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mercredi 24 avril 2024

Commission Sénatoriale " prix de l'électricité" :EDF : Luc Remond et Cedric Lewandoski

EDF :Audition de Luc Rémont, PDG ( Mercredi 10 Avril) et Cedric Lewandoski ( Jeudi 4 Avril)

Luc Rémont ; mercredi 10 avril : La modulation du nucléaire pour le suivi des ENR ne pose pas de problèmes tant qu'on ne descend pas en-dessous de certaines limites (80%, deux fois par jour) Si l'arrêt complet devait devenir la règle, par contre cela devient réellement problématique et on "rentre en territoire inconnu.". La modulation que fait EDF pour gérer au mieux son carburant relève d’algorithmes extrêmement complexes

NB. l’arrêt complet or c'est bien ce qui s'est produit le week-end du 13 avril 2024 où EDF a dû arrêter 5 réacteurs nucléaires en raison d'une forte baisse de la demande : Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

On est donc déjà en territoire inconnu, et ça va pas s’arranger avec l’augmentation des ENR sur le réseau.. On entend également que la modulation pour gérer le fuel nucléaire (et les arrêts de tranche) n’est compatible avec le suivi de charge des ENR que si celui-ci n’est pas trop élevé ;

Péninsules électriques : Dans les "péninsules électriques" (Nice, Bretagne...), la déstabilisation par les ENR est un risque sérieux et il sera par conséquent nécessaire soit de garder des centrales thermiques, soit d'implanter des SMR (NB ce qui est prévu à Cordemais)

Raccordements : Tous les renouvelables ne sont pas équivalents pour le réseau. Essayons de hiérarchiser les raccordements les plus utiles au système électrique. Pour l’éolien en mer, un euro d’investissement en de production correspond à un euro de raccordement

Hinkley Point : heureusement qu'il y a eu Hinkley Point, sans cela la capacité de l'industrie française à construire des centrales nucléaires risquait de disparaître...

Nucléaire et CfD : Pourquoi des prix plafonds et pas de prix planchers pour les contrats long terme proposés par EDF, qui ne sont donc pas des CFD ? Parce que la contrepartie imposée par la Commission européenne, c'est le démantèlement d'EDF via un scenario similaire au défunt Hercule.

Concessions hydrauliques : sortir de la situation de blocage en proposant à la Commission de passer à un système d'autorisation

Nuward : premier béton en 2030 visé

Arenh : légalement, c'est un tiers de la production qui est vendue au tarif ARENH, économiquement, ce sont les deux tiers puisqu'il faut bien répliquer pour nos clients les tarifs des concurrents 

Cedric Lewandoski Jeudi 4 avril

Etat du Parc Nucléaire : nous sommes dans une phase de convalescence dynamique,  e reconquête de notre performance opérationnelle... Le but est de revenir à 350 TWh à fin 2025. La crise de corrosion sous contrainte est toujours là, et des 900 MW seront concernés mais elle est en cours de maîtrise industrielle-.

« Notre conviction est que les 56 réacteurs du parc actuel tels qu'on les connait ont la capacité d'aller à 60 ans »

Concernant l’augmentation de la puissance délivrée par le parc nucléaire, un point important est la capacité à allonger la durée des cycles de 12 mois à 18 mois.

En ce qui concerne l’augmentation de puissance, deux cas sont à distinguer :  celui des 900 MW et celui des 1300 MW. Pour les 900 MW, c’est relativement simple car il suffit de travailler sur la turbine. Le gain final ne sera pas colossal,  on attend 5TWh.

Pour les 1300 MW, c’est beaucoup plus complexe, il faut travailler sur le circuit primaire; cela nécessitera environ  sept ans d’études d'ingénierie et on peut découvrir en chemin que cette augmentation de puissance  n'est pas souhaitable car elle pourrait se payer en  moindre capacité à moduler, et/ou en rejets plus importants

Capacité à aller au-delà de 60 ans : aux USA 6 réacteurs de la même nature que les nôtres ont obtenu une licence pour aller à 80 ans et d'autres dossiers sont en cours d'instruction. L’enjeu est important si nous estimons à la fin que notre parc ne peut pas aller au-delà de 60 ans, nous serons en 2050 à 17GW de nucléaire ;  on change alors de monde…

Evolution du facteur de charge : record de production en 2016 et depuis il y eu le grand carénage et tous les travaux post fukushima 5 à 7 visites décennales par an, c'est un grand chantier énorme qui a impacté les facteurs de charge.  La VD4 c'est cinq fois plus de travail  que la vD3, et prêt d'un an d'arrêt. Nous sommes les seuls au monde à mener ce type de chantier puisque nous exigeons d’amener la sécurité des réacteurs après visite pratiquement au niveau de celle des réacteurs les plus récents  Nous sommes les seuls au monde  à avoir fait le choix de se rapprocher le plus possible du niveau de sureté des EPR 2,

Fessenheim : On a perdu 10 TWH avec la fermeture de Fessenheim

Les arrêts de tranche : un plan d’amélioration  STAR 2025 est en cours  et fonctionne déjà bien :  le taux de réussite sur la durée des mises à l’arrêt dans les délais prévus est passé de 2% à 64%; il passe par la réinternalisation  d'un certain nombre de fonctions, nous avons trop poussé le curseur. Ce plan fait partie de la trajectoire des 400TWH dans les année 2030 :  Flamanville 10 TWh, auugmentation de puissance 20 TWH; Star 2025 20TWh)

Effet de la modulation sur le facteur de charge et l’usure des réacteurs: aujourd'hui, la réponse est qu’il n’ y a  aucun effet car les modulations qu'on nous demande, qui sont très modestes, n'ont pas de conséquences sur l'outil industriel. Ce n’est pas un hasard, nous avons les seuls réacteurs au monde à offrir ce service de modulation. Nos réacteurs peuvent accepter deux baisses par jour, avec une amplitude de 80%, atteignable en une trentaine de minutes.

Mais le volume de modulation qu'on nous demande est de plus en plus impressionnant. Le week-end dernier (31 mars, Pâques), on nous a demandé de passer de 43GW disponible à 24 ,. et nous sommes en mars. Aujourd'hui, on nous a demandé de moduler 10GW dans le journée.. Le point que nous redoutons c'est l'arrêt du réacteur. Là il faudra regarder techniquement de très prêt…Une centrale nucléaire ne sera jamais un outil de gestion de pointe.

Autrefois, la saison de modulation, c'était le printemps qui nous permettait de préparer les arrêts de l’été ; aujourd'hui il n'y a plus de saison. 

Passage de la pointe  : RTE, dans son dernier bilan, à l'automne dernier, a dit très clairement que nous allons manquer de 3 à 5 GW de pointe dès les années 30. Ce sujet-là doit être pris en main rapidement; 

Question du rapporteur : Aux USA en Finlande,, on est à 30 dollar le Mwh nucléaire,  en France, on ne sait pas trop, mais c’est bien au-dessus : réponse :  lié à toutes les contraintes sur le plan sécuritaire...


dimanche 16 juillet 2023

Fusion ASN -IRSN : l’OPECST démine et permet d’aller de l’avant

 Et permet de sortir heureusement de ce que la Pdte de la Commission des Affaires Economiques Sophie Primas a qualifié  « la méthode d’une réforme mal évaluée, mal concertée et mal anticipée ». Pas une originalité, mais c’était assez fâcheux dans le domaine critique de la sécurité nucléaire

https://www.senat.fr/fileadmin/Office_et_delegations/OPECST/Rapports/Rapport_controle_surete_110723_VF4.pdf

I) La sécurité nucléaire à la française : une conception qui a conditionné le succès du programme nucléaire


L’une des explications majeures de cette réussite qu’est le programme nucléaire français porte sur la souplesse du système de contrôle de la sûreté nucléaire et le caractère pragmatique de la démarche française dans ce domaine.

Ia) Son origine : la réforme Le Déault de 1998

 Une première structure fut créé en 1973,  le Service central de sûreté des installations nucléaires (SCSIN).  Si Aux États-Unis, l’accident de Three Mile Island a entériné l’arrêt, déjà effectif, de la construction de nouveaux réacteurs nucléaire, en France il a plutôt conforté le système de régulation national, basé sur le dialogue technique plutôt que sur une réglementation trop rigide ou pléthorique

La mise en place du système de contrôle actuel date de 1998. Jean-Yves Le Déaut, à l’époque président de l’OPECST, rédige à la demande du Premier ministre Michel Rocard, un rapport sur le système français de radioprotection, de contrôle et de sécurité nucléaire. Ce rapport préconise la création d’une autorité administrative indépendante chargée du contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection, ainsi que d’une agence indépendante du CEA, regroupant l’IPSN et l’Office de protection contre les rayonnements ionisants (OPRI). Le rapport souligne que la « condition de réussite de cette réforme est l’alignement du statut des personnels sur les statuts du CEA et la constitution de passerelles larges et solides entre cette Agence et les organismes de recherche. »

Quelques mois plus tard, la loi du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité transforme la DSIN en une Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ayant le statut d’autorité administrative indépendante.

Ib) La « fabrication quotidienne » de la sûreté nucléaire

Chacun est parti du constat, parfois perdu de vue dans les discussions, que la sûreté nucléaire repose sur l’exploitant et sur nul autre, dans le strict respect des décisions de l’autorité de sûreté. C’est à lui que revient en effet l’initiative technique. C’est lui qui fait des propositions à l’ASN, laquelle les fait expertiser par l’IRSN.

Tous horizons confondus, les personnes entendues ont été nombreuses à mettre en garde contre une logique d’audit, parfois identifiée à la démarche de la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (United States Nuclear Regulatory Commission ou NRC). De manière schématique, le modèle américain de contrôle reposerait sur la mise en conformité avec une liste fermée de critères réglementaires prédéfinis, dont l’effectivité serait garantie par la conduite d’audits réguliers.

Par-delà les questions d’organisation institutionnelle, c’est donc bien le type du contrôle qui semble primordial. Sur ce chapitre, notre pays aurait tort de céder à la tentation de l’autodénigrement de ses propres méthodes de travail. Si, malgré le nombre relativement important de ses installations, aucune faille ou brèche majeure n’y a jamais été repérée, cela est incontestablement dû non seulement à une indéniable robustesse dans la construction, mais aussi à une certaine singularité française dans la démonstration de sûreté. Or celle-ci repose sur un effort continu pour produire des connaissances et faire évoluer les référentiels, en retenant comme notion essentielle l’échange de doutes entre l’exploitant et la sphère de contrôle.

Ic) Un fort enjeu d’éducation et un effort de pédagogie à fournir en direction du grand public

Benoît Journé n’a donc pas hésité à souligner que le mode opératoire actuel constitue un enjeu d’éducation populaire. Le grand public serait en effet loin de détenir toujours le bagage culturel scientifique nécessaire pour juger de la gravité d’un risque allégué. Dans cette perspective, l’inertie propre au débat public favorise l’image d’un contrôle analogue à un audit, celui qui confronte, de manière simple, une règle et un gendarme chargé de vérifier son application effective.

Les traits distinctifs du système de contrôle français actuel sont au contraire plus difficiles à figurer qu’un système « à l’américaine ». C’est pourtant le système français qui a prévalu et s’est largement diffusé en Europe continentale, après la chute du Mur, lorsqu’il a fallu partager avec les pays d’Europe centrale et orientale, parfois fortement nucléarisés, les acquis du contrôle tel qu’il était conduit depuis des décennies en Europe occidentale

Le contrôle de la sûreté nucléaire repose ainsi sur quelques vérités de prime abord contre-intuitives : le nombre d’incidents signalés consolide le rôle de la sûreté.

Id) Une présentation fallacieuse et exagérée des relations entre ASN et IRSN

Une présentation parfois fallacieuse de l’architecture institutionnelle favorise d’ailleurs les attaques idéologiques contre le nucléaire français : «  c’est une évidence, mais il ne faut pas craindre de la rappeler : contrairement à l’image parfois véhiculée, les relations qu’entretiennent l’ASN et l’IRSN ne sont pas celles d’un « pouvoir » et d’un « contre-pouvoir ». Les deux organisations ont d’ailleurs trop pâti de cette présentation polémique qui ne doit rien à la réalité. Sur le plan juridique, l’ASN est la seule autorité indépendante. Au contraire, l’IRSN est un établissement public, soumis, du fait de son champ de compétences diversifié, à la tutelle de non moins de cinq ministères. Son insertion dans une chaîne de dépendance vis-à-vis du pouvoir ministériel est donc non seulement bien établie, mais multiple.

 Lors de la discussion parlementaire, Mme Pannier Runacher a rappelé à plusieurs les termes d’un rapport de la Cour des comptes de juin 2014 portant sur les exercices 2007 à 2012 de l’IRSN.

« Les relations entre ASN et IRSN sont difficiles et nourrissent une tension permanente. Tous les rapports de la Cour de ces dernières années ont mis en exergue cette tension jusqu’à considérer qu’il serait utile de rechercher des voies pour améliorer la collaboration entre les deux organismes. Les relations entre l’ASN et l’IRSN sont fondées sur une complémentarité qui n’exclut pas tensions et dysfonctionnements. »

Mathias Roger a attiré l’attention des rapporteurs sur le fait que ces tensions, désormais vieilles de plus de dix ans, étaient à son sens, désormais totalement résorbées…Loin de ce que peut parfois laisser imaginer l’évocation d’un système dual, la concertation entre l’ASN et l’IRSN est permanente

II Pourquoi une réorganisation :  faire face à de nouveaux défis

La décennie écoulée a été marquée par les suites de l’accident de Fukushima, l’absence de nouveaux projets et la perspective de mise à l’arrêt progressive d’une partie des réacteurs d’EDF.

L’annonce par le Président de la République, en février 2022, d’un plan de relance du nucléaire, la prolongation des réacteurs au-delà de 50 ou 60 ans, les évolutions technologiques, les impacts du changement climatique, etc. sont autant de défis auxquels peuvent s’ajouter des difficultés inattendues, comme les problèmes de corrosion sous contrainte récemment rencontrés sur le parc. Ces évolutions conduiront à un accroissement des travaux auxquels l’ASN et l’IRSN devront faire face dans les prochaines années.

IIa) EPR2 : La loi du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes devrait permettre le dépôt d’une demande d’autorisation de création pour une deuxième paire de réacteurs EPR2, voire une troisième, dans les deux à trois ans.

IIb) NUWARD : Comme l’ASN l’indique sur son site : « Le 10 juin 2022, les autorités de sûreté française (ASN), finlandaise (STUK) et tchèque (SUJB) ont engagé, avec leurs appuis techniques respectifs [NDLR : respectivement, IRSN, VTT et SÚRO], l’examen préliminaire des principales options de sûreté de ce projet de petit réacteur (…) L’expérience et les conclusions de cet examen multilatéral d’un projet de petit réacteur modulaire de conception avancée permettront des avancées concrètes dans l’harmonisation et la convergence des processus d’autorisation applicables à de tels réacteurs. » Cette initiative conjointe est de la plus haute importance pour la réussite du projet NUWARD, directement liée à la possibilité de trouver un marché suffisamment large pour assurer sa fabrication en un nombre suffisant d’exemplaires et générer des économies d’échelle. Le projet NUWARD n’étant pas aussi avancé que les principaux projets étrangers concurrents, les équipes de l’ASN et de l’IRSN seront probablement soumises à une très forte pression pour assurer l’instruction des dossiers dans des délais aussi courts que possibles.

IIc) Les petits réacteurs innovants : Le lancement en 2021 du plan « France 2030 » qui comporte un volet « réacteurs innovants » a suscité l’émergence de nombreuses startups proposant de petits réacteurs basés sur des technologies de fission sauf exception de quatrième génération : réacteurs rapides à caloporteur sodium ou plomb, à sels fondus, etc., voire de fusion.

« L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et son appui technique l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) joueront un rôle important dans les applications industrielles de la recherche et développement sur les technologies nucléaires avancées. « Ces organismes doivent disposer de moyens suffisants pour préparer l’intégration de ces futures évolutions technologiques du point de vue réglementaire, en France mais aussi en lien avec les autres pays, notamment en Europe.

IId) L’adaptation au changement climatique : De fait, comme l’a rappelé le président de l’ASN lors de son audition devant l’Office le 25 mai 2023, les évolutions des conditions climatiques sont systématiquement intégrées dans les réexamens de sûreté décennaux des installations nucléaires françaises, en prenant en compte les impacts à trente ans des scénarios pessimistes les plus récents du GIEC

IIe) La montée des menaces cybernétiques  : les nouvelles générations de réacteurs nucléaires disposent de systèmes de contrôle-commande basés sur des automates industriels. Il s’agit de systèmes informatisés complexes, distribués et dotés d’un logiciel temps réel. Toutefois, la possibilité d’une cyber-attaque ne peut pas être totalement écartée. Ainsi, en 2010, le virus Stuxnet, probablement développé par des services gouvernementaux, est parvenu à s’infiltrer dans les automates Siemens de plusieurs installations nucléaires iraniennes, dont il pourrait avoir dégradé le fonctionnement. Ce domaine n’est pas nouveau pour l’ASN et l’IRSN. En 2009, l’autorité de sûreté française a publié avec ses équivalents britannique et finlandais une déclaration soulignant le risque lié à l’absence de séparation claire entre le contrôle commande opérationnel et les automates de sûreté des réacteurs EPR1

IIf)  La poursuite de l’exploitation du parc au-delà de 40, 50 ou 60 ans En France, la durée de fonctionnement des installations nucléaires n’est pas définie a priori, mais son exploitant doit réaliser tous les dix ans un réexamen . De ce fait, la charge associée aux réexamens périodiques dans les prochaines années sera particulièrement élevée pour l’ASN et l’IRSN. En effet, il leur faudra instruire les quatrièmes visites décennales des réacteurs du palier de 900 MWe et entamer celles des réacteurs de 1 300 MWe. De plus, comme le Gouvernement veut prolonger le plus possible les centrales qui peuvent l’être, le 16 juin 2006 l’ASN a demandé à EDF de justifier de manière anticipée, d’ici fin 2024, l’hypothèse d’une poursuite du fonctionnement des réacteurs actuels jusqu’à 60 ans et au-delà afin de pouvoir prendre position fin 2026.

IIg) Le stockage géologique profond Le 16 janvier 2023, l’ANDRA a déposé la demande d’autorisation de création (DAC) de Cigéo, qui devra donc être examinée par l’ASN et l’IRSN.

IIh) Le projet de piscine d’entreposage centralisé d’EDF Le projet de piscine d’entreposage centralisé d’EDF s’inscrit dans la stratégie de gestion des combustibles usés. Conformément à ses obligations, EDF a transmis à l’ASN le dossier d’options de sûreté (DOS) en 2017 et prévoit de transmettre le dossier de demande d’autorisation de création fin 2023.

IIi) La multiplication des opérations de démantèlement De nombreuses installations nucléaires civiles françaises ont été construites dans les années 1960. Nombre d’entre elles arrivent ou vont arriver à la fin de leur durée de vie utile. Elles devront donc être démantelées et les sites assainis dans les prochaines années, ce qui conduira à une augmentation conséquente du nombre d’installations en démantèlement en France.

Par conséquent, les opérations de démantèlement à venir représentent un enjeu majeur pour les exploitants et les industriels ainsi que pour l’ASN et l’IRSN.

IIj) L’éventuelle augmentation de la puissance des réacteurs actuels En attendant que soient construits les futurs réacteurs, le Gouvernement a demandé à EDF d’étudier la possibilité d’augmenter la production des centrales actuelles, comme cela a déjà été réalisé aux États-Unis ou en Belgique

Si cette orientation est confirmée par EDF, l’ASN devra évaluer, le cas échéant avec l’appui de l’IRSN, l’adéquation de ces modifications et les conditions de leur réalisation.

III) Atouts et risques potentiels d’une réorganisation

IIIa) La question centrale des ressources humaines : Il s’agit d’un point majeur : alors que pour 56 réacteurs électrogènes, l’autorité de sûreté française compte environ 550 personnes, pour 19 réacteurs, l’autorité de sûreté canadienne (Commission canadienne de sûreté nucléaire ou Canadian Nuclear Safety Commission) en compte environ 950, dont 280 affectées à l’appui technique et scientifique.

Une éventuelle réforme du dispositif de contrôle de la sûreté sera donc jugée sur sa capacité à renforcer la mobilisation humaine dans le secteur, tant en termes quantitatifs (effectifs statutaires, ETPT, recrutements sous contrat de droit privé, etc.) qu’en termes qualitatifs (conditions offertes, gestion prévisionnelle des carrières, motivation des personnels).

Les rapporteurs jugent qu’un éventuel rapprochement entre l’ASN et l’IRSN ne saurait avoir lieu à effectifs constants. Soumises à de fortes tensions du fait des nombreux chantiers en cours et à venir, les ressources actuelles des deux organisations laissent toutefois espérer des gains, notamment dans les fonctions supports (informatique, gestion des ressources humaines, direction internationale) qui peuvent sembler aujourd’hui faire doublon. À cette aune, la question du poids respectif des moyens mis à disposition de l’ASN et de l’IRSN, beaucoup débattue depuis quelques mois, paraît passer au second plan. Un éventuel rapprochement permettrait au contraire d’ouvrir davantage de perspectives de carrière, et d’abord la possibilité d’une mobilité géographique accrue, tant pour le personnel de l’ASN que pour celui de l’IRSN, aujourd’hui implanté sur sept sites différents.

IIIb) Les limites d’une structuration plus respectueuse du continuum entre expertise et décision : les détracteurs d’une évolution des structures actuelles de contrôle de sûreté nucléaire laissent entendre que celle-ci ne permettrait plus d’assurer une séparation claire entre l’expertise et la décision. C’est d’abord méconnaître le continuum qui existe entre ces deux activités, tel qu’il a été décrit plus haut. L’ASN dispose d’ailleurs déjà aujourd’hui d’une expertise propre pour les équipements sous pression nucléaires,

En tout état de cause, un rapprochement de l’IRSN et de l’ASN aurait pour conséquence nécessaire de renforcer le cloisonnement existant aujourd’hui au sein de l’ASN entre l’instance décisionnelle et les services d’instruction

IIIc) Le dialogue technique, garant de la fluidité et de la qualité des contrôles :  sur le plan opérationnel, le succès d’un possible rapprochement aurait sans conteste pour pierre de touche le maintien, et même l’amélioration, d’un dialogue technique approfondi entre ingénieurs de l’exploitant et experts. Dans ce cadre, les efforts déjà engagés pourraient être approfondis et accélérés. Le principal écueil consisterait à dériver vers une expertise purement juridique, de papier, en perdant le lien avec le terrain. Comme l’a souligné Benoît Journé, il s’agit « d’une question d’équilibre à trouver entre le technique et le juridique ». Conserver un dialogue technique intense évitera de basculer dans un système à l’américaine, au demeurant très différent.

IIId) Le maintien d’un niveau élevé de transparence : Il importe de souligner que le niveau de transparence atteint aujourd’hui apparaît à tous les interlocuteurs entendus comme un acquis intangible de sorte qu’en cas de réorganisation, les expertises devront continuer d’être publiées à destination du grand public : au lieu d’être des expertises de l’IRSN, ces études seront simplement celles des services instructeurs d’une nouvelle autorité. Au surplus, la décision réglementaire et les analyses préparatoires ne devraient pas plus être identiques que les expertises de l’IRSN et les décisions de l’ASN ne coïncident parfaitement aujourd’hui.

Actuellement, les expertises de l’IRSN doivent être publiées en concertation avec l’ASN. Plutôt que de s’interroger sur la manière dont les écarts éventuels peuvent être interprétés, il convient de rappeler que des divergences sont par essence vouées à demeurer entre expertise et décision, comme cela a été rappelé. Il semble en effet évident que la démonstration de sûreté ne serait pas une « confrontation de doutes » si la voie de la décision finalement prise se trouvait toujours indiquée sans équivoque dès les premiers constats préliminaires. À l’avenir, même si les rapporteurs ne sauraient se prononcer sur un calendrier idéal de publication, il leur semble, dans un souci d’apaisement, que les expertises et recommandations doivent être diffusées de manière concomitante, au moment où l’autorité indépendante rend sa décision.

IIIe) Les points restant à éclairer :  Le traitement de la question de la sûreté nucléaire dans le secteur de la défense doit faire l’objet d’une attention particulière. À l’issue de l’audition de l’amiral Guillaume dans les locaux mêmes de l’IRSN, le 28 juin, il apparaît que le pôle « Défense, sécurité et non-prolifération » de l’IRSN ne saurait faire partie d’une autorité administrative indépendante.

Les perspectives dessinées en vue d’un rapprochement doivent prendre en compte l’évolution forcément exogène des activités commerciales de l’IRSN, qui varient selon les besoins du marché. Pour certaines activités, telles que la fourniture de dosimètres et diverses prestations de mesure pour le suivi des travailleurs exposés, déjà regroupées dans une structure propre d’environ 60 personnes, le transfert au sein d’une autorité administrative indépendante apparaît en effet délicat. Néanmoins, ces activités doivent être pérennisées, en raison de leur caractère stratégique. Une réforme devrait en tout état de cause prendre en compte le fait que l’évolution technologique imprime son propre rythme au développement des activités industrielles et commerciales assurées à l’heure actuelle.

IV Propositions

IVa) Clarifier l’organisation - vers l’AISNR: Un regroupement des moyens humains et financiers actuellement alloués à la sûreté nucléaire et à la radioprotection doit permettre de mettre fin à une certaine ambivalence en la matière et de faire face aux nombreux défis qui s’annoncent. Sous réserve de définir exactement son périmètre d’activité – en première approche, le contrôle, l’expertise et la recherche en sûreté nucléaire et en radioprotection –, l’entité nouvelle pourrait être constituée sous la dénomination d’Autorité indépendante en sûreté nucléaire et radioprotection, ou AISNR.

IVb) Accroître les moyens  qualitativement et quantitativement :  L’état des lieux effectué par les rapporteurs a mis en évidence le besoin d’augmenter les effectifs alloués aux activités de la sûreté nucléaire civile, tant en matière de sûreté et de radioprotection que de recherche. L’augmentation des effectifs doit aller de pair avec un renforcement de l’attractivité des métiers concernés, y compris sur le plan des rémunérations. Leur fixation doit tenir compte non seulement des conditions offertes dans d’autres établissements publics, tel le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), mais aussi de celles qui sont proposées dans les entreprises du secteur privé recrutant dans le même secteur

IVc) Préserver l’indépendance de l’expertise L’indépendance de l’expertise en matière de sûreté nucléaire doit être préservée quelle que soit l’organisation envisagée. À cet égard, il convient de maintenir une publication des rapports d’expertise, en particulier ceux sur lesquels s’appuient actuellement les décisions de l’ASN. De surcroît, il apparait nécessaire de rendre cette publication concomitante avec celle des décisions de l’Autorité indépendante de sûreté nucléaire.

IVd) Maintenir la sûreté nucléaire à son haut niveau actuel

IVe) Unifier la gestion de crise

IVf) Renforcer la recherche. Plusieurs des interlocuteurs entendus par les rapporteurs ont souligné la qualité des travaux de recherche menés par l’IRSN, qui bénéficie d’une réelle reconnaissance au niveau européen et international dans son domaine (ce que reconnait le Haut Conseil de l’évaluation de la recherche et de l’enseignement supérieur -Hcéres)

La nouvelle entité devra inclure un département dédié à la recherche, capable de renforcer cette position de pôle d’excellence internationale dans le domaine de la recherche en sûreté nucléaire et radioprotection.

IVg) Améliorer la transparence : Une information « à froid » sur les grands dossiers de sûreté nucléaire et de radioprotection doit notamment être proposée, comme c’est le cas aujourd’hui au travers des concertations numériques systématiquement mises en place par l’ASN en amont d’une décision du collège de l’ASN ayant une incidence sur l’environnement.

IVh) Renforcer le rôle du Parlement : Le rapprochement de l’ASN et de l’IRSN au sein d’une nouvelle autorité administrative indépendante représenterait une nouvelle étape essentielle pour assurer la sûreté nucléaire du XXIe siècle, dix-sept ans après le vote de la loi du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, ainsi que de la loi du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et des déchets radioactifs, deux lois qui avaient fait à l’époque l’objet d’un large consensus politique.

Depuis sa création en 1983, l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques a joué un rôle central dans le développement de l’énergie nucléaire en France. Les rapports de l’Office ont souvent influé sur la politique nationale, dans des domaines tels que la sûreté nucléaire, la gestion des déchets, la recherche ou encore l’acceptation sociale de l’énergie nucléaire. En effet, la diversité de ses membres et de ses compétences dans les domaines scientifiques et technologiques lui permettent de traiter de façon transverse les questions relatives à la filière nucléaire. De plus, il assure un suivi continu des questions nucléaires au travers des auditions annuelles de l’ASN, de l’IRSN et de la CNE2. De ce fait, l’Office apparaît aujourd’hui comme l’instance la mieux à même de traiter les nouveaux enjeux du nucléaire dans leur globalité et d’assurer un suivi de ces questions pour le Parlement. Aussi, les rapporteurs recommandent-ils que l’Office reçoive explicitement la mission de suivre de manière rapprochée les questions nucléaires, en particulier celles de la sûreté, de la radioprotection et de la réorganisation envisagée dans ce domaine.



lundi 14 novembre 2022

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 voisinssi 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.

mardi 10 août 2021

Réponse à Thierry Breton : non le nucléaire n’est pas qu’une énergie de transition (3) Les SMR

Suite des deux blogs précédents : la Gen III :https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/08/non-le-nucleaire-nest-pas-quune-energie.html

la Gen IV :https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/08/reponse-thierry-breton-non-le-nucleaire.html

1) Petits réacteurs modulaires (SMR) : défis et opportunités

Les petits réacteurs modulaires (SMR) sont de plus en plus reconnus par les décideurs politiques et les acteurs industriels comme une technologie nucléaire prometteuse. Les SMR peuvent être définis comme des réacteurs nucléaires d'une puissance comprise entre 10 MWe et 300 MWe qui intègrent, de par leur conception, des niveaux élevés de modularisation, de standardisation et de construction en usine permettant des modèles de livraison plus prévisibles basés sur les économies de série.

Remember : big is powerful. Alors, si perdant en puissance, les SMR perdent en rendement et en efficacité, ils bénéficient d’autres avantages qui les rendent attrayant pour un grand nombre d’usages, dont certains nouveaux, et qui ont font des outils très utiles contre le réchauffement climatique., comme l‘illustre le diagramme suivant :

Taille et compacité : Sans aller jusqu’à la compacité des chaudières embarquées (10 mètres de diamètre pour 150 MW), les SMR disposent d’une architecture ramassée avec l’incorporation des boucles primaires, des générateurs de vapeur et pressuriseur à l’intérieur de la cuve. Selon les puissances et technologies utilisées, la dimension de l’ensemble (hors turbines et alternateurs) varie de 10 à 50 mètres de hauteur et 20 à 100 mètres de diamètre. Dans le projet Nuward d’EDF (2 SMR de 170 MW) chaque réacteur mesure 16 mètres de haut et de l’ordre de 20 mètres de diamètre. Le réacteur tient dans un gymnase, toute la centrale sur un terrain de foot !

Sécurité inhérente : Une puissance plus faible et le rapport surface/volume plus élevé offert par les cœurs plus petits augmenteront l’efficacité des systèmes de sécurité passive, tant pour des conditions de fonctionnement normales qu’hors normale. Par exemple, de nombreuses conceptions basées sur le LWR ont des stocks d’eau très importants pour refroidir passivement les systèmes des réacteurs, même dans des circonstances extrêmes (p. ex. perte d’énergie hors site). Une plus grande dépendance à l’égard des systèmes de refroidissement passifs permet des conceptions plus simplifiées et une rationalisation du fonctionnement et de l’entretien.

Ainsi, pour le projet français Nuward, des facteurs importants de sécurité renforcée sont une enceinte métallique plus facilement contrôlable qu’une enceinte en béton, des systèmes de sauvegarde passifs et permettat l’évacuation de la puissance résiduelle en trois jours sans intervention humaine ni énergie de secours, le fonctionnement par gravité ou par convection (circulation naturelle), certains concepts allant même jusqu’à voir disparaitre les pompes primaires, le pilotage uniquement avec les grappes de contrôle (commandes immergées) sans bore dans le cœur, la cuve immergée dans l’eau peut retenir d’éventuels produits de fission et est conçue pour retenir un éventuel corium (fusion du cœur) etc

Standardisation et fabrication modulaire : La standardisation plus facile de la conception est un grand atout des SMR qui constitue un moyen efficace de réduire les coûts en favorisant l’apprentissage par la modularisation et la construction en usine.  La modularisation simplifie la construction en divisant la centrale en modules qui peuvent être construits en usine, transportés puis assemblés sur site. Par la fabrication en série et en usine, par la simplicité d’exploitation, on arrive à des prix de revient du MWh de l’ordre 50 à 70 euros, comparables au marché actuel.  Ce sont des projets beaucoup moins capitalistiques que les grands réacteurs et plus attractifs pour des investisseurs.

2) Le paysage futur des SMR : un beau bestiaire en cours d’évolutions rapides

Les SMR représentent une évolution d’une technique bien maitrisée, présente par exemple dans les réacteurs de sous-marins nucléaires, mais des évolutions très ambitieuses sont en cours. La plupart des concepts SMR peuvent être regroupés en cinq grandes catégories

 - Les SMR à eau légère (LWR) à une seule unité - technologie bien établie pour fournir des unités autonomes qui peuvent remplacer de petites unités à combustible fossile ou être déployées comme production distribuée ( par exemple dans les villes pour faire du chauffage urbain)

- Les réacteurs multimodules à eau légère peuvent être exploités en remplacement d'une capacité de base de taille moyenne ou dans un cadre de production décentralisée, en fonction de la capacité de production.

- Les SMR mobiles/transportables à eau légère et sont destinés à être facilement déplacés d'un endroit à l'autre. Les réacteurs flottants sont inclus dans cette catégorie

. Réacteurs mobiles de génération IV (Gen IV) - ils utilisent des technologies avancées autres que celles de l’eau légère et comprennent de nombreux concepts qui ont été étudiés par le Forum international Génération IV (GIF) au cours des dernières années.

- Les micro-réacteurs modulaires (MMR) - représentent des conceptions d'une capacité inférieure à 10 MWe, souvent capables d'un fonctionnement semi-autonome et d'une meilleure transportabilité par rapport aux plus grands SMR. Ces technologies ne sont généralement pas basées sur l’eau légère et appliquent un large éventail d'approches technologiques, y compris les technologies de la génération IV.

Selon l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA), environ 70 concepts SM R sont actuellement en cours de développement, ce couvrant un large éventail d'approches technologiques et de niveaux de maturité. Défilé de haute couture des SMR :

3) Les projets en cours SMR-1) les modules simples

( designs similaires, tous fonctionnant à l’uranium faiblement enrichi)

CAREM (Central Argentina de Elementos Modulares) est un petit réacteur modulaire pour la production d’électricité actuellement en construction près de la ville de Zárate, dans la partie nord de Buenos Aires. Il s’agit essentiellement d’un réacteur à eau pressurisée (REP) simplifié conçu pour avoir une puissance électrique de 25 MW pour le premier prototype, 100 MW dans le suivant. Il s’agit d’un réacteur intégré – le système de refroidissement se trouve à l’intérieur de la cuve du réacteur. L’Indonésie serait intéressée.

 

Smart (Corée du Sud)

Réacteur à eau pressurisée d’une puissance de 330 MW thermique pour 110 MW électrique, pensé pour une exploitation de 60 ans, couple la désalinisation de l’eau de mer et la production d’électricité. Prototype en construction en Arabie Saoudite, design certifié

ACP 100 ou Linglong One (CNNC China National Nuclear Corporation ): Il fut le premier SMR apprpuvé par l'AIE en 2016.  Design intégratif, 125MWe, flexible destine au chauffage urbain et petits réseau électriques, désalinisation et militaire, industries électrointensives, remplacement de centrales thermiques ; sortie de l’eau à 260°C , durée 60 ans, rechargement tous les 2 ans . Construction lancée en 2019 à Changjiang, Hainan






SMR-160 (Holtech, USA) :  réacteur à eau sous pression doté d’un circuit de refroidissement primaire entraîné uniquement par la force gravitationnelle : aucune pompe ni aucune vanne ne sont nécessaires, de même qu’aucun apport d’énergie externe pour le refroidissement de la chaleur résiduelle.En cours d’homologation, contrat signé avec l’Ukraine pour 6 unités.

Candu-SMR (Canada)

Comme toute la filière Candu, il présente la particularité d’utiliser l’eau lourde comme modérateur ce qui lui permet de fonctionner avec une grande variété de combustibles : uranium naturel non enrichi, MOX recyclé content du plutonium, thorium…  Il génère du tritium, ce qui peut être un inconvénient, mais peut aussi générer des isotopes radioactifs à usage médical ; sous la forme SMR, son coefficient de vide négatif impacte encore moins la sécurité. Le SMR CANDU de 300 MWe semble pour l’instant devoir rester à l’état de projet.

UKSMR-Rolls-Royce

Un consortium mené par Rolls Royce a avancé rapidement dans le design d’un SMR classique à eau pressurisée de 440 MWe. Le coût cible d’une est de 1,8 milliard de livres sterling. Rolls-Royce prévoit de construire jusqu’à 16 réacteurs au Royaume-Uni et en 2019, la société a reçu 18 millions de livres sterling pour commencer à concevoir le système modulaire ; le gouvernement devrait fournir 200 millions de livres supplémentaires pour le projet dans le cadre de son plan vert pour la relance économique. L’Estonie s’est aussi déclarée intéressée.

 

Les projets en cours SMR-2) les multi modules

KLT-40S- Akademik Lomonosov Russie)

Encore une fois, comme pour la GENIV les Russes ont gagné et le KLT-40S est le premier SMR en exploitation commerciale- en plus il s’agit d’un SMR mobile posé sur une barge. Il s’agit de la version antérieure du RITM-200, dérivé des réacteurs de brise glace nucléaire. L'Akademik Lomonosov est équipée de deux réacteurs de 35 MW chacun qui utilisent de l'uranium faiblement enrichi et génèrent suffisamment de puissance pour alimenter une ville de 100 000 habitants et permet d'éviter l'émission de 50 000 tonnes de CO2 chaque an. Après un voyage maritime de 5000km, l’ Akademik Lomonosov a rejoint la ville Sibérienne de Pevek, en où elle a été raccordée au réseau électrique en décembre 2019.

RITM-200 (Russie, Rosatom)

Le RITM-200 est un réacteur de 50 MWe directement inspiré de celui qui équipe les dernières générations de brise-glace et qui est en fonctionnement commercial depuis 2019 sur les brise glace Project 22220 (par exemple, Arktika). Le RITM-200, possède un design extrêmement compact, modulaire, des délais de constructions courts et une durée de vie de plus de 60ans. Le principal usage du  RITM-200 sera l’alimentation de régions de la Russie difficiles d’accès , mais il pourra aussi avantageusement  être utilisé pour produire de l’hydrogène. Première mise en service prévue pour 2026 an Yakoutie.


NuScale (USA)

NuScale a eu une vie agitée : c’est au départ, en 2011,  un projet financé par le DOE et mené par diverse Universités et organismes publics (Oregon, Idaho) puis divers investisseurs s’impliquent dont le principal, Kenwood, a été poursuivi pour escroquerie (indépendante de Nuscale), qui s‘en est sorti avec l’aide de Rolls Royce. NuScale a été le premier opérateur  à soumettre des plans de SMR à la Commission de réglementation nucléaire (NSR) et est le premier à avoir obtenu son approbation finale en 2020. Son projet est en cours d’évaluation par un consortium de sociétés de services publics appelé Energy Northwest.

Si Nuscale a avancé aussi rapidement, c’est qu’il est un réacteur à eau légère de conception classique fonctionnant avec de l’uranium enrichi à moins de 5% et une période de ravitaillement de 2 ans. Sa puissance est de 60MWe, et il est prévu de pouvoir assembler de 1 à 12 modules dans une centrale. Chaque module mesure 2.7 m de diamètre et 20 mètres de haut, pèse 600 tonnes et sera fabriqué en usine et livre par rail, barge ou camion spécial.  Mise en service possible : 2026

Nuward (France, EDF-CEA)

EDF ne s’est lancé dans les SMR qu’en 2017, soit beaucoup plus tard que ses concurrents. L’énergéticien n’a donc pas envisagé d’intégrer de nouvelles technologies, comme les sels fondus ou les neutrons rapides, ni de développer des réacteurs de toute petite puissance, qui peuvent s’associer en grappe. EDF a préféré miniaturiser les technologies qu’il maîtrise parfaitement, pour donner naissance à Nuward (abréviation de « Nuclear Forward », SMR, dont le design a été dévoilé le 6 avril 2021.

Développé en partenariat avec TechnicAtome, Naval Group et le Commissariat à l’Energie Atomique (CEA), Nuward est une unité intégrée de 340 MWe, avec deux réacteurs de 170 MWe à eau pressurisée, la technologie du parc nucléaire français, et une seule salle de commande. « Une technologie éprouvée, avec peu d’inconnues, pour laquelle l’échelle de temps et le risque de ne pas aller jusqu’au bout sont maîtrisés », explique Benoît Desforges, le directeur développement et stratégie de TechnicAtome.

Le réacteur prend place dans un cube d’eau de 25 mètres sur 25, et sera semi-enterré 

SMRs de génération IV ( Surgénérateurs, brûleurs de déchets)

HTR-PM (Chine, CNEC)

Là, c’est la Chine qui a dégainé la première avec le premier SMR de GENiV en construction. Le HTR-PM (200MWe) est un petit réacteur nucléaire modulaire dérivé du HTR10 (cf le billet sur les réacteurs de GENIV) en cours de développement en Chine. Il s'agit donc d’un réacteur à lits de boulets (le combustible est constitué de billes de graphite qui contiennent comme combustible de petits grains de céramique d’uranium enrichi à 8.5%). Le caloporteur est l‘hélium, chauffé à 750°C. Il est destiné principalement à remplacer les centrales à charbon et au fuel pour le chauffage des agglomérations et fera de la cogénération vapeur.  La cuve du réacteur mesure environ 25 m de haut et pèse 700 tonnes. Les Chinois lui prévoient un potentiel gigantesque à l‘exportation. En cours de construction à Shidao


Natrium  (TerraPower en collaboration avec GE Hitachi, USA, Bill Gates)

Le Natrium est un Réacteur à Neutrons Rapides (RNR-Na) combiné à un système d'échange de chaleur à sel fondu. Sa puissance est de 345 MWe avec montée possible jusqu’à 500 MWe, et sa dynamique extraordinaire lui permettre de faire du suive de charge. Le design a été validé par le DOE (USA) et un premier démonstrateur est en cours de construction dans la Wyoming. 

Traveling Wave Reactor, TWR ( TerraPower, Bill Gates)

Projet extraordinaire que ce réacteur  « à onde de combustion. Le principe : un cœur de réacteur est chargé en matériau fertile et une réaction en chaîne est déclenchée par l'addition localisée d'une petite quantité de matériau fissile. Une fois la réaction démarrée, on distingue quatre parties dans le cœur : une zone appauvrie qui contient des produits de fission et des restes de combustible, la zone où se produit la fission du matériau fertile généré, la zone de surgénération où le combustible fissile est produit par absorption de neutrons par le combustible fertile et la zone source qui contient le matériau fertile intact. Avec le temps la zone de fission progresse en consommant la matière fertile placée devant elle et laissant des restes de combustion derrière elle (wikipedia)

L’objectif est d’utiliser 100% de l’uranium contre seulement 0,72% dans les réacteurs nucléaires actuels. Le TWR pourra fonctionner durant plusieurs décennies sans remplacer le combustible. Initialement, le programme devait être développé avec la Chine et le prototype construit en Chine mais les tensions US-Chine en ont eu raison. Le projet sera développé aux US avec  une installation de démonstration d’une puissance de 600 MW.


Xe-100, Xe-Mobile (X-Energy, USA)

Le Xe-100 est un réacteur  à lit de galet classique de 80MW.h ( mais plusieurs modules peuvent être assemblés pour former une centrale plus importante (typiquement 4, 320MWe). Le caloporteur est l’Hélium (700°C)et la durée sans rechargement 60 ans. 

Westinghouse Lead-cooled Fast Reactor (LFR) :

Le liquide de refroidissement étant le plomb (à1700°C) qui fonctionne à la pression atmosphérique et ne réagit pas de manière exothermique avec l’air, la technologie LFR élimine le besoin et les dépenses associées de composants supplémentaires et de systèmes de sécurité redondants requis par d’autres conceptions de centrales pour la protection contre les fuites de liquide de refroidissement, ce qui simplifie le design et diminue les coûts. Le LFR (450MWe) peut faire du baseload, du suivi de charge, de la cogénération chaleur électricité, de la désalinisation. 

Moltex stable salt reactor (UK, Canada)

Le cœur comprend 400tubes de 10mm de diamètre, et son originalité est d’être rectangulaire, ce qui est un peu moins efficace d’un point de vue neutronique qu’une géométrie cylindrique mais permet le rechargement des barres de fuel en fonctionnement. Le combustible est composé de deux tiers de chlorure de sodium et d’un tiers de plutonium et de trichlorures mixtes de lanthanide/actinide- le combustible des réacteurs initiaux devrait provenir de combustible nucléaire usé conventionnel converti et cette possibilité de recyclage est l’un de ses atouts. Le sel de refroidissement dans le réservoir du réacteur est un mélange de fluorure de zirconium de sodium.Comme pour tous les autres GEN4,  le MSSR possède des caractéristiques de sûreté intrinsèques et aucun opérateur ou système actif n’est requis pour maintenir le réacteur dans un état sûr et stable.

Integral Molten Salt Reactor (IMSR, Terrestrial Energy, Canada)

L’IMSR appartient à la classe DMSR (denatured molten salt reactor) des réacteurs à sels fondus (MSR) et est donc un réacteur « brûleur » qui utilise un combustible liquide plutôt qu’un combustible solide conventionnel; ce liquide contient le combustible nucléaire et sert en même temps de caloporteur primaire d’où un design très simplifié. Dans la version standard, le combustible est de l’uranium faiblement enrichi (<5 % d’U235) sous forme de tétrafluorure d’uranium (UF4) mélangé à des sels (LiF, NaF ou BeF2). Des barres de graphite verticales assurent la modération. Puissance : 400MWth, 190 MWe.Durée de fonctionnement 7 ans. 


KP-FHR small modular reactor (Kairos Power, USA)

Le concept KP-FHR utilise le sel de fluorure fondu comme caloporteur à basse pression et comme combustible des galets 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. Le concept KP_FHR a reçu 300 millions de dollars du Department of Energy pour la construction d’un démonstrateur de 50 MWth (Hermès)à Oak Ridge

U-Battery (Univ Manchester,Delft)

Utilise aussi les galets TRISO comme combustible. Production de chaleur et d’électricité: 10MWt thermique en cogénération avec jusqu’à 4MWt d’électricité (MWe). Température de sortie : 710°.C