L’Estonie se prépare à entrer dans le club nucléaire : 2) rapport intermédiaire Possibilités d'utilisation de l'énergie nucléaire en Estonie » (sept 2022) : Des SMR, mais quel choix ?

 Suite de la partie 1 :https://vivrelarecherche.blogspot.com/2022/11/lestonie-se-prepare-entrer-dans-le-club.html

Conclusion de la partie 1  : «  Dans le plan national estonien en matière d’énergie et de climat pour 2030 (REKK 2030)10, les réacteurs nucléaires modulaires ont été considérés comme l’une des options alternatives pour produire de l’électricité en Estonie. Dans le même temps, il est également noté qu’ils nécessitent des travaux préliminaires approfondis – études, travaux préparatoires et construction (estimés à 10 ans) – et que des réacteurs modulaires plus petits qui ne sont pas encore en service dans le monde pourraient convenir aux conditions estoniennes. »

Donc des SMR, mais lesquels ?NB : point sur la très grande variété des SMR dans ce blog :https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/08/reponse-thierry-breton-non-le-nucleaire_10.html

Les  SMR considérés par les Estoniens

1) NUWARD, EDF, France, (FOAK)

Durée estimée d’achèvement du premier prototype: 2030
Type : réacteur à eau pressurisée (REP)
Puissance : 340 MWe
Combustible : UO2 Taux d’enrichissement ≤ 5 %
Durée de vie prévue : 60 ans
Fréquence de changement de combustible : une fois tous les 2 ans,

NUWARDMC sera développée en tant que centrale nucléaire VMR de génération III+ et sa capacité de production d’énergie prévue à partir de deux modules de réacteurs indépendants sera de 340 MW(e). La conception prévoit d’assurer la sécurité grâce à des solutions passives, et la présence d’une alimentation électrique externe n’est pas requise. L’échangeur de chaleur (mur d’eau) agit sans intervention pendant au moins trois jours en cas d’interruption. En raison de ses caractéristiques de capacité, la centrale est facile à intégrer dans le réseau électrique de presque tous les pays et convient, par exemple, pour remplacer les centrales à combustibles fossiles ou pour soutenir les énergies renouvelables.

Pour tenir compte des fluctuations saisonnières, deux réacteurs fonctionnant séparément offrent à l’exploitant plusieurs solutions pour ajuster le calendrier de maintenance en fonction des besoins de livraison du réseau. Pendant la vidange de combustible et l’entretien des réacteurs, la centrale n’a pas besoin d’être arrêtée et un réacteur peut continuer à produire de l’électricité pendant la maintenance d’un autre. La durée de vie de 60 ans de la centrale est prévue avec le calcul que les réacteurs fonctionneront à 90% de puissance. Les interruptions majeures prévues de changement de carburant durent 15 jours tous les 24 mois

2)  UK SMR, Rolls-Royce and Partners, Royaume-Uni , FOAK

Délai d’achèvement estimé de la FOAK : 2030
Type : Réacteur à eau pressurisée (REP)
Puissance: 470 MWe
Combustible: UO2 Taux d’enrichissement 4,95%
Durée de vie prévue: 60 ans
Fréquence de changement de combustible: une fois tous les 1,5-2 ans

La conception du VMR au Royaume-Uni est basée sur des technologies éprouvées (III+) qui ont été améliorées et comporte des risques réglementaires minimes. Le REP en trois parties utilise l’UO2 standard avec un enrichissement allant jusqu’à 4,95 % sous forme d’assemblages combustibles 17 x 17 et a une capacité de production d’électricité de 470 MW(e). Dans un réacteur, il y a 121 assemblages combustibles. La station est principalement conçue pour fournir une charge de base d’électricité à la fois sur la côte et à l’intérieur des terres. La conception peut être configurée de manière à ce que cette station produise non seulement de l’électricité, mais aussi de la chaleur ou de l’hydrogène. La capacité thermique de la centrale est de 1276 MW(t).

 La conception comprend plusieurs systèmes d’assurance de la sécurité active et passive. Les systèmes de sécurité passive assurent la sécurité de la station sans avoir besoin d’un flux externe et d’une intervention humaine pendant trois jours. Sur la base de l’évaluation de la sûreté calculée, la probabilité de dommages nucléaires causés par des défaillances de la centrale lorsqu’elle fonctionne à pleine puissance est de < 10^-7 par an. La conception tient compte des risques internes et externes, y compris la chute de l’avion sur le dessus du réacteur et le tsunami.

Le cycle de changement de combustible du réacteur est de 18 à 24 mois. La durée de la panne due au changement de carburant est actuellement estimée à 18 jours, mais, selon les représentants de l’entreprise, l’objectif est de 9 jours. Le combustible usé est stocké dans une piscine externe de combustible usé avant d’être transféré dans une installation de stockage à sec à long terme. Il est prévu d’utiliser les pratiques traditionnelles de gestion du combustible nucléaire dans la gestion des déchets.

4) NuScale, NuScale Power Inc., États-Unis FOAK

Délai d’achèvement estimé : 2027
Type : Réacteur à eau pressurisée (REP)
Puissance : 924 MWe (12x77); 308 MWe (4x77); 462 Mwe (6x77)
Combustible: UO2 Enrichissement standard jusqu’à 4,95 %
Durée de vie prévue : 60 ans
Fréquence de changement de combustible: Une fois tous les 2 ans

NuScale Power Module est un petit réacteur PWR basé sur une technologie largement utilisée (III+). La centrale est évolutive et peut être construite pour accueillir un nombre différent de réacteurs afin de répondre aux besoins du client. La capacité d’un réacteur est de 77 MW(e) et la puissance de la centrale de 12 modules est de 924 MW(e).

La configuration de douze modules est également utilisée comme base pour les activités de conception et d’octroi de licences. Chaque réacteur est un module autonome qui fonctionne indépendamment des autres dans une configuration multi-modules. Tous les modules sont gérés à partir d’une seule salle de contrôle. Il est également possible d’utiliser la station pour la production de chaleur.

 La conception de la station NuScale utilise des systèmes de sécurité passifs qui permettent une manipulation illimitée sans alimentation,. Pour recharger le module, il est déconnecté de l’espace de travail et transféré dans la piscine du réacteur, divisée en zones de rechargement. Après avoir vérifié les sections du module et rempli le noyau de carburant, le module est remonté, amené dans la salle de travail et reconnecté à la conduite de vapeur et d’eau d’alimentation. Les autres modules de la station continueront de fonctionner jusqu’à ce que le carburant soit changé dans un module. L’échange de combustible se produit dans un cycle de 24 mois et, au cours de ce processus, un tiers des assemblages de combustible sont retirés et le combustible usé est placé dans une piscine. Les installations de stockage du combustible usé disposent d’un espace de stockage suffisant pour environ 18 ans, y compris cinq ensembles de combustible défectueux et des composants nucléaires non à base de combustible, tels qu’un ensemble de barres de commande. L’installation de stockage à sec attachée à la centrale devrait avoir de la place pour le combustible usé produit pendant toute la durée de vie de 60 ans de la centrale. 

5)  BWRX-300, GE-Hitachi, États-Unis-Japon FOAKTemps estimé d’achèvement: 2028

Type: Réacteur à eau bouillante (REB)
Puissance: 270-290 MWe)
Combustible: UO2 Degré d’enrichissement: 3.40-4.95%
Durée de vie prévue: 60 ans
Fréquence de changement de combustible: une fois tous les 1-2 ans

BWRX-300 est un réacteur à eau bouillante de 300 MW(e) à circulation naturelle (REB). Il s’agit de la 10ème génération (III+) de la conception de réacteur nucléaire la plus simple développée par General Electric depuis 1955 et est une évolution du réacteur ESBWR de 1520 MW (e).

Les applications ciblées du BWRX-300 comprennent la production d’électricité et le chauffage urbain. Le réacteur BWRX-300 utilise du combustible UO2 traditionnel avec un enrichissement allant jusqu’à 4,95% dans des assemblages 10 x 10. Un réacteur a 240 assemblages de combustible.

La philosophie de base de la conception de la sécurité repose sur l’utilisation de mesures naturelles (par exemple, des volumes structurels plus importants et des réserves d’eau) qui permettent d’atténuer les accidents sans courant électrique. Les systèmes de sécurité passive sont conçus de manière double. La probabilité d’occurrence de dommages au noyau du réacteur par an est de 10^-7, et la probabilité d’émissions de matières radioactives plus élevées est de 10^-8 par an.

Les besoins en personnel devraient être de 75 personnes par quart de travail. Le cycle de changement

dure de 10 à 20 jours tous les 1 à 2 ans. À chaque fois, 15 à 25% du carburant est remplacé. La majeure partie du réacteur est située sous le niveau du sol. Lorsqu’il est retiré du cœur du réacteur, le combustible usé est stocké dans la piscine de combustible à l’intérieur du bâtiment du réacteur pendant six à huit ans, puis placé dans des réservoirs et sorti du bâtiment du réacteur.

En décembre 2021, Ontario Power Generation (OPG) a annoncé qu’elle s’associait à GE Hitachi Nuclear Energy pour construire jusqu’à quatre réacteurs BWRX-300 à Darlington, au Canada. Le premier réacteur devrait entrer en service à la fin de 2028. La procédure d’autorisation devrait durer deux ans, tandis que la construction de la station prendra trois ans

5) SC-HTGR, Framatome Inc., États-Unis FOAK

Délai d’achèvement estimé : 2033
Type : réacteur refroidi au gaz (hélium)
Puissance : 272 MWe
Combustible : TRISO (UCO),
Taux d’enrichissement : 14,5–18,5 %
Durée de vie prévue : 80ans
Fréquence de changement de combustible : Une fois tous les 1,5 à 2 ans

Framatome SC-HTGR (High Temperature Gas-Cooled Reactor) est un réacteur à haute température refroidi à l’hélium avec retardateur de graphite. Il a une capacité thermique de 625 MW(t) et une capacité électrique de 272 MW(e). Le réacteur produit de la vapeur à haute température (750ºC), adaptée à de nombreuses applications telles que la production d’électricité, de chaleur et d’hydrogène.

Le profil de sûreté du SC-HTGR lui permet d’être construit dans des installations industrielles utilisant de la vapeur à haute température et pourrait ouvrir une nouvelle voie importante pour l’utilisation de l’énergie nucléaire. Le concept SC-HTGR est basé sur l’expérience antérieure de Framatome dans les projets HTGR, ainsi que sur les avancées dans le développement et la conception de HTGR modulaires au cours des dernières années. La configuration globale tire pleinement parti du travail effectué sur les concepts HTGR précédents. L’élimination passive de la chaleur résiduelle, ainsi que les propriétés des particules de combustible revêtues de TRISO, sont au cœur de la sécurité. Les particules de combustible revêtues de TRISO sont constituées d’un noyau de combustible en oxycarbure d’uranium (UCO) entouré d’un certain nombre de revêtements céramiques qui garantissent que les produits de fission primaires sont stockés dans des conditions d’accident. L’approvisionnement total en combustible contient environ 10 milliards de particules de ce type par cœur. Les particules sont divisées en assemblages cylindriques graphite.

Le cycle de changement de carburant varie de 420 à 540 jours à pleine puissance (jusqu’à 18 mois). Le changement de carburant est effectué à l’aide de systèmes robotisés. L’objectif de sûreté de la conception du SCHTGR est de limiter la dose provenant des émissions potentielles de sorte que, selon les garanties de l’EPA américaine, la taille de la zone d’exclusion ne soit que de quelques centaines de mètres du réacteur.. Pour atteindre cet objectif de sécurité, la conception utilise des particules de combustible revêtues de TRISO, des retardateurs de graphite et de l’hélium comme refroidissement.

La capacité thermique élevée et la faible densité de puissance du cœur créent des transitions de température très lentes et prévisibles, même sans refroidissement actif. L’hélium, le caloporteur du réacteur et le milieu caloporteur, est chimiquement inerte. SC-HTGR est conçu pour éliminer passivement la chaleur du cœur, que le liquide de refroidissement primaire soit présent ou non. Les murs de béton entourant la cuve du réacteur sont recouverts de panneaux du système de refroidissement de la cavité du réacteur, qui assurent un refroidissement naturel de la circulation à la fois en fonctionnement normal et en cas d’accident. Les réacteurs sont situés sous le niveau du sol. Même si tous les systèmes de sécurité tombaient en panne au moment d’un accident, les conséquences d’un accident seraient également assez légères. Le refroidissement du réacteur est garanti pendant sept jours en cas d’accident sans intervention extérieure

 En raison de l’efficacité thermique plus élevée, la quantité de déchets radioactifs (à l’exclusion du combustible usé) générés à la centrale HTGR est inférieure d’environ 50 % à celle des réacteurs refroidis à l’eau. 

NB : Note sur le TRISO

Le TRISO (TRi-structural ISOtropic particle fuel ), étudié depuis les années 60,  est constitué d’un noyau de combustible d’uranium, de carbone et d’oxygène. Le noyau est encapsulé par trois couches de matériaux à base de carbone et de céramique qui empêchent la libération de produits de fission radioactifs. Les « particules » sont de la taille d’une graine de pavot et peuvent être fabriqués en granulés cylindriques ou sphériques.  Les combustibles TRISO sont structurellement plus résistants à l’irradiation neutronique, à la corrosion, à l’oxydation et aux températures élevées (des facteurs qui influent le plus sur le rendement du combustible) que les combustibles des réacteurs traditionnels

6) Integral MSR, Terrestrial Energy Inc., Canada , FOAK

Date d’achèvement : 2030 (?)
Type : réacteur à sels fondus
Puissance : 195 MWe
Combustible : UF4 (dissous dans le sel sous forme liquide)
Taux d’enrichissement: ≤ 5%
Durée de vie prévue: 60 ans
Fréquence de changement de combustible: une fois tous les 7 ans

Integral IMSR® est un petit réacteur à combustible de sel fondu de 440 MW de génération IV avec une cuve de réacteur entièrement fermée avec pompes, échangeurs de chaleur et barres d’arrêt. Le cœur du réacteur fermé est complètement remplacé à la fin de sa durée de vie utile (nominalement sept ans). Cela permet un contrôle de la qualité et une économie au niveau de la production de la centrale et évite la nécessité d’ouvrir et de maintenir la cuve du réacteur sur le site de la centrale.

La sécurité est assurée par un processus fonctionnant de manière indépendante qui ne nécessite pas l’intervention de l’opérateur, les composants actionnés mécaniquement, l’ajout de systèmes de refroidissement ou de support nécessitent une alimentation électrique.

Les cœurs de réacteurs sont produits sous forme finie à l’usine, les composants de la centrale sont de petite taille et  d’entre eux peuvent être transportés le long des autoroutes. La conception est basée sur des réactrices expérimentales MSRE développées dans les années 1950-1970 par Oak Ridge National Laboratories aux États-Unis et des composants développés.

Le tetrafluorure d’uranium (UF4), le sel combustible du fluorure fondu, est utilisé comme combustible, et agit également comme réfrigérant primaire et circule entre le noyau retardateur de graphite et les échangeurs de chaleur primaires. Par rapport au réacteur expérimental MSRE, l’innovation clé est l’intégration de toutes les pompes primaires et échangeurs de chaleur dans une cuve de réacteur fermée et entièrement remplaçable. Le circuit de refroidissement secondaire utilise également du sel fluoré, mais sans combustible ajouté, et transfère la chaleur du sel du cœur du réacteur via des échangeurs de chaleur primaires au troisième circuit de sel qui alimente les générateurs de vapeur. Le circuit vapeur alimente une turbine à vapeur industrielle classique conçue pour l’énergie et/ou l’industriel...

Alternativement, une partie ou la totalité du sel chaud peut être évacuée directement dans l’application de chaleur. Le combustible à sels fondus ne se décompose pas sous l’action de la chaleur ou du rayonnement. Les barres d’arrêt sont intégrées dans l’unité centrale et éteignent le réacteur lorsque la circulation forcée est perdue et que le courant interne est perdu. Un mécanisme d’arrêt de secours supplémentaire implique des cuves remplies de matériaux absorbant les neutrons qui arrêtent définitivement le réacteur en cas de surchauffe très improbable.

 Le combustible frais est amené dans la zone de la centrale sous forme solide, où il est fondu et ajouté au cœur du réacteur. Cela permet au réacteur de fonctionner avec le rechargement en réseau. En outre, contrairement aux réacteurs à combustible solide, il n’est pas nécessaire de retirer le combustible dans le cœur lors d’un rechargement supplémentaire. Tout le carburant reste dans le système fermé pendant toute la durée de vie de sept ans du cœur. Après cela, le bloc de cœur est fermé et, après la période de refroidissement, le combustible usé est pompé dans les réservoirs situés dans la cuve du réacteur.

Le bâtiment du réacteur dispose de deux silos pour les réacteurs sous le niveau du sol. Avant que le bloc de cœur ne soit arrêté à la fin de sa durée de vie, un nouveau noyau est installé dans le silo adjacent pour préparer le passage du circuit de sel du liquide de refroidissement secondaire du bloc de cœur en fin de vie au nouveau cœur. Après la commutation, l’unité centrale usagée reste dans son silo de travail jusqu’à ce qu’elle soit vidée de son combustible dans les réservoirs de combustible usé. Ensuite, le bloc de cœur, libéré du combustible, est transféré dans le bâtiment auxiliaire du réacteur avec une grue à pont pour le stockage à long terme.

Le combustible liquide usé est plus facile à recycler que les éléments de combustible solide. L’idée de Terrestrial Energy est de créer un centre central de récupération de combustible qui desservirait de nombreuses centrales IMSR.

7) Critères de sélection du SMR  le plus appropriée pour l’Estonie :

Étant donné que l’Estonie n’a aucune expérience préalable dans l’exploitation d’installations nucléaires et qu’il est nécessaire d’établir des compétences de base et d’assurer la formation de spécialistes, les experts de l’AIEA ont recommandé que le choix de la technologie soit fondé sur les principes suivants :

- Exclure les FOAK (First of a KInd)  :  L’Estonie ne devrait pas autoriser le développeur de réacteurs à construire la première centrale de ce type dans le pays, car leur exploitation peut s’avérer difficile pour un État nucléaire peu expérimenté, et le processus comprend  beaucoup d’incertitude.

Lors du choix d’un type de recteur approprié, il est recommandé de regarder les réacteurs qui ont déjà été mis en service commercial, pour lesquels il existe suffisamment d’informations et de solutions sur le processus de construction, le coût, le combustible et la chaîne d’approvisionnement en pièces de rechange.

- Ne pas choisir une technologie avec laquelle il y a très peu d’expérience – si l’on choisit un type de réacteur très exclusif qui n’a pas été suffisamment testé dans l’histoire de la production d’énergie nucléaire, il peut être difficile et long de réparer les défaillances techniques,

- Choisir un  type de réacteur qui peut être  alimenté par plusieurs fabricants – dans le cas d’un réacteur utilisant un combustible très unique, il est difficile de trouver d’autres fabricants et il est fort probable qu’il ne dépendra que d’un seul fournisseur, ce qui peut menacer la sécurité de l’approvisionnement. L’expérience des nouvelles puissances nucléaires montre qu’assurer l’approvisionnement en combustible est essentiel pour l’introduction de la technologie. Habituellement, seule l’expédition initiale de carburant et quelques expéditions supplémentaires sont incluses dans le contrat de construction. L’approvisionnement en carburant à long terme est assuré par un ou plusieurs contrats supplémentaires. À l’heure actuelle, aucun nouvel État doté d’armes nucléaires n’a intégré le développement de l’enrichissement de l’uranium ou la production de composants de combustible nucléaire dans le cadre de son programme d’énergie nucléaire. (

- Choisir une technologie pour laquelle il existe un savoir-faire technique dans les pays voisins – si le personnel de l’exploitant et l’autorité compétente dans le domaine de la sûreté nucléaire peuvent être formés dans les pays voisins et ont de l’expérience dans l’utilisation d’une technologie de réacteur particulière, cela permettra de réaliser des économies significatives et d’assurer une assistance technique plus rapide en cas de défaillances possibles... Si une décision a déjà été prise dans des pays proches en faveur d’une technologie particulière, il sera plus facile d’introduire le même type de réacteur dans votre propre pays, car il sera possible de s’appuyer sur l’expérience et la pratique d’un autre pays, de procéder à des achats conjoints, à des formations, etc.

Les recommandations ci-dessus n’excluent pas l’introduction de la technologie de génération IV en Estonie, mais cela est prévu qu’au moment de la mise en service du réacteur souhaité, il existe des chaînes d’approvisionnement de production de combustible ainsi que les composants nécessaires et un savoir-faire suffisant. Dans le cas des technologies pour lesquelles il y a moins de fournisseurs sur le marché, des coûts d’exploitation plus élevés et des investissements plus élevés devront être pris en compte au cours des premières années.

Les dates d’achèvement de FOAK sont plus proches pour les réacteurs refroidis à l’eau basés sur la technologie III+, car la plupart des infrastructures sont déjà en place pour la production de ces composants aujourd’hui. Les premiers réacteurs seront achevés en 2028. Leur octroi de licences est également plus facile et plus rapide, car les organismes de réglementation peuvent largement s’appuyer sur les normes et les documents d’orientation existants pour cette technologie.

Les normes et directives sur la sûreté nucléaire sont également largement applicables à la technologie de génération IV, mais certaines mesures de préparation aux situations d’urgence et de gestion des déchets radioactifs doivent être revues. De nouvelles mesures juridiques sont également nécessaires, par exemple dans les cas où le chargement de combustible dans un réacteur aurait déjà lieu dans la centrale. Les premiers réacteurs de  GEN IV devraient entrer en utilisation commerciale au début des années 2030, quelques années plus tard que les petits réacteurs de la technologie III+, et il serait sage de coopérer avec les pays voisins dans leur introduction.

Conclusion : Fermi Energia AS voit le plus grand potentiel dans les réacteurs GE-Hitachi, Rolls-Royce et NuScale, dont les développeurs devraient également recevoir les premières demandes d’appel d’offres cet automne. Sur cette base, un premier choix de technologie sera fait début 2023.

Dans le cas où des délais importants (plus de 33%) et des dépassements budgétaires se produisent lors de l’achèvement du premier prototype du type de réacteur sélectionné, la possibilité de modifier la sélection sera laissée jusqu’en 2026.