires comme l’EPR.

La France, via le CEA s’intéresse particulièrement aux concepts de réacteurs à caloporteur gaz, qui peuvent se décliner en deux familles :

a) les réacteurs à haute température à neutrons thermiques directement issus des petits réacteurs mentionnés plus haut. Sur la base des connaissances acquises dans les années 70, un pilote technologique (2) pourrait être mis en service, selon le CEA, au milieu de la prochaine décennie. Dans ces conditions, la mise en service d’un démonstrateur industriel pourrait se concevoir vers 2025, l’émergence d’une série en 2035 – 2040 paraissant une hypothèse très optimiste. Un calendrier plus rapide n’apparaît pas crédible eu égard aux difficultés à résoudre sur les nouvelles technologies en rupture envisagées.

b) les réacteurs à neutrons rapides : ils permettraient d’incinérer des déchets radioactifs de haute activité et à vie longue dans des proportions plus importantes que les réacteurs à eau légère ou les réacteurs précédents, les rendant véritablement intéressants pour la transmutation à haut rendement. De plus ils présenteraient l’intérêt potentiel de mieux valoriser la matière première, option intéressante sur le long terme. C’est à l’aune de ces deux critères que le passage aux “neutrons rapides” ajoutant des ruptures technologiques supplémentaires se justifierait et pourrait se traduire par le lancement en série à l’horizon 2045 – 2050.

Conclusion :

Le déploiement industriel de réacteurs issus des concepts du forum génération IV, économiquement compétitifs avec les réacteurs de génération III, ne semble pas réalisable avant 2040.

Les programmes de recherche sur la génération IV sont en effet prévus d’aboutir vers 2020 – 2025 à l’étape du pilote technologique, alors qu’il convient de prendre en compte la construction et l’exploitation d’un démonstrateur industriel avant le lancement d’une série, ce qui entraîne un décalage de 15 à 20 ans environ. L’exemple du développement des réacteurs à haute température dans les années 60 à 70 a montré des difficultés telles, que le processus s’est arrêté à la deuxième étape. Le processus du même type concernant le développement de la filière à neutrons rapides à caloporteur sodium (type superphénix) en France est également à garder à l’esprit pour mesurer le temps nécessaire de développement et le poids potentiel des aléas dès lors qu’une rupture technologique importante est envisagée.

(1) Gas Turbine – Modular High temperature Reactor (projet du concepteur américain GENERAL DYNAMICS en coopération avec le MINATOM russe, FRAMATOME-ANP et le japonais FUJI) / Pebble Bed Modular Reactor (projet sud-africain auquel participe le britannique BNFL).

(2) Afin de valider ensemble les verrous technologiques présentés par l’usage de la haute température, de combustible réfractaire, l’entraînement d’une turbine par de l’hélium.

© Ministère de l’Économie, des Finances et de l’Industrie, 26/04/2004


Les réacteurs de génération III.
DGEMP, avril2004.

Les réacteurs de génération III constituent une évolution des derniers réacteurs entrés en activité dans les années 90, renforcés sur le plan de la sûreté nucléaire (réduction des conséquences d’accident grave), de leur compétitivité économique et de leur impact environnemental (réduction substantielle de la production de déchets et des rejets radioactifs).
Le modèle franco-allemand EPR répond aux spécifications des électriciens européens et américains et constitue le compromis de choix entre des réacteurs déjà âgés, qui ne répondraient pas aux exigences de l’Autorité de sûreté française et des réacteurs aux spécifications plus innovantes, mais qui demandent un investissement encore élevé en terme de démonstration technologique.

A l’horizon 2010-2020, les technologies industriellement déployables seront celles de génération III (voir fiche sur les réacteurs de génération IV), c’est à dire issues par ” filiation ” des réacteurs actuellement en exploitation et bénéficiant du retour d’expérience obtenu ainsi que d’objectifs de sûreté réévalués (notamment concernant les accidents graves). L’offre disponible à cette échéance peut être décrite au travers de quatre grandes catégories de réacteurs, la classification choisie reposant sur deux critères : d’une part la technologie retenue (réacteurs à eau pressurisée ou à eau bouillante) et d’autre part les dispositifs de sûreté (les systèmes actifs ou les technologies passives, ces dernières misant sur des phénomènes physiques naturels et n’étant donc pas soumises en théorie à une éventuelle défaillance extérieure : humaine, perte d’alimentation énergétique ou panne d’un appareil électromécanique).

Le tableau de comparaison disponible permet une comparaison des différents réacteurs au sein de ces quatre catégories. Les principales conclusions sont les suivantes.

1) L’existence d’un nombre limité de constructeurs, essentiellement l’américano-britannique Westinghouse (groupe BNFL), l’américain General electric, l’industrie russe (MINATOM) et enfin le franco-allemand Framatome-ANP.

2) L’absence de réalisations concrètes pour ces différents réacteurs, à l’exception du modèle ABWR de General electric (qui est toutefois plus ancien d’une dizaine d’années par rapport à ses concurrents).

3) L’existence de modèles dont une réalisation prochaine est prévue (l’APWR et le System 80+ de Westinghouse pour le Japon et la Corée) mais dont la conception résulte de travaux de recherche et développement menés dans les années 80, donc comparable à celle des derniers réacteurs de la filière actuellement exploitée par EDF (réacteurs dits N4).

4) L’existence de modèles représentant une véritable optimisation par rapport aux réacteurs construits dans les années 90, mais dont les caractéristiques innovantes, en particulier des dispositifs de sûreté passifs, rendent nécessaire un important travail d’expertise par les Autorités de sûreté nucléaires et un exploitant comme EDF, avant toute décision de construction (il s’agit en particulier des modèles AP1000 de Westinghouse, VVER AES92 du MINATOM, de l’ESBWR de General electric et du SWR 1000 de Framatome-ANP).

L’EPR se distingue de ses concurrents, d’une part vis-à-vis de modèles dont la conception est déjà ancienne (voire dépassée au regard des exigences de sûreté) et d’autre part vis-à-vis de technologies innovantes mais dont la démonstration de sûreté n’est pas établie et pour lesquelles “l’appropriation” par l’Autorité de sûreté nucléaire française et EDF nécessiterait un travail et un temps importants. À cet égard, la construction d’un premier exemplaire de l’EPR à l’export, si tant est qu’elle soit acceptable par le client, n’offre pas toutes les garanties de retour d’expérience pour l’exploitant et le contrôleur qu’une construction en France. En outre, dans la mesure où un changement de filière crée des coûts supplémentaires et oblige à reconstruire des montages industriels, EDF privilégie la technologie des réacteurs à eau pressurisée sur celle des réacteurs à eau bouillante pour initier le renouvellement de son parc actuel. Cette orientation limite donc le champ de la concurrence.

À cet égard, il convient de souligner le travail très important mené depuis le début des années 90 par Framatome-ANP, EDF, l’Autorité de sûreté nucléaire et son appui technique l’IRSN (de surcroît dans le cadre d’une coopération franco-allemande) pour définir et concevoir un réacteur répondant à la fois aux exigences en matière de compétitivité et de sûreté. Au total, le développement de l’EPR a d’ores et déjà nécessité plus de deux millions d’heures d’études à la communauté nucléaire européenne, ce qui en prenant en compte la sous-traitance induite, représente un montant de 300 millions d’euros. Le rapport établi par les députés Birraux et Bataille dans le cadre de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques conclue ainsi ” qu’il s’agit non seulement d’un actif qui ne saurait être dilapidé sans d’excellentes raisons, mais aussi d’un atout par rapport à la concurrence mondiale, dans la mesure où les concepteurs de l’EPR ont une avance importante sur les autres compétiteurs “.

Sur le plan international, l’AP1000, même s’il n’est pas immédiatement déployable, et le modèle russe VVER AES92 se présentent comme des concurrents sérieux dans l’optique d’un électricien partant d’une base moins importante que celle d’EDF.

Consulter le tableau de comparaison sur le positionnement des différents réacteurs de génération III
 

© Ministère de l’Économie, des Finances et de l’Industrie, 26/04/2004


Le projet EPR permet de réduire de 15 à 30% la production de déchets nucléaires.
DGEMP, avril 2004.

L’EPR est un réacteur dont la conception du cœur, de grande taille, lui octroie une grande souplesse d’utilisation en matière d’utilisation du combustible. Ainsi, il peut brûler de façon plus efficace du combustible à l’uranium standard ou du combustible mixte à l’uranium et au plutonium (MOX) pour poursuivre ou amplifier la stratégie actuelle de tri -valorisation par retraitement -recyclage du combustible nucléaire usé.
Plus sobre (de 17 à 25% en matières nucléaires) en raison de l’augmentation des taux de combustion et du rendement général du réacteur, il est également moins producteur de déchets radioactifs à vie longue (de 15 à 30% selon la gestion retenue), à énergie produite constante. Enfin, la sélection de matériaux moins activables et sa durée de vie technique plus importante réduit drastiquement la production de déchets de démantèlement.
Enfin, la construction d’un démonstrateur EPR laisse toutes les possibilités ouvertes pour une gestion globale des déchets de haute activité à vie longue et ne présume pas des choix en la matière, toute flexibilité de transition vers des réacteurs plus innovants étant permise à l’avenir.

L’EPR apporte des avantages très substantiels en matière de gestion du combustible nucléaire usé, et de gestion des déchets radioactifs.

 En matière de gestion du combustible nucléaire usé, la stratégie d’EDF consiste à maîtriser les quantités de combustible déchargées des centrales, par retraitement – recyclage. Le retraitement sépare les produits de fission et les actinides mineurs (1), qui constituent des déchets de haute activité à vie longue. La technologie ne permettant pas de les valoriser, le retraitement permet leur conditionnement sous forme de déchets vitrifiés et apporte ainsi une garantie de confinement sûr à très long terme pour ces déchets. Le retraitement sépare ces déchets ultimes des matières valorisables que constituent l’uranium et le plutonium. Le plutonium est aujourd’hui recyclé dans vingt réacteurs du parc d’EDF. À cette fin, ces réacteurs utilisent pour 30% de leur cœur un combustible à base d’oxydes d’uranium et de plutonium : le MOX et, pour 70% du combustible “classique” à l’uranium. Cette stratégie permet de limiter les quantités de plutonium séparé “sur étagère” au volant nécessaire à la production de combustible MOX (2 à 3 ans de production).

La conception de l’EPR permet d’utiliser un cœur composé de 15% à 50% de combustible MOX. Alors qu’une version à 30% permet globalement de ne pas produire de plutonium, la version à 50% est consommatrice nette de plutonium (230 kg/an). L’introduction de versions “moxables” de l’EPR dans un parc de production pourra donc, le cas échéant, suppléer l’arrêt progressif, à leur arrivée en fin de vie, des réacteurs du parc actuel autorisés à être moxés, pour poursuivre la stratégie de retraitement – recyclage du combustible nucléaire. La possibilité de recycler plus massivement le plutonium dans l’EPR est en cours d’approfondissement et constitue l’une des options d’évolution possible entre le démonstrateur et une première série de réacteurs. Un cœur combustible chargé à 100% de combustible MOX ainsi que des possibilités de multi-recyclage (plusieurs opérations de retraitement – recyclage) sont des options étudiées pour une mise en oeuvre en tant que de besoin à terme, notamment dans le cadre des recherches conduites sous la loi Bataille (voir fiche sur la gestion des déchets radioactifs).

 En matière de déchets radioactifs, l’EPR apporte des avantages significatifs, grâce à des marges accrues (gros cœur), en termes de réduction de la quantité de déchets produite à même énergie fournie et d’optimisation possible de la gestion du plutonium.

  • L’augmentation des taux d’irradiation du combustible autorisée par l’EPR conduit pour une même quantité de combustible à en tirer plus d’énergie et en font donc un réacteur “sobre” (économie d’uranium minier de 17% pour des gestions de combustible à l’uranium et de 25% par mono-recyclage du plutonium) (2).
  • L’augmentation des taux d’irradiation réduit également les quantités de combustibles utilisées (de 1 150 tonnes par an aujourd’hui pour le parc d’EDF à environ 750 tonnes pour une même production d’électricité de 400 TWh) (2) Les déchets de structure (gainages des combustibles), qui constituent des déchets de moyenne activité à vie longue, seront réduits de 35% en masse. Cette réduction limitera en conséquence les transports et les manipulations.
  • L’augmentation du rendement énergétique supérieur de 2 points à celui des réacteurs N4 (la classe de réacteur la plus récente du parc d’EDF) réduit de 6% la quantité de produits de fission pour une même production d’électricité, les actinides de 15% en masse (Pu et actinides mineurs) pour du combustible classique à l’uranium et de 20 à 33 % si on passe à un mono-recyclage du plutonium.
  • L’augmentation de la durée de vie à la conception (60 ans au moins pour l’EPR contre 40 ans au moins envisagés pour les réacteurs du parc actuel) entraîne une moindre production de déchets de démantèlement à même énergie produite, dans le rapport des durées de vie.

L’EPR ne présente pas les mêmes performances pour l’incinération des déchets que des technologies futures de réacteurs plus en rupture (génération IV). Pour autant, la construction d’un démonstrateur EPR laisse toutes les possibilités ouvertes pour une gestion globale des déchets de haute activité à vie longue et ne présume pas des choix en la matière.

Les études menées dans le cadre de l’axe 1 de la loi Bataille étudiant la séparation – transmutation des déchets radioactifs montrent d’ailleurs bien la diversité des possibilités. Les conditions économiques, les choix environnementaux qui prévaudront au moment du renouvellement du parc de production et la disponibilité de systèmes révolutionnaires de production d’électricité et d’incinération des déchets conduiront à un choix parmi le solutions suivantes :

  • pour des raisons de disponibilité, le premier temps du renouvellement d’un parc de production par du nucléaire reposera vraisemblablement sur des réacteurs de génération III à eau légère du type de l’EPR ; les études du CEA montrent un gain en matière d’inventaire radioactif pouvant aller jusqu’à un facteur 3 par multi-recyclage si on en reste à cette technologie de réacteur ; si le choix en est fait, ce gain peut théoriquement atteindre un facteur 100 par l’introduction de réacteurs à haut rendement de transmutation ;
  • l’introduction de réacteurs à neutrons rapides, pouvant présenter un haut rendement de transmutation, pour lesquels deux classes de réacteur à finalité différente mais sans doute complémentaires sont étudiées ; parce qu’ils reposent sur des ruptures technologiques majeures, ces systèmes doivent encore faire la preuve de leur maturité industrielle et économique, qui pourrait intervenir sur la période 2040 – 2050 ; il s’agit :
  • de réacteurs polyvalents, c’est-à-dire dont les performances sont bonnes à la fois sur le plan économique (production d’électricité) et de l’incinération de déchets radioactifs (en en produisant moins à la source et en termes de recyclage a posteriori d’une production passée) ; c’est l’objectif de la plupart des concepts étudiés au sein de l’initiative “génération IV” ;
  • de réacteurs dédiés à l’incinération de déchets ; du fait de leur spécialisation, leur performance économique est moindre pour la production d’électricité.

Plusieurs combinaisons existent donc et les choix restent ouverts pour les décideurs.

(1) Les actinides mineurs (qualifiés de “mineurs” pour les distinguer de l’uranium et du plutonium, “majeurs” car valorisables) sont des éléments radioactifs à vie longue, qu’il faut donc gérer dans la durée et pour lesquels il fait sens d’étudier les possibilités de réduction des inventaires à la production ou a posteriori, notamment à l’aide de la transmutation.

(2) Toutes choses égales par rapport aux gestions actuelles des combustibles, sachant que ces progrès associés à l’augmentation des taux d’irradiation concerneront aussi pour une large partie le parc actuel.

© Ministère de l’Économie, des Finances et de l’Industrie, 26/04/2004


Le projet EPR apporte des améliorations appréciables en matière de protection de l’environnement.
DGEMP, avril 2004.

L’application des meilleures technologies disponibles confère à l’EPR des avantages importants en matière de sûretés. Les risques d’accidents sont réduits très significativement, quelle que soit leur origine. La probabilité d’un accident grave est ainsi divisée par un facteur 10 et les conséquences radiologiques des accidents sont également abaissées au plus faible niveau.
Le réacteur intègre dès la conception le souci du meilleur niveau de protection contre les rayonnements pour les travailleurs (abaissement d’un facteur 2 de l’exposition globale à la radioactivité) et pour le public et l’environnement (réduction d’un facteur 10 de l’activité des rejets).
La conception robuste du génie civil de l’îlot nucléaire lui confère par ailleurs une protection accrue contre les agressions externes, dont les séismes, les explosions industrielles et les chutes d’avions.

La conception de l’EPR a fait l’objet depuis 1993 d’une revue en profondeur de ses options de sûreté, menée en étroite collaboration par EDF et les électriciens allemands avec les Autorités de sûreté des deux pays. Les meilleures technologies disponibles sont utilisées et permettent les améliorations substantielles suivantes.

 La prise de position du Gouvernement concernant les options de sûreté du projet de réacteur EPR

 Les risques d’accidents sont réduits très significativement, quelle que soit leur origine par une amélioration de la défense en profondeur

Pour améliorer la prévention des incidents et accidents, y compris la fusion du cœur du combustible, qui représente l’événement le plus redouté, la conception du projet de réacteur EPR prévoit une augmentation des délais disponibles avant qu’une intervention humaine ne soit nécessaire et la mise en place de redondances élevées et d’équipements diversifiés pour certaines fonctions de sûreté. Les dispositions suivantes sont en particulier retenues :

  • un renforcement du génie civil de l’îlot nucléaire pour une meilleure protection contre les agressions externes, dont les séismes, les explosions industrielles et les chutes volontaires ou involontaires d’avions ;
  • une organisation de la majorité des systèmes importants pour la sûreté et de leurs systèmes support selon quatre ” systèmes ” indépendants, dont deux suffisent pour assurer la fonction correspondante, répartis dans quatre zones géographiques séparées et à faible interconnexion, offrant un atout face aux agressions internes (incendies par exemple) et à l’apparition de défaillances cumulées ;
  • la couverture, par des signaux de protection automatique, non seulement des états du réacteur en puissance, mais aussi des états d’arrêt, qui contribuent significativement aux risques ;
  • la présence, en plus des quatre groupes électrogènes principaux, de deux générateurs diesel d’ultime secours de technologie différente, afin de pallier la perte totale des alimentations électriques.

Les caractéristiques du projet de réacteur EPR (enceinte de confinement, protection des bâtiments et structure du génie civil) lui confèrent globalement une bonne résistance aux agressions externes.

 Les conséquences radiologiques des accidents sont également abaissées au plus faible niveau

En matière de diminution des conséquences radiologiques des accidents, le projet de réacteur EPR prend en compte, dès la conception, les risques d’accident avec défaillances multiples d’équipements, y compris la fusion du cœur. Cette prise en compte constitue une avancée majeure.

a) Pour les accidents avec fusion du cœur, les mesures de protection des populations sont très limitées dans l’espace et dans le temps ; les accidents susceptibles de conduire à des rejets radioactifs précoces importants sont pratiquement éliminés.

Les dispositions retenues pour le projet de réacteur EPR permettent :

  • d’une part, d’assurer un confinement satisfaisant de la radioactivité à l’intérieur du réacteur et d’éviter le recours à des rejets dans l’environnement, grâce notamment à un dimensionnement de l’enceinte du bâtiment du réacteur prenant en compte une déflagration d’hydrogène, la présence d’une aire de recueil et de refroidissement du cœur fondu sans endommagement de l’enceinte ou encore des dispositifs permettant d’extraire la puissance ;
  • d’autre part, de ” pratiquement éliminer ” des accidents susceptibles de conduire à des rejets radioactifs importants, comme les accidents de réactivité, les explosions de vapeur ou les explosions d’hydrogène pouvant menacer l’intégrité de l’enceinte de confinement, les surpressions pouvant porter atteinte à l’intégrité de la cuve.

b) Pour les accidents sans fusion du cœur, des mesures de protection des populations vivant dans le voisinage de la centrale accidentée ne sont pas nécessaires (ni évacuation ni mise à l’abri).

Parmi les accidents sans fusion du cœur, la rupture de tubes de générateur de vapeur est l’un de ceux qui peut conduire aux rejets radioactifs les plus importants. La conception du réacteur EPR permet d’éviter un relâchement d’eau contaminée, seuls des rejets en vapeur, dont la concentration en radioéléments est beaucoup plus faible, étant susceptibles de survenir.

 Le réacteur intègre dès la conception le souci du meilleur niveau de protection contre les rayonnements pour les travailleurs, le public et l’environnement

La conception du projet de réacteur EPR vise à réduire l’exposition des travailleurs aux rayonnements ionisants, à réduire les rejets en exploitation et la production de déchets technologiques, à améliorer les possibilités d’inspection en service et de remplacement des équipements, à améliorer la prévention des erreurs humaines et à anticiper les problèmes liés au démantèlement.

L’EPR s’inscrit à cet égard dans une démarche de progrès continu en application des meilleures technologies disponibles à un coût économique raisonnable.
La conception de l’EPR réduit l’activité des rejets liquides et gazeux (hors tritium (1)) d’un facteur 10 par rapport aux réacteurs existants.

La radioprotection des travailleurs est renforcée par une amélioration des conditions d’entretien et de maintenance (notamment lors des opérations de chargement et de déchargement du combustible). L’objectif de dose collective est ainsi réduit de moitié (0,5 homme x Sievert par réacteur et par an) par rapport à celui du réacteur le plus moderne du parc actuel d’EDF, dont la valeur se situe déjà très en dessous des seuils réglementaires, eux-mêmes fixés très au-dessous des valeurs d’impacts sanitaires redoutés.

En conclusion,

Les objectifs de sûreté des futurs réacteurs à eau sous pression ont été fixés conjointement par les Autorités de sûreté nucléaire française et allemande, dans un travail d’harmonisation intelligente et non de superposition d’exigences. Ce travail a permis de retenir les solutions techniquement ou économiquement optimales. Ces objectifs visent d’une part à mettre à profit l’expérience acquise sur les réacteurs actuels en matière de conception et d’exploitation, dans le cadre d’une démarche “évolutionnaire”, et d’autre part à obtenir, pour la prochaine génération de réacteurs, des améliorations significatives de la sûreté par rapport aux réacteurs existants.
Dans ce cadre, la démarche suivie pour l’EPR sur le plan de la sûreté est cohérente avec les démarches suivies par les autres grands concepteurs ou autorités de sûreté. La situation du projet EPR sur le plan international et sa position vis-à-vis d’une éventuelle procédure d’autorisation par une autorité de sûreté étrangère peut-être appréciée par comparaison avec les textes de l’Agence internationale de l’énergie atomique, les textes des électriciens américains ou européens (EUR) ainsi que les exigences connues pour le projet de cinquième réacteur finlandais, qui sont extrêmement proches des exigences françaises en termes d’objectifs.

(1) Il fait plus sens en termes d’impact sanitaire de rejeter ce radioélément dans l’environnement sous forme liquide, où sa dilution isotopique est facilité, que de tenter de le bloquer sous forme de déchets solides.


Le projet EPR apporte des avancées économiques majeures par rapport au dernier modèle de réacteur N4 exploité par EDF.
DGEMP, avril 2004.

Par rapport au dernier modèle entré en service au sein du parc nucléaire d’EDF, le N4 (4 réacteurs dans la décennie 90), l’EPR apporte des améliorations significatives : diminution de la probabilité d’un accident grave (facteur 10) et réduction des impacts à l’extérieur de la centrale en cas d’occurrence, amélioration de 10 à 20% de la compétitivité en raison d’un taux de disponibilité en hausse de 82 à 91%, d’un rendement plus élevé, d’une durée de vie technique accrue (de 40 à 60 ans) et d’une conception du cœur autorisant une extraction d’énergie plus importante (jusqu’à 25%) pour une même quantité de combustible.

Si l’EPR est issu des réacteurs nucléaires français et allemand de type N4 et Konvoi, il présente des avancées significatives sur les plans technique, de la sûreté et de la compétitivité économique. En raison de ces avancées et notamment de celles obtenues dans le domaine de la sûreté, l’EPR est donc la technologie européenne de référence envisagée pour le renouvellement du parc actuel, ce que les députés Birraux et Bataille expliquent de la façon suivante dans le cadre de leur rapport (mai 2002) consacré à ” la durée de vie des centrales nucléaires et aux nouveaux types de réacteurs ” : ” Selon la DGSNR, la solution N4 n’est pas acceptable parce que l’on peut faire mieux aujourd’hui. Cette situation est analogue à ce qu’on rencontre dans de nombreux domaines, par exemple dans l’automobile où il est permis de rouler avec les modèles existants sans ” airbag “, mais où il est interdit de commercialiser de nouveaux modèles ” sans airbag ” “.

 Les avancées de l’EPR sur le plan technique

Elles sont résumées dans le tableau ci-dessous. Doivent être en particulier soulignées l’augmentation de la puissance unitaire ainsi qu’une meilleure utilisation du combustible avec l’augmentation des taux de combustion admissibles, c’est à dire de la quantité d’énergie produite par tonne de combustible irradié et par jour :

 EPRN4
Puissance thermique (MWth)4 250 / 4 5004 250
Rendement (%)36 / 3734
Puissance électrique (MWe)1 550 / 1 6001 450
Taux de combustion (GWj/tonne)6045
Durée de vie technique (années)6040

 Les avancées de l’EPR sur le plan économique

Suite à d’importantes études de rationalisation du cahier des charges, les avancées de l’EPR sur le plan de la sûreté ne le pénalisent pas du point de vue de sa compétitivité économique. Au contraire, l’étape d’optimisation du concept, conduit à un coût de production du MWh produit en diminution de l’ordre de 10% par rapport au N4. Ceci est notamment rendu possible par :

1. Une baisse du coût d’investissement au MWe installé : augmentation de la puissance unitaire ; rendement énergétique accru ; durée de vie technique allongée de 20 ans.

2. Un taux de disponibilité accru : 91 à 92% à comparer avec le taux de 82,5% constaté en 2002 pour le parc actuel.

3. Une meilleure utilisation du combustible combinée avec une conception différente du cœur : la quantité d’énergie produite par tonne de combustible irradié est donc accrue, ce qui permet par rapport au N4 de réduire jusqu’à 17% la consommation d’uranium naturel pour une même quantité d’énergie produite.


L’EPR

EDF et les opérateurs nucléaires internationaux travaillent sur des réacteurs «nouvelle génération» plus sûrs, plus compétitifs et plus respectueux encore de l’environnement. Version évoluée de réacteurs actuels, l’EPR (European Pressurized Reactor) fait partie de ces nouvelles technologies nucléaires.

Le 4 mai 2006, EDF a décidé, suite au débat public dont le contenu a fait l’objet d’un rapport publié le 11 avril 2006, d’engager la réalisation d’une troisième unité de production sur le site de Flamanville de type EPR (European Pressurized Reactor). Le “1er béton” du réacteur devrait débuter fin 2007 pour une mise en service en 2012.
Développé par des équipes françaises et allemandes, notamment l’ingénierie d’EDF, l’EPR cumule tous les progrès récents en matière de sûreté, de sécurité, de respect de l’environnement et de rentabilité économique. Il présente une continuité technique avec les centrales existantes dont il intègre le retour d’expérience. Sa réalisation maintenant donnera à EDF le temps d’éprouver ce nouveau modèle de réacteur avant de lancer – si la décision est prise le moment venu – une série de réacteur en vue du remplacement des centrales actuelles qui pourraient être arrêtées.

En savoir plus sur l’EPR

www.uic.com.au/wns0625.htm 


ENJEUX ET OBJECTIFS POUR LE PROJET FLAMANVILLE 3



Sur son site de Flamanville (Manche), EDF a décidé d’engager la réalisation d’une nouvelle unité nucléaire de production d’électricité d’une puissance de 1600 MW. Cette unité de production appelée ” Flamanville 3 ” sera construite avec la technologie des réacteurs nucléaires à eau sous pression européenne EPR (European Pressurised Reactor). Ce projet s’inscrit pleinement dans ses missions : produire, transporter et commercialiser l’électricité pour tous ses clients et garantir une électricité propre, sûre et compétitive.

Préparer maintenant le renouvellement futur des centrales nucléaires de production d’électricité

C’est aux alentours de 2020 que les premières centrales de la génération actuelle atteindront 40 ans (durée de vie minimale pour laquelle elles ont été conçues) et pourraient progressivement être mises à l’arrêt. Par des actions d’ingénierie et de maintenance importantes, EDF cherche à en prolonger l’exploitation en toute sûreté, mais ne peut exclure l’arrêt de certaines d’entre elles et doit s’y préparer.

EDF souhaite être en mesure de les remplacer par de la production nucléaire à partir de nouvelles centrales.

C’est en cohérence avec politique énergétique du pays telle qu’elle est actuellement définie, qu’EDF engage la réalisation du réacteur EPR à Flamanville. L’Etat souhaite en effet, maintenir l’option nucléaire ouverte pour l’avenir.

Pourquoi aujourd’hui ?

Pour décider vers 2020 des modalités de remplacement des centrales actuelles, EDF doit disposer d’un modèle de réacteur techniquement éprouvé, conforme aux exigences de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (DGSNR, Autorité de contrôle nationale sous l’égide des ministères de l’environnement, de l’industrie et de la santé), d’une organisation industrielle opérationnelle, ainsi que d’une expérience d’exploitation suffisante sur ce modèle.

EDF prévoit la mise en service de Flamanville 3 en 2012.
Entre la décision d’engager le projet et le moment où débute la production d’une centrale, il faut prévoir environ 8 ans : 3 ans pour la préparation et les procédures réglementaires, et 5 ans pour la construction proprement dite.


Le projet Flamanville 3 et le débat public.

Le 4 novembre 2004, conformément à la loi, EDF a saisi la Commission Nationale du Débat Public (Autorité administrative indépendante) qui a décidé d’organiser un débat public sur le projet Flamanville 3, préalable à la décision d’EDF quant à la réalisation de son projet.

Pendant 4 mois, 21 réunions publiques se sont déroulées sur l’ensemble du territoire national pour débattre du projet. Les réunions publiques de Paris et de Cherbourg les 17 et 18 février 2006 ont clôturé le débat public. C’est suite à ce débat, dont le contenu a fait l’objet d’un rapport publié par la Commission Nationale du Débat Public, qu’EDF a décidé d’engager la réalisation de Flamanville 3.


Plus d’informations
 Découvrez les centrales nucléaires en France
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 Téléchargez le dossier de presse
 Consultez le site de la CPDP (Commission Particulière du Débat Public)


POURQUOI UN REACTEUR DE TYPE EPR ?

L’EPR est un réacteur aux performances industrielles et environnementales accrues, avec une sûreté améliorée répondant globalement aux exigences de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (DGSNR). C’est un réacteur de conception « évolutionnaire ». Développé par Framatome-ANP, il intègre le retour d’expérience des réacteurs nucléaires français et allemands dans un souci constant de progrès. Portrait du réacteur Flamanville 3 :


Des objectifs de sûreté ambitieux


Les objectifs de conception d’EPR visent à améliorer les performances en tirant profit de l’expérience acquise sur les centrales actuelles.

Le réacteur est équipé de quatre systèmes de sauvegarde parallèles et séparés dans des locaux distincts, afin de garantir en toute circonstance la sûreté de la conduite des installations. Une coque béton est construite sur les parties les plus sensibles de l’installation pour les protéger des éventuelles agressions externes. Un récupérateur de combustible fondu permet de limiter les conséquences d’un éventuel accident grave.

Les options de sûreté du réacteur nucléaire EPR ont été validées par la DGSNR.
Des progrès significatifs en matière d’environnement

La centrale nucléaire de Flamanville 3, au même titre que toutes les centrales nucléaires, produit de l’électricité sans rejet de CO2, ce qui est favorable à la lutte contre l’effet de serre et le changement climatique. Dans sa démarche de progrès continu et sa volonté de respecter l’environnement, EDF a apporté à la conception du nouveau réacteur de nombreuses améliorations.

Elles permettront, pendant la phase d’exploitation, une réduction d’au moins 30% des rejets dans l’environnement par kWh produit, quelle que soit leur nature : rejets chimiques et radioactifs (hors tritium et carbone 14 qui sont équivalents aux centrales actuelles par kWh produit).

La production de déchets radioactifs sera elle aussi globalement en diminution (diminution de 30% pour certaines catégories de déchets). La localisation du site au pied de la falaise atténue fortement le niveau sonore. Pour limiter l’impact sur les prélèvements en eau douce, une usine de dessalement est prévue sur le site. L’impact sur le paysage est faible. Le projet de construction de la nouvelle centrale à proximité des 2 centrales actuelles ne modifie pas l’emprise terrestre et maritime d’un site préparé à accueillir 4 unités de production.


Des coûts de production compétitifs et stables, car très peu dépendants du coût des matières premières.

Une puissance de 1 600 MW, permettant d’alimenter 1,5 million de personnes en électricité.


Plus d’informations
  Venez découvrir Flamanville 3 (Les différents bâtiments de l’installation)

 


LE PROJET FLAMANVILLE 3



EDF a passé en revue ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant ceux qui pourraient accueillir une nouvelle unité dans des délais compatibles avec l’objectif de mise en service en 2012. Le site de Flamanville est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.

Le choix du site de Flamanville Le site de production nucléaire de Flamanville a une emprise terrestre d’environ 60 hectares située sur la commune de Flamanville, dans la Manche, en région Basse-Normandie. Les deux unités du site de production produisent environ 3% de la consommation d’électricité française.

Le site présente de nombreux avantages pour l’implantation d’une nouvelle unité. EDF est propriétaire du terrain nécessaire à la nouvelle construction. La situation en bord de mer offre les meilleures conditions pour le refroidissement de l’installation.

Par ailleurs, cette région a une solide expérience des grands chantiers et de l’implantation d’installations nucléaires. Le projet Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.


Les aspects socio-économiques

Pendant la période de construction de 5 ans, le chantier pourra employer jusqu’à 2000 personnes. EDF prévoit de s’appuyer sur la main d’œuvre locale et de soutenir la politique de formation associée.

EDF s’investira dans le plan d’accompagnement du chantier en veillant particulièrement à la qualité de vie des intervenants. Lorsque la centrale sera en exploitation, 300 personnes travailleront en permanence sur le site.


Le coût prévisionnel du projet et son financement

En intégrant les coûts de développement de l’EPR, le projet Flamanville 3 représente un investissement de l’ordre de 3,3 milliards d’euros. La partie nucléaire de l’installation en mobilise 60%, la partie conventionnelle
(non-nucléaire) 40%.

EDF peut assurer le financement du projet sur ses propres ressources. Tout en restant l’unique exploitant de la centrale de Flamanville 3, EDF étudie cependant la possibilité de nouer des partenariats avec d’autres producteurs d’électricité européens.


L’EPR : une réalisation à l’horizon 2012

Le Conseil d’administration d’EDF a décidé le 4 mai 2006, de poursuivre le projet de construction d’une troisième unité de production d’électricité EPR sur le site de Flamanville.

Au lendemain du Conseil d’administration, EDF a lancé la procédure de demande d’autorisation de création (DAC) de l’installation nucléaire « Flamanville 3 » auprès des ministères concernés et de l’Autorité de Sûreté Nucléaire, qui donnera lieu à un décret d’autorisation de création signé par le Premier ministre. L’ASN procèdera à une analyse technique des dossiers, en particulier du rapport de sûreté.

Cette DAC se poursuit à une enquête publique menée sous l’égide du préfet de la Manche. D’autres procédures réglementaires suivront dans les mois qui viennent.

Après l’attribution des premiers appels d’offres – avec clauses suspensives – et l’obtention des autorisations nécessaires, les travaux de préparation du site (accès, terrassements) devraient commencer à l’été 2006.

La phase de construction de la centrale elle-même débutera en décembre 2007 et s’étendra sur 54 mois pour une mise en service prévue en 2012.


Plus d’informations
 Les grandes étapes prévisionnelles du projet
 


http://www.edf.fr/html/epr/pdf/dossier_mo_epr_full.pdf  (147 pagine che illustrano Flamanville)

http://www.edf.com/71307d/Accueilfr/Presse/Touslescommuniques/DOSSIERLenergienucleaireetleprojetEPRaFlamanville3 (Rassegna stampa su Flamanville e negli allegati vi sono le caratteristiche tecniche di Flamanville)


Flamanville : au coeur de la falaise

La centrale de Flamanville est installée sur un site unique de la côte Ouest du Cotentin, au pied d’une falaise granitique haute de 70 mètres.

Les pierres de cette ancienne carrière, exploitée jusqu’au milieu du XIXe siècle, pavent encore aujourd’hui la place de la Concorde à Paris.

La centrale est construite sur une plate-forme située à plus de 12 mètres au-dessus de la mer. Pour la réaliser, la falaise a été coupée sur 900 mètres de long.

En 2002, les deux unités de 1300 MW chacune ont produit 16,6 milliards de kWh (16,6 TWh). La production annuelle de la centrale représente environ 3,3 % du chiffre national ce qui équivaut, à titre de comparaison, à la consommation d’électricité de la Basse-Normandie et de la Bretagne réunies.

 
Pour en savoir plus

Toute l’actualité de la centrale 24h/24 au 0 805 400 333 (numéro vert gratuit)
Découvrez l’actualité 2004 de Flamanville.


Ils travaillent dans la centrale

682 personnes sont employées par la centrale de Flamanville, dont 13,6% de femmes. La moyenne d’âge est de 41 ans.


Les coordonnées de la centrale

Centrale nucléaire de Flamanville
BP 4
50340 Les Pieux
Tél. : 02 33 78 77 77
Fax : 02 33 78 77 78
 


La génération IV

Le devenir énergétique de la planète se voit menacé par la raréfaction des combustibles fossiles. Il est pourtant capital de répondre aux besoins croissants avec une énergie sûre, économique et respectueuse de l’environnement.

Le nucléaire, satisfaisant ces critères, rassemble autour de lui les pays conscients de l’importance de disposer demain de nouvelles technologies nucléaires. D’où la création du « Forum international Génération IV ».

Le nucléaire de quatrième génération

Ils sont dix qui, à l’initiative du département américain de l’Energie, se sont regroupés en 2001 dans le Forum Génération IV : Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, Etats-Unis, France, Japon, Royaume Uni et Suisse.
L’objectif ? Définir et développer des systèmes nucléaires de quatrième génération. Cette génération de réacteurs, pensée pour une mise en service en 2035/2040, renforcera encore les critéres d’économie, de sûreté et de développement durable.

Des technologies prometteuses

En matière de nucléaire, la notion de « système nucléaire » implique non seulement le réacteur mais aussi le cycle du combustible. Six systèmes du futur ont été sélectionnés par une centaine d’experts des pays membres. Ces projets sont susceptibles d’avancées en matière de compétitivité, de sûreté, d’économie des ressources en uranium et de limitation des déchets radioactifs à vie longue.

Recherche et développement

Il s’agit maintenant de conduire certains de ces concepts jusqu’à leur déploiement industriel. Pour cela, il faut lever les verrous technologiques et travailler sur des projets prometteurs. Aussi chacun des pays membres est-il sollicité en R&D.


Les 3 principes de sûreté

Sur un site nucléaire, la sécurité repose sur une organisation sans failles. Pour protéger les populations et l’environnement, 3 principes de sûreté conditionnent la production d’électricité.

1. La maîtrise de la réaction neutronique en chaîne doit être contrôlée en permanence et l’opérateur à même de stopper le réacteur à tout instant et en toutes circonstances grâce aux barres de commande. Ces barres de commande sont des tubes remplis de matériaux absorbants les neutrons qui permettent de régler la puissance du réacteur.

2. Le refroidissement du combustible doit toujours être assuré ( par circulation de l’eau dans le circuit primaire).
Ces deux premières opérations permettent l’évacuation de l’énergie calorifique quand le réacteur est en fonctionnement ou à l’arrêt.

3. Le confinement des matières radioactives doit être garanti pour éviter leur dispersion dans l’environnement en fonctionnement normal et même en cas d’incident ou d’accident.
 


New Reactor Designs


Overview

This article summarizes nuclear reactor designs that are either available or anticipated to become available in the United States by 2030. Criteria for including reactors are: 1) participation or likely participation in the U.S. Nuclear Regulatory Commission’s design certification or pre-certification programs; and 2) inclusion under the Generation IV International Forum (GIF) program for longer-term reactor development. The U.S. Department of Energy is among the sponsors of the GIF program. While no detailed technical description of particular reactor designs is included, such descriptions and schematics are available elsewhere and, when practical, some of these are hyperlinked in the text. Reactor vendors who put forward new designs anticipate that their designs will meet commercial market needs including design safety and affordable, competitive construction costs while maintaining the usually low operating costs of today’s commercial nuclear reactors. This paper does not assess such views, though a section does identify public discussion of efforts within the nuclear industry and the U.S. government to improve the industry’s competitive position.1

Existing Reactor Designs and Design Categories

There are now 104 fully licensed nuclear power reactors in the United States, though only 103 are now operational.2 Because each of these reactors is fully licensed and meets national safety standards, a potential builder might choose to replicate any of these designs for future construction. This is less likely, however, because existing, operable reactors in the United States were initiated during or before the 1970s. Technology has progressed and any future construction is likely to incorporate more advanced designs intended to better meet today’s commercial and safety criteria.

There are possible exceptions to the preceding statement. Four reactors in the United States were partially built and still possess valid construction licenses. These reactors are WNP-1 in Washington State (Energy Northwest), Watt’s Bar 2 in Tennessee (Tennessee Valley Authority), and Bellefonte 1 and 2 in Alabama (TVA). Moreover, these construction licenses have been extended approximately to the end of the present decade. Construction on each unit was halted almost two decades ago. Builders of these units, subject to the rules of their licenses, have the right to resume construction on their reactors that were designed during the 1970s or earlier. Whether the construction under these existing designs will resume and whether former designs will be continued remains to be determined, but appears unlikely. The owners of WNP-1 have indicated an intention to forgo their construction license to allow for eventual disassembly and clearance of present facilities.

All existing commercial nuclear reactors operating in the United States fall into two broad categories, pressurized water reactor (PWR) and boiling water reactor (BWR). Because both types of reactors are cooled and moderated3 with ordinary “light” water, the two designs are often grouped collectively as light water reactors (LWR). LWRs generate power through steam turbines similar to those used for most power generated by burning coal or fuel oil. Light water reactors have so far proven to be the most commercially popular reactor design worldwide though there are notable exceptions.4 There are several available websites that discuss existing reactors in the United States. These include http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/reactsum.html. Information on international operating reactors is available at http://www.iaea.org/programmes/a2.

PWRs use nuclear-fission to heat water under pressure within the reactor. This water is then circulated through a heat exchanger (called a “steam generator”) where steam is produced to drive an electric generator. The water used as a coolant in the reactor and the water used to provide steam to the electric turbines exist in separate closed loops that involve no substantial discharges to the environment. Of the 104 fully licensed reactors in the United States, 69 are PWRs. Westinghouse, Babcock and Wilcox, and Combustion Engineering designed the designed the nuclear steam supply systems (NSSS) for these reactors. After these reactors were built, Westinghouse and Combustion Engineering nuclear assets were combined with British Nuclear Fuels Limited to form Westinghouse BNFL. The French-German owned firm Framatome ANP has acquired many of Babcock and Wilcox’s nuclear technology rights, though portions of the original Babcock and Wilcox firm still exist and possess some nuclear technology rights as well. Other major makers of PWR reactors, including Framatome ANP, Mitsubishi, and Russia’s Atomstroyexport, have not yet sold their reactors in the U.S. A schematic diagram of a PWR can be found at http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/pwr.html.

The remaining 35 operable commercial nuclear reactors in the United States are BWRs. BWRs allow fission-based heat from the reactor core to boil the reactor’s coolant water into the steam that is used to generate electricity. General Electric built all boiling water reactors now operational in the United States. Framatome ANP and Westinghouse BNFL have each designed BWRs. These have not yet been sold in the United States. A schematic diagram of a BWR can be found at http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/bwr.html.

Although no LWR projects have been initiated in the United States since the 1970s, the overall performance record of the existing fleet has been reasonably successful. Some 111 LWRs have entered service in the U.S. since 1969.5 Only seven of those have been permanently shut down. The average annual capacity factor for nuclear reactors in the United States has been around 90 percent during the 2000’s. Average operating costs, as reported by the Federal Energy Regulatory Commission, are slightly lower for LWRs than for operating coal-fired plants and considerably below operating costs for gas-fired plants.  Fuel costs for LWRs are particularly low.6

There have been attempts to operate additional classes of reactors in the United States, though most examples were prototypes and were not commercial successes. Perhaps the most famous example was the Fort Saint Vrain reactor that operated between 1974 and 1989. It was a high temperature gas-cooled reactor or HTGR. Other HTGRs operated elsewhere, notably in Germany. HTGRs, of which there are many sub-categories, continue to stimulate commercial interest. HTGR designs are promoted by firms in China, South Africa, the United States, the Netherlands, and France.  There is some interest in building commercial HTGRs in several nations including South Africa and China.  Small research prototypes already exist in Japan and China. HTGRs use a gas- helium has been preferred- to generate electricity. In some cases the turbine is run directly by the gas, in other cases steam or alternative hot gases such as nitrogen are produced in a heat exchanger to generate the power. HTGRs are distinguished from other gas-cooled reactors by the higher temperatures attained within the reactor. Such higher temperatures might permit the reactor to be used as an industrial heat source in addition to generating electricity. This improves HTGR’s suitability for commercial hydrogen production. Advocates of HTGR designs hold that HTGRs have high safety, low costs, and a potential to supply power to smaller markets than do LWRs.  HTGRs also are reputed to adapt better to changing load requirements of electricity markets than LWRs.

Additional commercial reactor designs that operate outside of the United States include fast breeder reactors (FBRs), pressurized heavy water reactors (PHWRs), and gas-cooled reactors (GCRs). FBRs have received much research funding but only limited market support.  A “commercial” unit still operates in Russia and prototypes exist elsewhere, notably France, Japan, and India. China also intends to build a prototype FBR while India and Russia are building FBRs that might be described as commercial.  “Breeder” or “fast” reactors have advantages because U-235 is the only naturally occurring uranium isotope that is directly suitable for commercial energy production. U-235 is only 0.7 percent of natural uranium.7 Most natural uranium is the U-238 isotope that is not directly usable as a reactor fuel. During the course of any reactor’s operation a portion of the U-238 in the fuel is converted to plutonium, primarily the useful Pu-239 isotope, which provides a large portion of the energy used in nuclear power production. The bulk of the U-238 content in a commercial reactor is typically not converted to plutonium nor does it contribute significantly to electricity production.  A breeder reactor converts more U-238 to usable fuels than the reactor consumes. Any unused fuel produced by this procedure would have to be “reprocessed” before some of the plutonium and the remaining U-235 and U-238 might again be usable as a reactor fuel. FBRs have, so far, proven to be more expensive to build and operate than LWRs. It is unclear whether this is because most FBRs have been prototypes or if this reflects underlying costs. The plutonium content of the spent and reprocessed fuel also raises concerns over weapons proliferation. Many earliest FBR designs experienced system failures, though some, notably the BN-600 in Russia, have operated reliably over extended periods. Proponents of advanced reactor designs believe that some commercial FBR designs could be deployed prior to other highly advanced, though untested reactor designs.8

PHWRs have been promoted primarily in Canada and India, with additional commercial reactors operating in South Korea, China, Romania, Pakistan, and Argentina. Canadian-designed PHWRs are often called “CANDU” reactors.9 Siemens, ABB (now part of Westinghouse), and Indian firms have also built commercial PHWR reactors. Commercial heavy water reactors now in operation use heavy water as moderators and coolants. No successful effort has been made to license PHWRs in the United States. PHWRs have proven to be popular in several countries because they use less expensive natural (not enriched) uranium fuels and can be built and operated at competitive costs. PHWRs have often been preferred by nations wishing to develop an indigenous fuel cycle without expensive enrichment facilities. The continuous process of refueling PHWRs have raised some proliferation concerns as has the high Pu-239 content of the spent fuel.  PHWRs, like most reactors, can use fuels other than uranium.  Particular interest has been shown in thorium-based fuel cycles.10

The term gas-cooled reactor (GCR) can be used ambiguously. HTGRs, for example, are a subset of GCRs that operate at higher temperatures. As used here, GCRs include “Magnox” reactors designed and built in the United Kingdom since the 1950s and the derivative, advanced gas-cooled reactor (AGR), also operated in the United Kingdom. Similar reactors had been built and operated in France, Sweden, and Japan but have since closed. No GCR design, as defined here, has operated commercially in the United States. Commercial GCRs11 in the United Kingdom have operated longer than any category of commercial reactors anywhere else in the world. Like the PHWRs, the original GCR designs use natural uranium fuels, though newer designs (AGRs) use slightly enriched fuels and are not confined to uranium fuels.12

Other potential designs for commercial reactors abound. They have not been widely or recently considered for commercial applications in the United States. There is some experience with additional concepts elsewhere and at research facilities.

New Designs

1. Certified Designs

In recent years, the Nuclear Regulatory Commission (NRC) has set up a process by which reactor designs might be certified prior to any actual construction plans. The certification process seeks to reduce site development time by resolving design issues prior to construction. Design certification is an optional process and might occur simultaneously with site licensing or construction licensing.  Normally reactor certification is the responsibility of the reactor vendor rather than any utility that might choose to build a new reactor.

Certification Process for New Reactors in the United States
Reactor DesignLead Vendor(s)Design CategoryStatus at NRC
System 80+Westinghouse BNFLPWRCertified
ABWRGE, Toshiba, HitachiBWRCertified
AP600Westinghouse BNFLPWRCertified
AP1000Westinghouse BNFLPWRFinalizing Certification
ESBWRGEBWRPre-certification
SWR-1000Framatome ANPBWRPre-certification, deferred
ACR700AECLPHWR/PWR hybridPre-certification
PBMREskomHTGRPre-certification, deferred
GT-MHRGeneral AtomicHTGRPre-certification
IRISWestinghouse BNFLPWRPre-certification
EPRFramatome ANPPWRPre-certification
ACR1000AECLPHWR/PWR hybridNo application decision
4SToshibaSodium-cooledNo application decision
Note: Reactor design names are defined in the text. ESBWR, ACR700, EPR and IRIS vendors have indicated intentions to begin certification in the near future.

Any new reactor built in the United States over the next decade or so would most likely use designs either recently certified by the NRC or that will be certified by the NRC in the near future. (Design approval can alternatively coincide with construction and operation licensing, skipping the certification process.)  The re-creation of older designs is popular overseas and cannot be ruled out in the United States. Presently there are three certified new reactor designs in the United States: the System 80+, the Advanced Boiling Water Reactors (ABWR), and the AP600. These designs are sometimes called Advanced Light Water Reactors (ALWR) because they incorporate more advanced safety concepts than the reactors previously offered by vendors. They are also sometimes called Generation III reactors to distinguish them from earlier designs now operating in the U.S. and globally and from later designs now seeking certification which are sometimes called Generation III plus. Design certifications can expire if not supported by a vendor.

System 80+ (Westinghouse BNFL): The System 80+ reactor is a PWR designed by Combustion Engineering (CE) and by CE’s successor owners ABB and Westinghouse BNFL. The NRC has certified the System 80+ for the U.S. market, but Westinghouse BNFL no longer actively promotes the design for domestic sale. The System 80+ provides the basis for the APR1400 design that has been developed in Korea for future deployment and possible export. Information on the System 80+ reactor can be found on http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=703 and http://www.nuc.berkeley.edu/designs/sys80/sys80.html.

ABWR (General Electric, Toshiba, Hitachi): Among the three NRC- certified ALWR designs only the ABWR has been deployed. Three ABWRs operate in Japan, and three are under construction, two in Taiwan and one in Japan. While the ABWR design is usually associated in the United States with General Electric, units now being built in Japan are products of Toshiba and Hitachi. Toshiba, and Hitachi frequently associate with General Electric in possible ABWR projects in the U.S.  There are many variations in ABWR design. The most frequently mentioned capacities are in the 1250-1500 MWe range though smaller and larger designs have been proposed depending on the vendor. Vendors now claim costs for building the ABWR that are low enough that they have attracted some customer interest.  Information on the ABWR can be found at http://www.nei.org/doc.asp?docid=110, and http://www.nuc.berkeley.edu/designs/abwr/abwr.html

AP600 (Westinghouse BNFL): The AP600 is a 600 MW PWR certified by the NRC. The AP600, while based on previous PWR designs, has innovative passive safety features that permit a greatly simplified reactor design. Simplification has reduced plant components and should reduce construction costs. The AP600 has been bid overseas but has never been built. Westinghouse has deemphasized the AP600 in favor of the larger, though potentially less expensive (on a kilowatt basis) AP1000 design. Information on the AP600 can be found at http://www.ap600.westinghousenuclear.com/ and at http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=704.

The initial ALWR designs as a group have been praised for their improvements in reactor safety and simplicity, but construction costs on a “per kilowatt of capacity” basis might remain a barrier to commercial success in the U.S. The ABWR design however has many variations and continues to be selectively promoted by several vendors. It has been evaluated, along with other designs, for construction at Bellefonte by the Tennessee Valley Authority (TVA).

2. Undergoing Certification

Only one reactor design, the AP1000, is presently undergoing certification with the NRC. This situation could change shortly as additional designs move from “pre-certification” to actual “certification”. The certification process is anticipated to begin for several additional designs during 2005 and 2006.  Designs that vendors anticipate submitting for certification during the next two years include the ESBWR, the ACR700, the EPR and IRIS.  The process of certification takes several years and depends heavily on how unique the proposed design is and whether the design is supported by potential vendors and buyers.  NRC hearings have emphasized that new and innovative designs might take more time for certification because of limited NRC staff familiarity with the designs.

AP100013 (Westinghouse BNFL): Quite often when a reactor is named, its name includes digits such as the “1000” in the AP1000. This usually indicates the initial electricity generating capacity of the design, in this case 1000 MWe. Seldom do the digits indicate the present design capacity as the design evolves. The most recent AP1000 design has been bid in China with a 1175 MW-capacity. The AP1000 is an enlargement of the AP600, designed to almost double the reactor’s target output without proportionately increasing the total cost of building the reactor. Westinghouse anticipates that operating costs are anticipated to be below the average of reactors now operating in the United States. While Westinghouse BNFL owns rights to several other designs, the AP1000 is the principal product that the company now promotes in the United States for near term construction. The AP1000 is a PWR with innovative, passive safety features and a much simplified design intended to reduce the reactor’s material and construction costs while improving operational safety. One consortium of nine utilities called NuStart Energy promotes the AP1000 in the United States and has informed the NRC that it intends to apply for a combined construction and operating license (COL) for the design.  This is not a commitment to build the design. Westinghouse submitted a bid in early 2005 to build as many as four AP1000s at two sites in China.  Information on the AP1000 can be found at http://www.nei.org/doc.asp?docid=770. Information related to NRC certification for the AP1000 can be found athttp://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/ap1000.html.

3. Undergoing Pre-Certification

While pre-certification is a technical concept within the NRC regulatory environment, the process can mean many things to potential reactor vendors. Concepts such as the ESBWR, and the ACR700 appear to be much further along toward certification than the other designs.14 The French designed EPR is undergoing construction in Finland and has recently moved to pre-certification.  Pre-certification represents a vendor’s intention to proceed toward commercialization in the U.S. and perhaps globally. Pre-certification is a less expensive early stage of the certification process. Actual certification procedures are much more complex.  At an early stage in pre-certification most NRC regulatory costs are borne by the applicant.

ESBWR (Economic Simplified, Boiling Water Reactor) (General Electric): The ESBWR15 is a new simplified BWR design promoted by General Electric and some allied firms. The ESBWR constitutes an evolution and merging of several earlier designs including the ABWR that are now less actively pursued by GE and other vendors beyond the exceptional case of Bellefonte in Alabama. The intent of the new design, which includes new passive safety features, is to cut construction and operating costs significantly from earlier ABWR designs. GE and others are investing heavily in the ESBWR though the design might not be available for deployment for several years.  The ESBWR’s builders however anticipate that the design will be available in time to meet any potential construction targets in the U.S. The nine-utility NuStart Energy group promotes the ESBWR as well as the AP1000 design.  NuStart has informed the NRC that it intends to apply for a COL for the ESBWR in addition to any AP1000 application.  Dominion Resources is also evaluating the ESBWR for its North Anna plant in Virginia but has not declared its COL intentions for the design.  Information related to certification of the ESBWR can be found at http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/esbwr.html.

Siedewasser Reaktor (SWR-1000) (Framatome ANP): The SWR-1000 is a Framatome ANP design for an advanced BWR. Framatome ANP was created through the merger of the French nuclear vendor Framatome and the nuclear power assets of the German firm Siemens. The SWR-1000 was originally designed by Siemens. Framatome ANP began SWR-1000 pre-certification with the NRC several years ago. The SWR-1000 presently has no U.S. utility sponsor and is no longer being actively promoted by Framatome which now emphasizes its EPR design. Literature on the design notes the reactor’s passive safety features. Passive safety also potentially mean lower construction costs though this has not been as heavily promoted by Framatome. Information on the SWR1000 can be found on http://www.de.framatome-anp.com/anp/e/foa/anp/products/s112.htm. Information related to certification of the SWR-1000 can be found at http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/swr-1000.html.

ACR700 (Atomic Energy of Canada Limited): AECL’s “Advanced CANDU Reactor” ACR70016 has been developed over a lengthy period of time and is considered by its vendor to be an evolution from AECL’s internationally successful CANDU line of PHWRs. CANDU reactors and their Indian derivatives have been more of a commercial success than any other line of power reactors except the LWRs. One of the innovations in the ACR700, compared to earlier CANDU designs, is that heavy water is used only as a moderator in the reactor. Light water is used as the coolant. Earlier CANDU designs used heavy water both as a moderator and as a coolant. This change makes it debatable whether the ACR700 is a PHWR, a PWR, or a hybrid between the two designs. AECL has aggressively marketed the ACR700 offering low prices, short construction periods, and favorable financial terms. As is the case for most non-LWR reactors, most U.S. utilities, nuclear engineers, and regulators have only limited working familiarity with the design. Interest was initially shown by Dominion Resources regarding possible construction at North Anna (Virginia) as well as by utilities in several international locations, notably in Canada and the United Kingdom. Dominion has recently switched to the ESBWR design for North Anna in anticipation of the slow regulatory approval process for the innovative Canadian-design.  AECL has subsequently slowed its efforts to certify the ACR700 in the United States though the firm still intends to begin the certification process toward the end of 2005.  AECL announcements indicate increased interest in a larger ACR1000 design.  Information on the ACR700 can be found on http://www.aecltechnologies.com/Content/ACR/default.htm and http://www.aecl.ca/index.asp. Information related to certification of the ACR-700 can be found at http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/acr-700.html.

Pebble-bed Modular Reactor  (PBMR) (Eskom): The PBMR, which uses helium as a coolant, is part of the HTGR family of reactors and thus a product of a lengthy history of research, notably in Germany and the United States. More recently the design has been promoted and revised by the South African utility Eskom and its affiliates. Westinghouse BNFL is a minority investor.  Prototype variations of the PBMR are now operating in China and Japan.  Eskom has received administrative approval to build a prototype PBMR in South Africa, but has also been delayed in implementation by judicial rulings regarding the reactor’s potential environmental impact. Certification procedures in the U.S. have slowed, but never have been abandoned. At around 165 MWe the PBMR is one of the smallest reactors now proposed for the commercial market. This is considered a marketing advantage because new small reactors require lower capital investments than larger new units.  Several PBMRs might be built at a single site as local power demand requires. Small size has been viewed as a regulatory disadvantage because most licensing regulations (at least formerly) required separate licenses for each unit at a site. The NRC also does not claim the same familiarity with the design that it has with LWRs.  Fuels used in the PBMR would include more highly enriched uranium than is now used in LWR designs. The PBMR design is considered a possible contender for the U.S. Department of Energy’s Next Generation Nuclear Plant (NGNP) program in Idaho. China has also indicated interest in building its own variation of the PBMR. China and South Africa have also discussed cooperation in their efforts.  Details regarding the PBMR design can be found on https://www.pbmr.com/. Information related to certification of the PBMR can be found at http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/pbmr.html.

Gas-turbine Modular Helium Reactor (GT-MHR) (General Atomic): The GT-MHR is an HTGR design developed primarily by the U.S. firm, General Atomic. The most advanced plans for GT-MHR development relate to building reactors in Russia to assist in the disposal of surplus plutonium supplies. Parallel plans for commercial power reactors would use uranium-based fuels enriched to as high as 19.9 percent U-235 content. This would keep the fuel just below the 20 percent enrichment that defines highly enriched uranium. In initial GT-MHR designs, the conversion of the energy to electricity would involve sending the heated helium coolant directly to a gas turbine. There has been concern regarding untested, though non-nuclear aspects of this generation process. This has led potential sponsors to advocate similar ideas involving less innovative heat transfer mechanisms prior to generating electricity or commercial heat. The U.S. utility, Entergy, has participated in GT-MHR development and promotion and has used the name “Freedom Reactor” for the design. Because coolant temperatures arising from HTGRs are much higher than from LWRs, the design is viewed as an improved commercial heat source. There has been particular attention paid to the design’s potential in the production of hydrogen from water. The GT-MHR is considered a potential contender for the US Department of Energy’s Next Generation Nuclear Plant (NGNP) program. Information on the GT-MHR can be found on http://www.ga.com/gtmhr/. Information related to certification of the GT-MHR can be found athttp://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/gt-mhr.html.

International Reactor Innovative and Secure (IRIS) (Westinghouse BNFL led consortium): Westinghouse BNFL has promoted the IRIS reactor design as a significant simplification and innovation in PWR technology. The reactor design is smaller than most operating PWRs and would be much simplified. The IRIS reactor includes features intended to avoid loss of coolant accidents. Pre-certification is proceeding. The IRIS reactor may show potential during the next decade.  Certification could precede commercial availability.  IRIS has a targeted 2010 certification completion date. IRIS presently has no utility sponsor in the U.S. Information on the IRIS can be found on http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=712. Information related to certification of the IRIS can be found at http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/iris.html.

European Pressurized Water Reactor (EPR) (Framatome ANP): Framatome ANP announced in early 2005 that it would market its EPR design in the United States and has recently begun pre-certification.  The EPR is a conventional, though advanced, PWR in which components have been simplified and considerable emphasis is placed on reactor safety. The design is now being built in Finland with a target completion during 2009. The French government also proposes building an additional EPR at Flamanville 3 in France.  Present French policy suggests that additional EPRs might replace additional commercial reactors now operating in France starting in the late 2010s. The EPR was bid in early 2005 in competition to the AP1000 for four reactors at two sites in China.  The proposed size for the EPR has varied considerably over time but might be around 1600 MWe.  Earlier designs were as large as 1750 MWe.  In either case the EPR would be the largest design now under consideration in the United States. Some redesign might occur for the U.S. market. Framatome had earlier indicated that U.S. certification for the EPR would occur after European development proceeded.  This decision has since been made and the U.S. utility Duke Power is evaluating the EPR, along with the AP1000 and ESBWR, for a COL application process that began during 2005.  A formal COL application by Duke would occur several years later though design selection might occur earlier.  Framatome has posted material on the EPR on http://www.framatome-anp.com/servlet/ContentServer?pagename=Framatome-ANP%2Fview&c=rubrique&cid=1049449651371&id=1049449651371.The NRC has not yet posted a status page for the EPR but one might be anticipated on http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert.html.

4. Anticipated for Possible Pre-Certification

Two designs, the ACR1000 and the 4S have not been formally submitted for pre-certification in the United States. Because of the attention that the designs are now receiving and their potential submission for certification, they are summarized below.

ACR1000 (Atomic Energy of Canada Limited): While AECL has promoted its ACR700 design, an ACR1000 has been designed as well.  If the scale economies attributed by Westinghouse BNFL to its AP series and by GE’s its ABWR/ESBWR series are valid, one might anticipate parallel, cost-lowering results for the ACR series. Advertised costs for the ACR700 are already as low as any design proposed in the United States for the near term. Promised construction times, as short as three years, would set modern records for large reactor completion. When Dominion Resources indicated in late 2004 that it was no longer pursuing ACR700 construction at North Anna, AECL stated that while it will continue with ACR700 certification, perhaps in late 2005, more effort would be placed on the 1100+ MWe ACR1000 design. Information on the ACR1000 can be found on http://www.aecl.ca/index.asp?menuid=21&miid=519&layid=3&csid=294.

4S (Toshiba): The 4S is a very small molten sodium-cooled reactor designed by Toshiba.  The reactor presently being considered is 10 MWe though larger and smaller versions exist.  The 4S is designed for use in remote locations and to operate for decades without refueling.  This has led to the reactor to be compared with a nuclear “battery”. The use of molten-sodium as a coolant is not particularly new, having been used in many FBR designs.  Sodium-coolants allow for higher reactor temperatures.  Potential fuels are uranium or uranium-plutonium alloys.  When uranium is the likely fuel in the United States, present plans call for 19.9 percent fuel enrichment.  This high level of enrichment is one reason the reactor could be able to operate for extended periods without refueling.  Toward the end of 2004 the town of Galena, Alaska granted initial approval for Toshiba to build a 4S reactor in that remote location.  Original plans called for completion in 2010 though it was acknowledged that this was ambitious.  Galena and Toshiba officials discussed their plans with the NRC in early February 2005.  The NRC indicated that it was not familiar with the 4S design and that design certification (at vendor expense) might be costly and prolonged.  Design certification can be incorporated in the COL process thus it is not clear if a separate design certification will be pursued, if the project continues.  A University of Alaska study of the proposed Galena reactor is available on http://www.iser.uaa.alaska.edu/Publications/Galena_power_draftfinal_15Dec2004.pdf#search=’Toshiba%204S’

5. Generation IV (Gen IV) Concepts

The U.S. Department of Energy participates in the Generation IV International Forum (GIF), an association of thirteen nations that seek to develop a new generation of commercial nuclear reactor designs before 2030.  The U.S., Canada, France, Japan and the United Kingdom signed an agreement on February 28, 2005 for additional collaborative research and development of Gen IV systems. Criteria for inclusion of a reactor design for consideration by the initial GIF group include:

       1. Sustainable energy (extended fuel availability, positive environmental impact);
       2. Competitive energy (low costs, short construction times);
       3. Safe and reliable systems (inherent safety features, public confidence in nuclear energy safety); and
       4. Proliferation resistance (does not add unduly to unsecured nuclear material) and physical protection (secure from terrorist attacks).

GIF members agreed during 2002 to concentrate their efforts and funds on six concept designs whose goal is to become commercially viable between 2015 and 2025. There is thus some leeway between the 2030 target for the GIF program implementation and the targets for individual concepts. Individual GIF participant nations are free to pursue any individual technology they choose. The United States intends to pursue each design.

The GIF group, along with the U.S. Department of Energy’s Nuclear Energy Research Advisory Committee (NERAC), published “A Technological Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems” (December 2002) which summarizes plans and designs for Generation IV projects. This is accessible through http://gif.inel.gov/roadmap/pdfs/gen_iv_roadmap.pdf and describes each design in some detail including reactor schematics. Each design is evolutionary; thus while the following descriptions involve comparison to present designs, these analogies should be interpreted with caution. Designs are expected to evolve. Gen IV programs are summarized on http://www.inel.gov/initiatives/generation.shtml.

The U.S. Department of Energy and the Idaho National Laboratory are developing a program, the Next Generation Nuclear Plant (NGNP), for implementing the first Gen IV reactor designs, and have initiated discussions with potential private managers of the project.  Potential portions of this program are included in the above discussion of the GT-MHR and PBMR designs above.  The NGNP program anticipates completing the first Gen IV concept by 2020 and possibly earlier.  Project efforts will include the production of hydrogen at the prototype reactor.  While very high temperature gas-cooled reactors appear most likely for eventual consideration, additional U.S.-based Gen IV designs might be submitted to the program managers.

Nuclear Regulatory Commission officials have indicated that present staff at the NRC are not familiar with innovative reactor designs, thus any application for design certification would consume more time than for more evolutionary LWR designs.  Because GIF reactors involve very long term plans, NRC familiarity with designs might evolve before Generation IV reactors are ready for design certification.

Gas-cooled Fast Reactor (GFR): The GFR uses helium coolant directed to a gas turbine generator to produce electricity. This parallels PBMR and original GT-MHR designs. The primary difference from these designs is that the GFR would be a “fast” or breeder reactor. One favored aspect of the design is that it would minimize the production of many undesirable spent fuel waste streams. The reference design size was targeted to be 288 MWe with a deployment target date of 2025. In addition to producing electricity the design might be used as a process heat source in the production of hydrogen.  For further information see http://nuclear.inl.gov/gen4/gfr.shtml

Lead-cooled Fast Reactor (LFR): So far, most breeder reactors have used molten metal technologies for their coolants. Many FBRs have used molten sodium, a metal with which there is considerable experience but which has sometimes proven difficult to handle. The LFR uses molten lead or a lead-bismuth alloy as its coolant. Similar designs are being investigated in Russia which is not a GIF participant. Some designs favored under the Generation IV program would result in long periods between refueling, as much as 20 years or more. Target ranges for this reactor would be 50-150 MWe. That would be rather small by historic nuclear standards, but might meet localized market needs. Designs as large as 1200 MWe have been suggested. Initial targeted deployment would be in 2025. Proposed designs would favor electricity production though proponents consider the production of process heat at LFRs as possible. For further information see http://nuclear.inl.gov/gen4/lfr.shtml.  One design in this family of reactors is described on http://www.coe.berkeley.edu/labnotes/1002/reactor.html.

Molten Salt Reactor (MSR): The MSR involves a circulating liquid of sodium, zirconium, and uranium fluorides as a reactor fuel though the design could use a wide variety of fuel cycles. The MSR has been presented as providing a comparatively thorough fuel burn, safe operation, and proliferation resistance. The initial reference design would be 1000 MWe with a deployment target date of 2025. Temperatures would not be as hot as for some other advanced reactors, but some process heat potential exists. Versions of the MSR have been around for some time but were never commercially implemented. The MSR was down rated within the Gen IV program during 2003 because it was seen as too distant in the future for inclusion within the Gen IV schedule.  At the same time proponents see some MSR potential for the NGNP program.  For further information see http://nuclear.inl.gov/gen4/msr.shtml.

Sodium-cooled Fast Reactor (SFR): Sodium-cooled fast reactors have been the most popular design for breeder reactors. Designs have been proposed under the Department of Energy’s “roadmap” for Generation IV reactors ranging from 150 to 1700 MWe. Elements of the SFR are included in the 4S design proposed by Toshiba for Galena, Alaska.  Molten metal technology is no longer “new” but several early SFR prototypes had difficulty obtaining sustained operation.  The BN-600 in Russia has been regarded as highly reliable. Design supporters believe that the SFR promises superior fuel management characteristics. The original target deployment date of 2015 reflected the considerable research that the design has already received though the design is clearly not as ready for U.S. deployment as LWR designs being evaluated for roughly the same period. The target date seems to be lagging as the VHTR designs gain favor. Prototypes have been built in France, Japan, Germany, the United Kingdom, Russia, India, and the United States starting as early as 1951. Initial deployment would probably focus on electricity due to comparatively low “outlet temperatures” for the design. Sodium-cooled reactors are discussed at http://nuclear.inl.gov/gen4/sfr.shtml and http://www.nuc.berkeley.edu/~gav/almr/01.intro.html.

Supercritical-water-cooled Reactor (SCWR): The SCWR design is to be the next step in LWR development and has been proposed with alternatives that evolve from both the BWR and the PWR. SCWRs would operate at higher temperatures and thermal efficiencies than present LWRs. The reference plant might be 1700 MWe, at the upper end of present LWR designs. The deployment target date was 2025. Some GIF participants favor the SCWR design because it is more familiar to commercial markets than are more innovative concepts. Much of the design research has been in Japan. Designers intend the SCWR to be much less expensive to build than today’s LWRs though some of these economies appear to be shared by units now undergoing certification or pre-certification. Operating cost savings are also anticipated. For further information see http://nuclear.inl.gov/gen4/scwr.shtml.

Very-high-temperature Reactor (VHTR): The VHTR is an evolution from the HTGR family of reactors but would operate at even higher temperatures than designs now undergoing pre-certification.  Some of the VHTR design standards might be met by modified PBMRs or GT-MHRs.  In contrast with the GFR, the VHTR would not be a breeder reactor, thus it would produce less potentially usable fuel than it consumes. In addition to generating electricity, the design can provide process heat for industrial activities including hydrogen production and desalinization. Deployment is targeted for 2020, earlier than most Generation IV designs. The VHTR is now a favored design in the U.S., where it is the basis for most anticipated submissions for the still-evolving Next Generation Nuclear Plant (NGNP). France also favors the design which is also popular in Asia and South Africa. The VHTR is discussed at http://nuclear.inl.gov/gen4/vhtr.shtml and http://www.nuc.berkeley.edu/designs/mhtgr/mhtgr.html.

Each GIF project involves new or untested reactor design concepts. It would be surprising if each design concept met the program’s initial targets or that prototypes would match originally intended standards. The research involved in the program has the potential to contribute to the understanding of alternative types of commercial nuclear power and process heat production even if individual projects fail to meet initial expectations.

6. Outlook

Efficiency Issues

A primary source of doubt regarding the potential of nuclear power, at least in the U.S., has been whether the recent nuclear technology has been too expensive to compete in the commercial marketplace. There have been no orders for new nuclear power plants during the last three decades in the United States and Canada. Finland’s order for a new reactor in 2003 broke a similar extended hiatus in Western Europe, excepting France where orders tailed off later. France now looks likely to follow. Reactor vendors have not ignored the message that their product has recently involved high investment costs and long construction periods. Vendors now seek to position their product with promises of lower prices, shorter construction times, and specified financial arrangements. Most competitors are now offering fixed and historically low prices for at least the nuclear components of their designs.  These promises vary with the price of basic materials such as steel and concrete and as first of a kind engineering costs are allocated or eliminated.  Location, buyer specifications, and regulatory requirements can also alter anticipated costs.

Concerns regarding construction costs for new nuclear power plants contrast sharply with the comparatively low cost of operating commercial reactor designs. Overall operating costs for nuclear power plants, as reported to the Federal Energy Regulatory Commission (FERC), have been roughly the same as (most recently slightly less than) operating costs for coal-fired plants for about two decades. Such operating costs are considerably below the costs of operating most natural gas-fired generation units even when natural gas prices are relatively low. Moreover, the fuel cost component of operating a nuclear power plant is particularly low. This operating cost advantage has given existing nuclear power units a favored position in the provision of base load electric power. Nuclear plant designers hope to take advantage of such low operating costs in positioning their new designs.  Whether they will succeed has not yet been demonstrated.  Discussions of estimates of the capital and operating cost of new power generation units can be found in the “Issues in Focus” section of the  Annual Energy Outlook 2004 and in the Electricity Module of the Assumptions for the Assumptions for the Annual Energy Outlook 2005.

The following publications summarize efforts and procedures to make new nuclear power plants commercially attractive.

  1. “Strategies for competitive nuclear power plants (TECDOC-1123)” International Atomic Energy Agency (November 1999).
  2. “A Roadmap to Deploy New Nuclear Power Plants in the United States by 2010,”: http://www.nuclear.gov/NucPwr2010/NucPwr2010_PI.html.
  3.  Scully Capital, “Final Draft, Business Case for Nuclear Power Plants, Bringing Public and Private Resources Together for Nuclear Energy” (July 2002): http://www.nuclear.gov/home/bc/businesscase.html
  4. “A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems (GIF-002-00)”: http://gif.inel.gov/roadmap/pdfs/gen_iv_roadmap.pdf

 1A large number of reactor designs are excluded from the discussion. These include reactors promoted overseas by nations such as Russia, India, Argentina, Korea, Canada, and China, as well as numerous smaller or even portable reactors (other than the 4S) that are being examined worldwide, including in the United States. Also excluded is the International Atomic Energy Agency’s International Project on Innovative Nuclear Reactors and Fuel Programs (INPRO) that covers territory similar to the GIF program in addition to other promising designs. GIF designs have been more heavily promoted within the United States.
 2The one that is not operational, Brown’s Ferry 1, has been shut down since 1985, but has not given up its operating license. The plant’s owner-operator, the Tennessee Valley Authority, intends to restart the reactor in mid-2007.
3The terms “cooled” and “moderated” are important because they define reactor categories. Cooling in a reactor refers to the process and medium by which heat is transferred from the reactor core to the steam supply cycle of the nuclear power plant. “Moderating” is a concept unique to nuclear power. A moderator controls the rate of the nuclear power reaction and thus the amount of heat that is generated. In a light water reactor ordinary water serves both functions. Light water contains the same isotopes of hydrogen and oxygen as naturally occurring water. Heavy water contains a different, heavier isotope of hydrogen known as deuterium. Beyond the point that these conditions define reactor types, this will not matter in the discussion of existing reactors. It does matter for the group that will be discussed under “Generation IV” reactors.
4Exceptions include Canada, the United Kingdom, India, and part of Russia’s industry.
5 Prior to 1969, some smaller commercial reactors were placed in service. All have been retired.
6 This is based on Utility Data Institute/Resource Data International compilations of FERC Form 1 data.
7The discussion here does not directly address “enrichment” the process by which the U-235 content of nuclear fuel is increased.
8This latter statement is based on “A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems”.  This publication is a major source of Gen IV discussions in the text.
9Candu is a contraction of the term “Canadium deuterium”. Canada has an interesting and unique nuclear power history which is covered by the book, Atomic Energy of Canada Limited, Canada Enters the Nuclear Age.
10Inspectors of nuclear power plants have a preference for plants such as the LWRs that are refueled in batches rather than the continuous fueling of PHWRs. Batch refueling allows the fate of spent fuel to be more easily monitored and occurs at intervals of one to two years.
11 Not the AGRs.
12 Most designs of PHWRs also use natural uranium fuels. However, variations in fuel type are possible at any PHWR with plutonium and thorium fuel content subject to particular interest and experimentation.
13 “AP” is sometimes taken to mean “Advanced Passive”.
14 This sentence is a good example of the acronyms that overwhelm the nuclear steam supply system (NSSS) industry. Several of these acronyms no longer have any meaning in “words” while others have only limited actual meaning. They are defined below when possible.
15 The term ESBWR is now called the “Economic Simplified Boiling Water Reactor”. Definitions of the initials have changed overtime and occasionally been denied.
16 ACR is usually read to mean “Advanced CANDU Reactor”.

Contact:
Ron Hagen: ronald.hagen@eia.doe.gov
(202) 287-1917


What is Generation IV?

http://gen-iv.ne.doe.gov  (Department Energy del governo USA dedicato al progetto Generation IV

Today there are 441 nuclear power reactors in operation in 31 countries around the world. Generating electricity for nearly 1 billion people, they account for approximately 17 percent of worldwide electricity generation and provide half or more of the electricity in a number of industrialized countries. Another 32 are presently under construction overseas. Nuclear power has an excellent operating record and generates electricity in a reliable, environmentally safe, and affordable manner without emitting noxious gases into the atmosphere.


The Evolution of Nuclear Power

Concerns over energy resource availability, climate change, air quality, and energy security suggest an important role for nuclear power in future energy supplies. While the current Generation II and III nuclear power plant designs provide a secure and low-cost electricity supply in many markets, further advances in nuclear energy system design can broaden the opportunities for the use of nuclear energy. To explore these opportunities, the U.S. Department of Energy’s Office of Nuclear Energy, Science and Technology has engaged governments, industry, and the research community worldwide in a wide ranging discussion on the development of next generation nuclear energy systems known as “Generation IV”.


REATTORI DI QUARTA GENERAZIONE

“I reattori di quarta generazione potrebbero rappresentare una soluzione. Le temperature del reattore sono così alte, da 900 a 1.000 gradi centigradi, da essere sufficienti per la “piroscissione” dell’acqua senza l’utilizzo del carbonio. Gli impianti di piroscissione verrebbero realizzati sul sito, ma al di fuori della centrale nucleare. L’idrogeno potrebbe essere generato tramite elettrolisi ad alte temperature (HTE), una tecnologia pulita e presumibilmente più sicura della semplice piroscissione a calore”, spiega.

I reattori di quarta generazione hanno scatenato l’immaginazione di molte personalità di alto livello. “Il ministero statunitense dell’Energia ha avviato un programma internazionale che comprende tra gli altri Regno Unito, Francia ed EURATOM, per collaborare in materia di ricerca coordinata, in maniera analoga a ITER [progetto di reattore sperimentale termonucleare internazionale]. Si tratta di un accordo ad altissimo livello intergovernativo, il Forum Internazionale Generazione IV (GIF). Si prevedono sei sistemi o progettazioni a fissione nucleare. Il primo prototipo, il reattore ad altissima temperatura (VHTR) potrebbe essere pronto nel 2020, ma gli altri sistemi dovranno verosimilmente attendere il 2040. I reattori di terza generazione sono ancora necessari per colmare tale divario”, spiega.

Le centrali di quarta generazione, oltre a essere impiegate per la piroscissione dell’acqua al fine di ottenere l’idrogeno, prezioso, potrebbero essere utilizzate per la desalinizzazione, per le raffinerie di petrolio e anche per tecniche di trattamento del catrame di petrolio viscoso, estratto in Canada. Georges Van Goethem ritiene che prima del sopraggiungere dell’economia all’idrogeno, sarebbe opportuno privilegiare i combustibili sintetici quale fase intermedia. “La società del petrolio ha bisogno di altri carburanti. Per il momento, occorre pensare a una fase intermedia, ad esempio ai carburanti sintetici. L’idrogeno non è scevro da pericoli, ma siamo disposti a confrontarci su questo con l’industria”, dichiara.

 


I delegati delle industrie nucleari di dieci paesi si sono incontrati a Washington per parlare, sotto suggerimento del dipartimento per l’energia della Casa Bianca, del cosiddetto nucleare di IV generazione. I paesi coinvolti nel progetto sono Argentina, Brasile, Canada, Francia, Giappone, Corea del Sud, Africa del Sud, Svizzera, Regno Unito, oltre agli Stati Uniti. I dieci paesi si sono associati per studiare insieme i progetti relativi allo sviluppo dell’energia nucleare civile che, secondo le stime dovrebbe iniziare ad entrare in servizio entro il 2030. Sono sei i progetti selezionati. Il problema principale resta quello delle scorie nucleari, ma soprattutto del combustibile esaurito. I reattori di quarta generazione dovranno saper rispondere in maniera più soddisfacente a questo problema di quanto non facciano gli impianti attualmente in servizio. Dei sei progetti selezionati nel corso del forum, due prevedono l’impiego di reattori ad alta temperatura a gas, uno invece prevede un sistema di raffreddamento a base di metalli liquidi (sodio o leghe a base di piombo), uno a base di acqua supercritica e un sesto impianto raffreddato a sale liquido. Quattro dei sei sistemi si basano su reattori a neutroni rapidi e cinque si basano sul cosiddetto “ciclo chiuso” che si basa su un sistema parallelo di ritrattamento delle scorie. In ogni caso bisognerà tuttavia occuparsi dello stoccaggio delle scorie anche se il loro livello sarà solo del 5 per cento della massa di combustibile inserito nei reattori.

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