La Centrale Nucléaire de Chooz (Ardennes)

Projet BRAINWARE
Dans le cadre du Mastère ASIG et Master IASIG
La Centrale Nucléaire de Chooz (Ardennes)
Centrale de type REP, Palier N4 : 1450 MW
LALLEMANT Thierry, PLACE Julien, TOUPENSE Vincent
Le 7 MARS 2008
Non confidentiel Confidentiel IGN
Confidentiel Industrie
jusqu’au ______
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Nous remercions vivement Mr Pascal SALENS, agent de conduite
de la salle des com mandes de la centrale de Choo z, pour avoir perm is
à l ’un d ’entre nous de visiter la centrale nucléaire. Nous le remercions
également pour avoir répondu à nos mult iples quest ions qui ont
about it à la réalisation d’une modélisation HBDS la plus pertinente
possible de cette centrale, la plus puissante de France.
Nous remercions également Mr Francis SALENS, ingénieur de commande
retraité de la centrale de Choo z, pour sa disponibilité dans le partage de
son savoir, ainsi que dans le contrôle régulier de notre travail.
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Résumé
Dans le cadre de notre troisième année en mastère ASIG ou master IASIG à l’ENSG, un
projet BRAINWARE nous a été demandé. Il s’agit d’analyser une infrastructure importante
(aéroport, raffinerie, centrale d’énergie,…) afin d’en dresser la structure la plus complète et
pertinente possible, en utilisant la représentation graphique HBDS (Hypergraph Base Data
System). Cette modélisation permet de résoudre les problèmes et de montrer les solutions
algorithmiques.
Notre projet porte sur la centrale Nucléaire de Chooz se situant dans les Ardennes
françaises. Elle traduit le mieux l’envie et l’engagement de la politique française dans
l’avancé de la qualité des installations nucléaires et du développement grandissant de son
parc nucléaire. En effet, elle est aujourd’hui la centrale la plus récente et la plus puissante de
France. Elle appartient au palier N4 (1450 MW) et fournit environ 3% de la production
française annuelle mais produit aussi pour les pays voisins comme la Belgique ou
l’Allemagne.
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Table des matières
I. LA THEORIE DU NUCLEAIRE
11
A. HISTORIQUE
11
B. LA STRUCTURE DE LA MATIERE
13
1. L’ATOME
13
2. LE NOYAU
14
3. LES RAYONNEMENTS RADIOACTIFS
15
C. LE PRINCIPE DE FISSION ET DE FUSION
18
1. LA FISSION
18
2. LA FUSION
22
II. L’ENERGIE NUCLEAIRE EN FRANCE
23
A. LES FILIERES NUCLEAIRES EXISTANTES
23
1. LES TROIS GRANDES FILIERES DE REACTEURS A EAU
25
2. LES REACTEURS GRAPHITE-GAZ (UNGG/AGR)
26
3. LES REACTEURS A NEUTRONS RAPIDES (RNR)
27
4. LES REACTEURS A EAU-GRAPHITE (RBMK)
27
B. LE CHOIX DU NUCLEAIRE
28
1. HISTORIQUE DU DEPLOIEMENT DU NUCLEAIRE FRANÇAIS
28
2. LE PARC NUCLEAIRE FRANÇAIS
30
3. LE CYCLE DU COMBUSTIBLE
30
C. L’ETUDE DE CAS : LA CENTRALE NUCLEAIRE DE CHOOZ
34
1. LA SITUATION GEOGRAPHIQUE
34
2. L’HISTOIRE DE CHOOZ
35
3. CHOOZ B ET SES DEUX REACTEURS
37
4. CHOOZ B ET SES CARACTERISTIQUES TECHNIQUES
39
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III. CHOOZ ET SON FONCTIONNEMENT GENERALE
41
A. LE CIRCUIT PRIMAIRE
42
1. LE CŒUR DU REACTEUR
43
2. LES BOUCLES DE REFROIDISSEMENTS
46
B. LE CIRCUIT SECONDAIRE
51
C. LE CIRCUIT TERTIAIRE
55
D. LES AUTRES CIRCUITS DE LA CENTRALE
56
1. LES CIRCUITS AUXILIAIRES
56
2. LES CIRCUITS DE SAUVEGARDE DE LA CENTRALE
61
B.
63
LE CIRCUIT ASG
IV. CHOOZ ET SES INFRASTRUCTURES
66
A. L’ILOT NUCLEAIRE
67
1. LE BATIMENT REACTEUR (BR)
68
2. L’ENCEINTE DE CONFINEMENT
69
3. LE BATIMENT COMBUSTIBLE (BK)
70
4. LE BATIMENT ELECTRIQUE ET DES AUXILIAIRES DE SAUVEGARDE (BAS/BL)
72
5. LA SALLE DE COMMANDE
73
6. LE BATIMENT DES AUXILIAIRES NUCLEAIRES (BAN)
75
7. LE BATIMENT DU RESERVOIR DES EAUX DE PISCINES (PTR)
76
8. LES BATIMENTS DES GROUPES ELECTROGENES
76
B. L’ILOT CONVENTIONNEL
77
1. LA SALLE DES MACHINES
77
2. LA TOUR AEROREFRIGERANTE
77
3. LES TRANSFORMATEURS PRINCIPAL ET AUXILIAIRE
77
C. LES BATIMENTS COMMUNS AUX TRANCHES
78
1. LE BATIMENT DE TRAITEMENT DES EFFLUENTS (BTE)
78
2. LA PLATEFORME DE STOCKAGE DES GAZ
79
3. LES OUVRAGES D’EAU
79
4. LES AUTRES BATIMENTS
80
D. LA STRUCTURE HBDS
81
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V. NUCLEAIRE ET SOCIETE
83
A. LA SURETE NUCLEAIRE
83
1. L’EXIGENCE NUCLEAIRE
83
2. L’AUTORITE DE SURETE NUCLEAIRE
85
3. LA QUALIFICATION D’UN EVENEMENT NUCLEAIRE
87
B. LA GESTION DES DECHETS RADIOACTIFS
89
1. CLASSIFICATION DES DECHETS RADIOACTIFS
89
2. LE RETRAITEMENT ET LE STOCKAGE DES DECHETS RADIOACTIFS
91
C. LES PERSPECTIVES D’AVENIR
99
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Glossaire et sigles utiles
Aéroréfrigérant
Installation dans laquelle l’eau chaude issue du circuit tertiaire se
refroidit en cédant sa chaleur à l’atmosphère. Son rôle est de dissiper
par convection et évaporation la chaleur transmise à l’eau traversant
le condensateur.
AIEA
Agence internationale de l’énergie atomique.
ANDRA
Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs.
ASN
Autorité de Sûreté Nucléaire.
Becquerel (Bq)
Unité de mesure internationale, utilisée pour la radioactivité. Il
remplace le Curie (Ci), 1Ci = 37 milliards de Bq.
CEA
Commissariat à l’énergie atomique.
Cogema
Compagnie générale des matières nucléaires : filiale à 100% du
groupe CEA dont les activités concernent tout le cycle du
combustible.
DSIN
Direction de la sûreté des installations nucléaires, rattachée aux
ministères de l’Industrie et de l’Environnement.
EDF
Electricité de France, entreprise de service public, créée en 1946, a
pour mission de fournir pour chacun, à chaque instant et en tout point
du territoire, un kWh compétitif.
Effluents
Liquides ou gaz contenant des substances radioactives. Leur activité
est réduite par des dispositifs appropriés avant leur rejet ou leur
réutilisation.
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Filière
Ensemble des réacteurs de même conception.
Une filière se
caractérise par le combustible, le modérateur et le fluide caloporteur.
Par exemple, les REP utilisent de l’uranium enrichi comme
combustible
et
de
l’eau
pressurisée
comme
modérateur
et
caloporteur. On peut aussi citer la filière UNGG. (Réf : Ch. II. 1).
Fluide Caloporteur
Liquide ou gaz circulant dans le cœur d’un réacteur nucléaire pour en
évacuer la chaleur. Dans une centrale REP comme celle de CHOOZ,
ce fluide est de l’eau qui circule dans les boucles de refroidissement
du circuit primaire.
GRAY (Gy)
Unité de mesure du système international exprimant la dose
absorbée, ou la quantité d’énergie reçue par unité de masse irradiée.
Un gray vaut un joule par kilogramme. L’ancienne unité, le RAD, vaut
un centième de gray.
INES
International nuclear event scale : échelle internationale de gravité
des événements nucléaires, comportant 7 niveaux, mise au point par
l’AIEA. (1, 2, 3 = incidents. 4, 5, 6, 7 = accidents).
ISPN
Institut de protection et de sureté nucléaire. Dépendant du CEA.
MOX
Mixed Oxyde Fuel (MOX) est un combustible composé d’un mélange
d’oxydes de plutonium (issu du retraitement) et d’uranium.
Palier
Série de tranches de même puissance dans une même filière. En
France, pour les REP, On distingue les paliers 900 MW, 1300 MW, et
1450 MW (Centrale de Chooz).
PPI
Plan Particulier d’intervention. Détermine l’organisation des secours
en cas d’accident dans une centrale nucléaire susceptible d’avoir des
conséquences pour la population.
PUI
Plan d’urgence interne. Déclenché en cas d’accident par la direction
d’une centrale, il définit l’organisation interne et les moyens a mettre
8 / 101
en place. Il est coordonné avec le PPI qui traite des éventuelles
conséquences extérieures au site.
REP
Réacteur à eau pressurisée. Cette filière développée depuis 1974
représente la quasi-totalité des réacteurs en service en France et la
moitié des réacteurs mondiaux.
TEP
Tonne d’équivalent pétrole. Unité de mesure récente correspondant à
l’énergie produite par la combustion d’une tonne de pétrole. 1 TEP =
4500 kWh.
Tranche
Unité de production électrique comprenant un réacteur et un groupe
turboalternateur. Le groupement de deux tranches forme une
centrale. Une centrale peut contenir deux à quatre tranches.
Wh
Unité d’énergie obtenue en multipliant la puissance consommée ou
produite par la durée d’utilisation et de production. On parle
généralement de kWh ou de MWh.
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INTRODUCTION
Quand nous parlons de nucléaire, la première approche que nous avons est généralement
négative. Pourquoi ? Sûrement, par son Histoire pas très glorieuse et inquiétante. En effet,
cela commence avec le nucléaire militaire et ses effets dévastateurs illustrés par les célèbres
bombes de Nagasaki et d’Hiroshima. Puis par ses retombées catastrophique envers
l’environnement lors d’accident comme Tchernobyl ou par le problème du stockage des
déchets de nos centrales.
Paradoxalement, aujourd’hui, le nucléaire est devenu La Solution française avec plus de
85% de la production d’électricité en France en 2006. Il existe pourtant d’autres types de
centrale pouvant fournir de l’électricité : Hydraulique avec les barrages (concerne 8% de la
production totale en 2006), et Thermique à flamme utilisant des combustibles fossiles
comme le charbon, le pétrole ou le gaz naturel (qui représente seulement 4% de la
production). Récemment, les centrales solaires thermiques et photovoltaïques font leur
apparition. Elles traduisent un engagement de plus en plus fort dans la gestion d’une
politique écologique.
Seulement aujourd’hui, le nucléaire apparaît de plus en plus comme une source
incontournable d’énergie dans la garantie d’une indépendance énergétique de la France, au
niveau des sources en pétrole, en gaz, et en charbon qui a long terme seront limitées et
également au niveau écologique avec l’absence de rejet de gaz à effet de serre contre le
réchauffement.
Ce présent rapport exposera techniquement le fonctionnement de la solution nucléaire et
plus concrètement d’une centrale nucléaire (Chooz). Cela permettra, par la suite, d’aboutir à
la modélisation HBDS de celle-ci et de ses différents réseaux annexés. Dans une première
partie, après quelques précisions sur l’historique du nucléaire et sur sa description atomique,
nous expliquerons le choix français des réacteurs à eau pressurisé. Dans une seconde
partie nous détaillerons précisément le fonctionnement d’une tranche nucléaire complète
avec ses bâtiments principaux ou encore annexes. Et enfin, une approche sur les déchets, la
sûreté et l’avenir du nucléaire.
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I. LA THEORIE DU NUCLEAIRE
Un ensemble de styles ont été définis pour le rapport. Vous ne devez pas les modifier
(typographie, taille, etc.)
A. Historique
La science du nucléaire est une science toute nouvelle, née au début du XXème siècle. Elle a
tout d’abord connu de grandes avancées au cours de la première moitié du XXème siècle telle
que la découverte de l’atome ainsi que la radioactivité.
Bien que de nos jours elle est sujette à beaucoup de contre verses elle reste néanmoins
encore très prometteuse pour l’avenir.
1896 Découverte de la radioactivité par Henri Becquerel sur les
émissions de l’atome d’Uranium.
1897 J.-J. Thomson identifie l'électron
1898 Découvertes de Pierre et Marie Curie des éléments Radium et
Polonium par leur nature à émettre spontanément de rayonnements.
1900 Découverte de l’atome par Lord Ernest Rutherford après avoir
mis
en évidence les trois rayonnements, Alpha, Bêta
mit
et
Gamma.
Il
également en évidence que ces particules alpha ne sont que des noyaux
d’Hélium et formula la notion de période.
1905 Le physicien Albert Einstein énonce la célèbre loi reliant la
masse à l’Energie E = M C2
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1911 Rutherford continua son étude du rayonnement pour finalement aboutir à une
bonne struture atomique en affirmant qu’un atome est un noyau très dense
autour duquel gravite des éléctrons.
1919 Il fît la première transformation artificielle, en transformant un atome d’Azote
en
Oxygene par le biais de rayons Alpha du Radium.
1932 W. Bothe, H Becker et James Chadwick établissent l’existence du neutron.
1934 Irène et Frédéric Joliot-Curie à faire de la radioactivité artificielle en créant du
phosphore
30,
un
isotope
radioactif
du
phosphore
31
stable,
par
des
rayonnements Alpha sur une feuille d’Aluminium.
1938 Otto Hahn et son assistant son assistant Fritz Strassmann découvre la fission
lorsqu’un atome d’Uranium se fragmente en deux noyaux plus légers.
1939 Frédéric Joliot-Curie et Lew Kowarski ont montré l’existence d’une réaction en chaîne
en observant que la fission d’un atome d’Uranium s'accompagne
d'une
émission
de
neutrons.
1942 Enrico Fermi démontre la faisabilité de la création et du control d’une réaction
enchaîne par la mise en route du tout premier réacteur nucléaire à Chicago
(Etats-Unis).
1945 Explosion des deux bombes atomiques sur les villes
Japonaise : Hiroshima et Nagasaki.
1948 Mise en marche de la toute première « pile » nucléaire, nommée ZOE, construite en
Europe
1951 Un réacteur nucléaire d’origine Américaine (Etats-Unis)
toute première production
nommé EBR1 fournit la
électrique d’origine nucléaire.
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Années 1950 Les premiers programmes relatifs à la construction de centrale nucléaire
apparaissent en Union Soviétique, en France, aux Etats-Unis ainsi qu’en grande Bretagne
1963 Première production d’électricité en France d’origine nucléaire réalisée par
l’EDF.
Depuis lors une forte volonté de développement technologique et industriel a fait que de nos
jours l’énergie nucléaire est devenue la principale source d’énergie à travers le monde.
Aujourd’hui on ne cesse d’augmenter la sûreté et la puissance des centrales d’énergie
nucléaire.
Actuellement dans le monde, 442 réacteurs nucléaires fonctionnent dans 31 pays,
fournissant ainsi 370 GW (17% de l’électricité mondiale). Notons que la France produit 78%
de son énergie électrique à partir d’énergie nucléaire.
B. La structure de la matière
1. L’atome
L’atome est la plus petite partie d’un corps physique pouvant se combiner chimiquement
avec un autre. Sa dimension est de l’ordre du nanomètre (nm), soit 10-10 m. Il est constitué
d’un cortège d’électrons ainsi que d’un noyau composé lui-même d’éléments appelés
nucléons, excepté le noyau de l’atome d’hydrogène qui est composé que d’un unique proton.
La représentation d’un atome
Les électrons sont les plus petites particules connues (10-18 m), elles gravitent autour du
noyau et portent une charge négative (-1,6 × 10-19 Coulomb). Leurs déplacements sont régis
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par les lois de la mécanique quantique (on ne parle plus de position absolue mais de
probabilité d’existence).
Au sein d’un atome le nombre de protons est équivalent à celui des électrons. Chaque
proton porte une charge positive égale et opposée à celle que porte un électron, rendant de
ce fait l’atome électriquement neutre.
Dans le noyau il y a également des neutrons au nombre sensiblement équivalent à celui des
protons mais possédant une absence de charge.
L’énergie nucléaire Fusion et fission -CEA
2. Le noyau
Il est composé de nucléons, à savoir les protons et les neutrons. De par nature les protons
au sein d’un noyau ont tendance à se repousser, cela est du à la répulsion coulombienne
des charges positives des protons. Afin d’avoir une liaison nucléaire du noyau il existe pour
cela une force compensatrice nommée interaction forte qui est portée par des gluons
(particules fondamentales).
Afin de modéliser l’énergie de répulsion des nucléons on parle d’énergie de liaison, l’énergie
qui permettrait de séparer les nucléons. Le rayon d’un nucléon est de l’ordre de 1fm (10-15m).
La densité d’un nucléon est bien plus grande que celle de l’atome : 200 millions de tonnes au
cm³. Les nucléons sont bien plus lourds que l’électron, induisant le fait que la majeure partie
de la masse d’un atome est due à celle du noyau, donc à la résultante des masses des
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protons et neutrons. L’atome le plus lourd est l’uranium avec 92 protons bien qu’on soit
arrivé à produire artificiellement un élément radioactif ayant 118 protons.
Un atome est défini et identifié par deux nombres principaux, ces nombres sont en relations
avec le nombre de protons et de neutrons. Ces deux nombres sont le nombre atomique Z
(nombre de protons qu’il possède) et le nombre de masse A (nombre de nucléons : protons
et neutrons).
On parle alors d’isotope lorsque deux atomes ont le même nombre atomique, donc
indirectement le même nombre d’électrons (ex : L’hydrogène 11H, le Deutérium D ou ²1H et le
Tritium ³1H). Deux isotopes possèdent les mêmes propriétés chimiques, néanmoins leurs
similitudes s’arrêtent là car ils n’ont pas les mêmes propriétés nucléaires à savoir le même
nombre de masse A, ni la même stabilité, ni même encore la même durée de vie.
Les isotopes de l’Hydrogène
L’uranium, élément très radioactif, est très utilisé lors de réaction nucléaire pour produire de
l’électricité. Cet élément naturel mais néanmoins limité sur Terre, possède dix sept isotopes
tous radioactifs. Mais seulement trois d’entre eux sont présents à l’état naturel : 238U ;
234
235
U et
U. Ces trois isotopes forment ce que l’on appel l’uranium naturel, les proportions de
chacun d’eux sont presque toujours les mêmes :
238
U : 99,28% ;
235
U : 0,71% ;
234
U:
0,0054%. Ces isotopes comme tout isotope possèdent le même nombre d’électrons,
induisant des natures chimiques et physiques semblables.
3. Les rayonnements radioactifs
Comme nous avons pu le voir dans le chapitre précédent l’uranium naturel et ses isotopes
(dont
238
U) ont des noyaux dits instables (énergie instable : déséquilibre entre protons et
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neutrons) et de ce fait on tous tendance à se transformer spontanément en d’autres
éléments radioactifs. Ces autres éléments, eux-mêmes de natures instables se transforment
à leur tour en d’autres éléments radioactifs (et ainsi de suite). Créant ainsi la notion de
famille radioactive.
Chaque transformation se traduit par l’émission d’un rayonnement, rayonnement qui peut
être sous trois formes.
La première étant sous la forme d’un rayonnement alpha, ce rayonnement correspond à
l’émission de particules riches en énergie, lourdes et volumineuse : il s’agit en fait de noyau
d’hélium constitué de deux protons et de deux neutrons. Ce type de rayonnement est très
peu pénétrant car il suffit d’une feuille de papier ou d’une couche d’air de quelques
centimètres pour arrêter ces particules qui sont éjectées du noyau à une vitesse de 16000
km/h.
La deuxième forme de rayonnement est l’émission Bêta. Cette émission n’a rien à voir avec
la précédente et se décompose en deux types de rayonnement : Bêta – et Bêta+. Le
rayonnement Bêta – émet un électron et un anti-neutrino électronique tandis que le
rayonnement Bêta + émet quant à lui un positron (anti-électron) et un neutrino.
La vitesse d’émission de ces particules plus légères est de 270000 km/s, il faut donc une
couche d’air de 3m pour les arrêter. Mais dans le rayonnement Bêta il ne s’agit pas
seulement d’émettre des particules, il s’agit aussi d’un changement profond de la nature
même du noyau. En effet au cours d’une émission Bêta-, un neutron se change en proton
alors qu’au cours d’une émission Bêta+ un proton se change en neutron. Ce changement de
nature des nucléons provient de l’interaction faible. Ainsi un atome de carbone (6 protons et
8 neutrons) devient par radioactivité Bêta- un atome d’azote (7 protons et 7 neutrons).
De plus un atome qui émet un rayonnement Alpha ou bien Bêta s’excite énormément,
induisant aussitôt une désexcitation en émettant un photon (appelé également Gamma).
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Les différentes désintégrations (Source : CEA)
Ainsi comme nous avons pu le voir précédemment ce type de désintégration est associée
soit à l’émission d’une particule Alpha (atome d’Hélium complètement ionisé) soit à
l’émission d’une particule Bêta (électron).
L’émission Bêta ne modifiera en rien le nombre de masse de l’élément parent mais
incrémentera de un son numéro atomique.
Par contre l’émission Alpha modifiera le nombre de masse et le numéro atomique de
l’élément parent (décrémente de quatre unités le nombre de masse et de deux unités le
nombre atomique).
Par exemple l’élément
234
U présent dans la nature à l’état de trace est le résultat de trois
désintégrations successives : une transition Alpha donnant
Bêta donnant
234
Pa, puis
234
Th, suivi de deux transitions
234
U.
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Famille radioactive de l’Uranium
Bien entendu ces éléments constitutifs d’une même famille possèdent des propriétés
physiques et chimiques très différentes (ils n’ont pas le même nombre d’électrons).
Pour les éléments radioactifs on parle de période radioactive le temps au bout duquel
l’élément radioactifs perd la moitié de son activité radioactive.
Cette période est très variable, elle propre à chaque élément Par exemple la période
radioactive (demi-vie) de l’uranium 238 est de 4.5 milliard d’années alors que celle l’iode
131 est de 8 jours.
La notion d’activité d’un corps radioactif correspond au nombre de désintégrations par
seconde que subit ce corps. Elle se mesure en becquerels (symbole Bq) avec la définition
suivante : 1Bq = 1 désintégration par seconde.
C. Le principe de fission et de fusion
1. La fission
Un peu d’histoire
Suite à la fabuleuse découverte de Rutherford sur le rayonnement de particules atomique
(Alpha, Bêta et Gamma) Chadwick découvrit, en 1934, le neutron. Aussitôt Enrico Fermi
découvrit qu’on pouvait en bombardant certains éléments par des neutrons produire d’autres
éléments radioactifs. Peu de temps après en 1938, Otto Hahn et Fritz Strassmann ne
18 / 101
tardèrent pas à découvrir qu’on pouvait faire éclater des noyaux d’uranium en fragments plus
petits. Le phénomène de fission était né.
Principe théorique
Il existe deux types de fissions. La première étant la fission spontanée et la deuxième la
fission induite. La fission spontanée ne peut se produire que sur des atomes ayant une
énergie de liaison entre nucléons faible, donc sur des atomes extrêmement lourds. Par
exemple l’uranium 235 ou encore le Californium 252. Elle correspond donc à la
fragmentation spontanée d’un atome très lourds en deux plus petits fragments radioactifs
sans avoir absorbé de particule (ex : neutron).
La fission induite quant à elle se produit lorsqu’un noyau lourd fissible absorbe une particule,
et de ce fait acquiert une instabilité énergétique qui se traduit par son scindement en deux
fragments radioactifs plus léger.
Réaction de la fusion
Source : http://www.linternaute.com/science/environnement
Dans la nature le seul noyau fissible est l’uranium 235, qui est un isotope de l’uranium
naturel, que l’on peut extraire des minerais d’uranium. Le problème étant qu’il se trouve en
faible proportion (0.7%).
Néanmoins il existe d’autres éléments fissibles mais ils doivent préalablement être créés
artificiellement. C’est le cas par exemple du Plutonium 239 et de l’Uranium 233 qui sont
générés à la suite de réactions nucléaires dans les centrales nucléaires.
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Au sein des centrales nucléaires on utilise les neutrons comme projectiles. Les mouvements
et les interactions entre les neutrons et les noyaux des atomes fissibles sont régis par la
mécanique quantique qui stipule que la probabilité (section efficace) qu’un neutron puisse
rencontrer un noyau dépend de la taille de celui-ci mais aussi de sa nature.
Lorsqu’un noyau d’atome fissible absorbe un neutron, il devient instable et se scinde en deux
éléments radioactifs (souvent de tailles différentes) en libérant une énergie considérable
(l'énergie dite de liaison des noyaux, considérable en raison de l'intensité de la force
nucléaire : de l’ordre de MeV alors que dans des réactions chimiques c’est de l’ordre de
l’eV) ainsi que des neutrons (en moyenne 2.4 neutrons émis par fission).
Cette impressionnante quantité d’énergie provient de la différence d’énergie de liaison par
nucléon entre l’élément initial et les produits finaux de la réaction. Cette différence se traduit
par une important énergie cinétique des produits (neutrons : 20 000 km/s, produits fils :
8 000 km/s). Les produits de fissions sont de très gros projectiles qui se frayent un chemin
parmi les autres atomes en les « bousculant », échauffant ainsi la matière environnante.
C’est cet échauffement qui fournit la plupart de l’énergie produite lors d’une fission.
Les neutrons propulsés sont de petites tailles et possèdent une grande vitesse, ce qui leur
permet de parcourir de longues distances avant de percuter à leur tour un atome,
entretenant ainsi une nouvelle réaction nucléaire. On parle alors de réaction en chaîne.
Réaction en chaîne nucléaire
Source : http://lewebpedagogique.com
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énergie
Énergie de fission de
MeV
Énergie cinétique des fragments de fission
%
énergie
Commentaire
totale
166
81,5
énergie instantanée localisée
Énergie cinétique des neutrons de fission
5
2,5
énergie instantanée
Énergie des γ de fission
8
3,9
délocalisée
11
5,5
énergie instantanée perdue
190
93,1
énergie instantanée
7
3,4
7
3,4
14
6,9
Énergie des neutrinos
Total
Énergie de radioactivité β des produits de
fission
Énergie de radioactivité γ des produits de
fission
Total
énergie différée
Chiffres sur la fission de l’Uranium 235
Néanmoins cette réaction en chaîne nécessite d’être surveillée et contrôlée. En effet
contrairement à ce que l’on peut penser, avoir des neutrons rapides n’est pas une bonne
chose pour engendrer des fissions d’atomes. Il faut donc les ralentir par le biais de
modérateurs qui peuvent être de l’eau borée ou encore les parois internes du réacteur afin
qu’un seul neutron engendre une autre fission. Comme nous l’avons précisé précédemment
dans ce chapitre seul l’Uranium 235 est facilement fissible, néanmoins l’Uranium 238 peut
être fissible sous l’action de neutrons rapides sans quoi il s’excite puis devient instable. Il se
désintègre (Bêta-) en Neptunium 239 qui à son tour se désintègre (Bêta-) pour former du
Plutonium 239, élément aisément fissible. La faible proportion d’Uranium 235 dans l’Uranium
naturel nous pousse à l’enrichir par divers procédés.
Il faut également savoir qu’une quantité minimum de produits fissibles (environ 60 kg pour
l'uranium-235) dans un volume donné est nécessaire pour alimenter la réaction. On parle
alors de masse critique.
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2. La fusion
La fusion est une autre méthode permettant d’avoir une production d’énergie en grande
quantité. Cette méthode est complètement à l’opposé de la fission, à savoir que l’on
n’essaye pas de fissionner des noyaux d’atomes entre eux mais de les fusionner.
La fusion de deux atomes est faisable si ces derniers sont suffisamment proches l’un de
l’autre. Or à cause de la charge positive des portons, les noyaux ont tendance naturellement
à se repousser l’un de l’autre.
Afin de parer à ce problème de force il faut que les atomes que l’on souhaite faire fusionner
possèdent de grandes vitesses afin qu’ils se rapprochent très près l’un de l’autre avant
même que la force électromagnétique ne les sépare. Ces atomes peuvent atteindre ce genre
de vitesses que s’ils sont placés dans un milieu à haute température (plusieurs millions de
degrés).
C’est par exemple le cas du soleil qui possède une température suffisamment haute pour
permettre la fusion.
Depuis presque trente ans l’Homme essaye de maîtriser cette technique, or elle nécessite de
savoir créer de très hautes températures, difficulté technique qui est difficile à surmonter.
Néanmoins nous avons pu l’utiliser et la maîtriser dans des bombes H
Actuellement deux méthodes sont envisagées :
On place un mélange d’hydrogène gazeux (isotopes de l’Hydrogène : Deutérium et Tritium)
que l’on souhaite faire fusionner dans un champ magnétique de forte intensité. Le mélange
est porté à plusieurs millions de degrés dans des « engins » nommés Tokamak.
On place dans une microbille une forte concentration du mélange d’isotopes de l’hydrogène
que l’on irradie en utilisant des lasers très puissants
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II. L’ENERGIE NUCLEAIRE EN FRANCE
Dans la deuxième moitié du XX siècle, après maintes réflexions et institutions, la France a
adopté la filière REP (réacteur à eau pressurisé). Elle compose aujourd’hui le plus grand
parc nucléaire d’Europe. Ce vaste déploiement est le résultat d’une grande expérience
française et d’une avancée technologique sans précédent dans le domaine. L’exemple qui
illustre le mieux cette réussite est la centrale nucléaire de Chooz. Elle a la particularité d’être
l’une des deux centrales en activité en France de la filière REP de palier N4 produisant plus
de 1450 MWH.
A. Les filières nucléaires existantes
Avant de définir les différentes filières nucléaires, il est convenu d’avoir une vision générale
de l’importante de chaque réacteur. Les filières des réacteurs à eau légère, bouillante ou
pressurisée, a connu depuis le début des années 1970 un succès extraordinaire, au point de
représenter l’essentiel des capacités installées dans le monde.
PWP : REP
occidentale.
de
conception
VVER : REP de conception
russe.
BWR :
réacteurs
bouillante.
Autres
réacteurs :
UNGG, RBMK,…
à
eau
AGR,
Figure: répartition par filière des réacteurs nucléaires en service dans le monde fin
2001 (source : Elecnuc-CEA)
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D’autres chiffres confirment cette tendance. En effet, en avril 2003, 441 réacteurs nucléaires
de production étaient en service dans le monde, représentant une puissance installée de 359
MW et près de la moitié de ces réacteurs étaient des réacteurs à eau pressurisée, les
réacteurs à eau bouillante représentant moins du quart du total. On trouvera au tableau
suivant les différents types de réacteurs, par filières, en service ou en construction.
Figure : réacteurs nucléaires en service ou en construction avril 2003 (source : AIEA)
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1. les trois grandes filières de réacteurs à eau
Les réacteurs REP, REB et CANDU sont tous basés sur des technologies développés dans
les années 1960 et constamment améliorées. L’accident de « Three Mile Island », en 1979,
a apporté de très nombreux enseignements sur la sûreté, sur les aides à apporter aux
exploitants pour limiter les risques d’erreur humaine, et sur le développement des
procédures permettant de faire face à des accidents encore plus grave. La durée de vie
envisagée pour ces réacteurs était de 40 ans mais la tendance actuelle est de les prolonger
jusqu'à 60 ans. Il existe plusieurs générations de ces filières : la génération actuelle (dite
aussi « génération II », et la prochaine génération III et III+.
a. Filière à eau pressurisée (REP)
Cette filière a été développée par un américain (Mr. Westinghouse) et a été adopté par la
France en 1969. Dans un souci de standardisation, de sûreté et d’économie de son
programme d’équipement, la France à refuser volontairement de ne pas développer
plusieurs modèles simultanément. C’est ainsi, avec 60% de la puissance installée, le
réacteur à eau pressurisée est le plus utilisé dans le monde. C’est une technologie
éprouvées, rodé et fiable. Au niveau national, elle équipe la quasi-totalité du parc nucléaire
avec 56 réacteurs en activités et 2 en construction. La filière
REP comporte plusieurs
« paliers » ou séries d’installations développées successivement : 900, 1300, et 1450 MW.
Au niveau technique, le réacteur REP fonctionne grâce à un combustible d’oxyde d’uranium
faiblement enrichi. L’eau ordinaire lui sert à la fois de modérateur et de caloporteur.
La France est le seul pays à avoir choisi de standardiser cette filière REP. Cette solution à
pour but premier d’éviter la multiplication des études et des essais coûteux, de faciliter la
tache des constructeurs et permettre des économies d’échelle, et enfin de disposer d’un
stock de pièce de rechange utilisable dans toutes les centrales. On estime à 20% du coût
total le gain généré par la standardisation.
b. Filière à eau bouillante (REB)
Cette filière équipe environ ¼ de la puissance installée dans le monde. Elle se développe
toujours, notamment au Japon. Les réacteurs REB utilisent de l’Uranium faiblement enrichi
comme combustible et un modérateur caloporteur sensiblement comparable à ceux de la
filière REP. La grande différence réside dans l’état de l’eau qui circule au contact des
éléments combustible. Dans le réacteur à eau bouillante, elle entre en ébullition et se
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présente sous la forme d’un mélange eau vapeur. L’eau bouillante, mélange de bulles, de
liquide, de vapeur et de gouttelettes, exige une gestion plus complexe que l’eau sous
pression du REP, qui constitue un fluide homogène. Il n’existe pas de réacteur REB en
France. La plupart sont situés aux USA, en Suède, en Allemagne et au Japon.
c. Filière à eau lourde (CANDU)
Pionner dans la mise au point du réacteur CANDU (Canadian Deuterium Uranium), le
Canada a acquis une spécialité. Découvert en 1930, l’eau lourde (molécule composé d’un
atome d’oxygène pour deux atomes de deutérium, isotope de l’hydrogène) ralentit les
neutrons et constitue un excellent modérateur. Comme l’eau ordinaire, elle joue le rôle de
liquide de refroidissement. Le gaz carbonique peut la remplacer. Le combustible est, quant à
lui, constitué d’uranium naturel ou enrichi.
Ce réacteur canadien a été vendu en Inde, en Argentine, au Pakistan, en Corée du Sud, en
Roumanie. Fonctionnant à l'uranium naturel, il garantissait à ses utilisateurs l'indépendance
vis à vis des pays producteurs d'uranium enrichi. République Tchèque et Slovaquie, Japon,
Allemagne, Norvège: de nombreux pays ont expérimenté l'eau lourde. Parmi eux, la France,
avec son réacteur de Brennilis, actuellement en phase de démantèlement. Mais la Canada
est le seul à avoir persévéré dans cette voie. Le prix de l'eau lourde a constitué un autre
obstacle à son développement.
2. les réacteurs graphite-gaz (UNGG/AGR)
D'abord développé en Grande Bretagne, la filière UNGG (uranium-naturel-graphite-gaz) a
équipé les centrales françaises construites entre 1956 et 1969, à Marcoule, Chinon, SaintLaurent des Eaux et au Bugey.
Pour la France, comme pour la Grande-Bretagne, la filière uranium-naturel-graphite-gaz a
présenté l'avantage d'utiliser comme combustible l'uranium naturel, moins coûteux et plus
facilement disponible que l'uranium enrichi. Modéré par du graphite et refroidi par du gaz
carbonique sous pression, elle a connu un grand succès au début de l'exploitation
industrielle du nucléaire. Cette technologie ne s'est véritablement développée qu'en Grande
Bretagne. La filière Anglaise AGR (Advanced Gas-cooled Reactors) est très voisine de
l'UNGG: l'uranium est enrichi à 2,2%. Quatorze réacteurs y sont en fonctionnement. En
France cette filière a été abandonnée au profit du réacteur à eau pressurisée et toutes les
centrales de ce type sont en cours de démantèlement. L'UNGG présente en effet deux
grands inconvénients: une puissance relativement faible et un coût de construction élevé, dû
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au volume important du cœur, justifié par la faible proportion d'uranium fissile dans le
combustible.
3. les réacteurs à neutrons rapides (RNR)
L'exploitation du prototype de réacteur à neutrons rapide, Superphénix, mis en service en
France en 1985, s'orientait vers une mission de recherche et d'études.
Le réacteur à neutrons rapides (sans modérateur) refroidi au sodium est capable de produire
plus de combustible (plutonium) qu'il n'en consomme. Il peut donc assurer à terme une
indépendance complète vis à vis des producteurs d'uranium. La France étudie cette filière
depuis 1957: des petits réacteurs d'essais comme Rapsodie, elle est passée à un réacteur
de puissance, Phénix, mis en service en 1976. Superphénix, prototype industriel de 1200
mégawatts, a été construit par une société internationale (NERSA) associant la France,
l'Italie, l'Allemagne, le Pays Bas, la Belgique et le Royaume Unis. L'exploitation de ce
prototype, mis en service en 1985, s'orientait vers une mission de recherche et d'études.
Plusieurs pays se sont intéressés de près aux réacteurs surgénérateurs, dont le Japon et les
Etats-Unis. Le premier réacteur à neutrons rapides (150 kilowatts) avait été mis en service
en 1946 à LosAlamos par les Américains. Mais le coût de développement et l'abondance
relative de l'uranium ont conduis à la mise en sommeil des projets.
4. les réacteurs à eau-graphite (RBMK)
Aujourd'hui progressivement abandonnée au profit de la filière VVER à eau pressurisée, la
filière RBMK a représenté près de la moitié de la puissance installée dans l'ex-URSS. Le
principe de la filière RBMK consiste à plonger le combustible (uranium faiblement enrichi)
dans un empilement de graphite modérateur. En circulant le long du combustible, l'eau
bouillante joue le rôle de fluide caloporteur. Transformée en vapeur, elle est envoyée
directement dans les turbines, sans passer par un circuit intermédiaire. Les 17 réacteurs
RBMK ont figurés parmi les plus puissants au monde (1500 mégawatts à Ignalina en
Lituanie).
Mais leur performances ont conduits à passer outre de graves inconvénients: une très
grande délicatesse de pilotage due à des raisons neutroniques et une sûreté des
installations largement négligée. C'est un réacteur RBMK qui est à l'origine de l'accident de
Tchernobyl, en Avril 1986, en Ukraine. Nombreuses sont les pressions internationales qui
incitent les pays de l'ex URSS à arrêter ces réacteurs.
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B. Le choix du nucléaire
1. Historique du déploiement du nucléaire français
C’est à parti des années 1955 que des questions élémentaires concernant le nucléaire civil
se sont posés. Quelle filière adopter ? Faut-il de l’Uranium naturel ou de l’Uranium enrichi
comme combustible ? Quel organisme pour diriger ce déploiement EDF ou CEA ?
C’est en 1956 qu’a circulé le premier courant électrique d’origine nucléaire sur le réseau
français à partir de la pile G1 installée sur le site de Marcoule (vallée du Rhône). Cette
réussite doit être relativisée. En effet le réacteur consommait plus d’énergie qu’il n’en
produisait, son objectif premier étant de produire du plutonium. Cependant la production
électrique devenait techniquement possible. En 1957, la décision est prise de se tourner vers
une production, certes modeste mais bien effective, d’électricité de type nucléaire (objectif de
5% de la production totale).
Les premiers réacteurs construits sur la Loire à Chinon, utilisent l’uranium naturel modéré au
graphite. Cette filière est particulièrement adapté à la situation de la France, dotée de
réserve d’uranium et soucieuse de préserver
son indépendance.
Aquilon : réacteur à Uranium naturel entré
en divergence à Saclay en 1956
Néanmoins EDF teste au début des années 60 l’autre filière, celle de l’uranium enrichi par
diffusion gazeuse. Ce combustible est nécessaire au fonctionnement de la technique dite « à
eau pressurisé » développé au Etats-Unis par la firme Westinghouse. Un accord est alors
conclu avec la Belgique pour construire dans les Ardennes un réacteur à eau pressurisé
(REP). Deux filières se confrontent alors, alimentant un débat passionné qui va durer dix ans
entre le CEA et EDF.
Sur le plan technique la filière graphite est contraignante en raison de la grande pureté du
graphite exigé. En outre, la taille plus importante des réacteurs graphite-gaz et la complexité
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du chargement du combustible sont un handicap par rapport à la filière de l’uranium enrichi.
Sur le plan économique, les études montrent la supériorité du REP : le kWh produit en
graphite-gaz coûte de 10 à 20 % plus cher.
Dès lors, un débat passionné va, pendant 10 ans, dominer le paysage du nucléaire civil
français. Quelle filière choisir ? La filière américaine est plus performante techniquement et
économiquement. Mais une querelle de pouvoir oppose EDF et le CEA. On peut en effet dire
que les deux organismes n’ont pas les mêmes priorités. Roger Gaspard, ancien président
d’EDF, résume ainsi ces différences : « Le CEA visait le prix Nobel, EDF le prix du
kWh… »
En 1967 le choix n’est toujours pas fait et remonte au sommet de l’état qui prône alors le
statu quo. Cela débouche ainsi sur la volonté de continuer le graphite-gaz pour une centrale
prévue à Fessenheim, en Alsace, mais aussi sur l’autorisation de construire une deuxième
centrale REP à Tihange pour EDF.
Cependant en 1969, alors que le gouvernement évolue doucement vers les centrales REP,
le lendemain de l’inauguration de la centrale graphite-gaz de Saint-Laurent-des-Eaux, le
réacteur Saint-Laurent-des-Eaux II tombe en panne … Un mois plus tard Georges Pompidou
confirme l’abandon du graphite-gaz.
Suivent alors des chocs pétroliers qui vont précipiter la décision de la France. En février
1973 lors d’un conseil interministériel la décision est prise d’augmenter de moitié le
programme nucléaire. Un rythme de trois réacteurs par an est alors retenu. Mais la crise
pétrolière s’intensifiant, Pierre Messmer annonce alors le lancement de treize centrales de
1000 MW en deux ans, de manière à pouvoir produire 50000 MW en 1985. On peut parler
alors d’un formidable défi industriel et national. Cette décision capitale engage l’avenir du
pays pour 30 à 40 ans, jusqu’à aujourd’hui.
Cette décision politique restera pour longtemps marqué d’une atmosphère opaque du à la
non consultation de l’assemblée nationale et à l’absence de débat national. Cependant la
décision de construire des centrales nucléaires en série, ce qui n’a été fait nulle part ailleurs
(aux Etats-Unis il n’y a pas deux centrales identiques), fut véritablement visionnaire et va
faire du nucléaire français le moins cher du monde et l’un des plus fiables.
Ce système industriel, entraîné par une poignée d’hommes brillants, a permis à un pays de
taille moyenne de se doter d’un des parcs nucléaires les plus performants au monde. La
durée de construction des tranches nucléaires y fut même la plus courte du monde. De 13,9
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milliards de kWh nucléaires en 1973, la production avoisinait la centaine de milliards en
1982.
2. Le Parc nucléaire français
Aujourd’hui, la France possède un parc de 58 réacteurs à eau pressurisée donc 34 de la
série 900 MW, 20 de la série 1300 MW et 4 (les plus récents) de la série 1450 MW. La
production d’électricité Française des centrales nucléaires représente 78 % de la production
totale et 83 % de celle d’EDF.
Les réacteurs à eau pressurisée (REP) constituent l'essentiel du parc actuel : 60 % dans le
monde et 80 % en Europe. En 1995, leur puissance électrique totale installée s’élevait à
221,6 Gigawatts.
Figure : Le parc nucléaire français (source EDF)
3. Le cycle du combustible
L'Uranium, à l'état naturel ou légèrement enrichi, est le combustible des centrales nucléaires.
Le plutonium, qui résulte de la fission et des transformations de l'uranium, peut être
également défini comme un combustible nucléaire. Mais il est beaucoup moins utilisé, à
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l'heure actuelle, que l'uranium.
Métal gris et dur, l'uranium est relativement répandu dans l'écorce terrestre. On le rencontre
sous différentes formes minéralogiques, aussi bien dans les terrains granitiques que
sédimentaires.
Figure : réserves mondiales d’uranium en 1999
Le cycle du combustible nucléaire désigne l'ensemble des opérations nécessaires pour
approvisionner en combustible les réacteurs nucléaires puis pour stocker, retraiter et recycler
ce combustible. La France dispose sur son territoire de toutes les installations nécessaires à
ces différentes opérations. Ces installations sont, pour la quasi -totalité, exploitées par la
Compagnie Générale des Matières Nucléaires (COGEMA) soit directement, soit par
l'intermédiaire des filiales.
a. l’exploitation minière
A ciel ouvert ou dans les mines souterraines, l'exploitation des gisements d'uranium
s'effectue selon les méthodes classiques utilisées dans les installations minières. La
présence de radioactivité nécessite cependant des mesures de protection visant à diminuer
l'irradiation et à réduire les concentrations de poussières et de radon (gaz radioactif) :
notamment systèmes d'arrosage et ventilation permanente.
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Après avoir exploité plusieurs gisements (Forez, Vendée, Limousin, Hérault) la France
assure aujourd'hui par des importations l'essentiel de son approvisionnement en uranium.
Cogema possède des parts et est parfois l'opérateur de certaines mines d'uranium à
l'étranger (Canada, Gabon, Niger).
b. La concentration minière
La teneur en uranium des minerais est en général assez faible : de l'ordre de 1 à 5 kg par
tonne. C'est pourquoi le minerai est concentré dans des installations implantées à proximité
immédiate des mines. Après une série d'opérations physiques et chimiques on obtient un
concentré ayant l'aspect d'une poudre jaune appelée "yellow cake" dont la teneur en
uranium est d'environ 75%.
c. Le raffinage et la conversion
Le "yellow cake" n'a pas un degré de pureté nucléaire suffisant ni la forme chimique
appropriée pour pouvoir être utilisé tel quel comme combustible dans le réacteur. Il est donc
l'objet d'un traitement supplémentaire afin d'obtenir un composé chimique adapté.
d. L'Enrichissement de l'uranium
Dans l'uranium naturel, on trouve, en proportion constante, deux sortes d'atomes (ou
isotopes) : L'uranium 238 et l'uranium 235 qui constituent respectivement 99,3% et 0,7% du
mélange. Seul l'uranium 235 est fissile. Certains types de réacteurs nucléaires (les plus
répandus dans le monde) sont conçus pour fonctionner avec un combustible comportant une
proportion d'uranium 235 supérieure à celle qui est présent à l'état naturel. Il convient donc
d'augmenter jusqu'à 3% à 4% la teneur en isotope 235 de l'uranium naturel.
e. la fabrication des combustibles
L'hexafluorure d'uranium en provenance de l'usine d'enrichissement est transformé en oxyde
d'uranium, conditionné en petites pastilles cylindriques. Celles-ci sont empilées dans de
longs tubes métalliques appelés crayons. Ces crayons sont à leur tour réunis et maintenus à
l'aide de grilles pour former des assemblages. A titre d'exemple, le cœur d'un réacteur à eau
sous pression de 900 Mw comporte : 157 assemblages, réunissant chacun 264 crayons, soit
plus de 11 millions de pastilles (une pastille est équivalente à 2,5 tonnes de charbon).
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Pour les filières des réacteurs à eau ordinaire, un autre type de combustibles est également
fabriqué en France, à échelle industrielle, depuis plusieurs années. Appelés "MOX"
(mélange oxyde) ils sont formés d'un mélange d'uranium appauvri et de plutonium. Ils sont
fabriqués dans l'usine MELOX, à Marcoule. Le MOX n’est pas utilisé dans les centrales de
palier N4.
f. Dans le réacteur
Durant son séjour de trois à quatre ans dans le cœur du réacteur, le combustible subit des
transformations qui vont le rendre moins performant : diminution de teneur en matière fissile,
formation de plutonium, apparition de déchets sous forme de produits de fission. Cependant
une fois retiré du réacteur, le combustible contient encore une de grandes quantités de
matières énergétiques récupérables (environ 97 %, sous forme d'uranium et de plutonium) et
3% de déchets. Provisoirement stocké en piscine en vue de sa désactivation, le combustible
usé est ensuite transporté jusqu'à l'usine de retraitement dans un emballage étanche appelé
"château".
g. Le retraitement/recyclage
Le retraitement consiste à séparer, dans le combustible usé, les matières énergétiques
réutilisables (uranium et plutonium) des produits de fission sans utilité. Après une série
d'opérations mécaniques et chimiques (cisaillage, dissolution à l'acide, séparation par
solvants) on récupère l'uranium et le plutonium qui seront recyclés principalement pour
entrer dans la fabrication de nouveaux éléments combustibles. Quant aux produits de
fission, mis en solution, ils sont stockés en cuve durant quelques années avant d'être vitrifiés
par incorporation à des matrices de verre et coulés dans les conteneurs étanches en acier
inoxydable. Ces conteneurs sont entreposés de façon provisoire à la Hague dans des puits
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souterrains refroidis par ventilation, dans l'attente d'un stockage définitif.
Avec une capacité de 1600 tonnes annuelles, l'usine Gogema de
la Hague est la plus grande installation de retraitement du monde.
EDF et de nombreuses compagnies d'électricité étrangères y font
retraiter leurs combustibles usés (récupérant ensuite uranium,
plutonium et déchets séparés).
Il faut rappeler que certains pays ne procèdent pas au retraitement
de leurs combustibles nucléaires usés. Ils les entreposent dans des piscines attenantes aux
réacteurs en attendant de définir les modalités d'un stockage définitif.
Figure : Le cycle du combustible nucléaire
C. L’étude de cas : La centrale Nucléaire de Chooz
1. La situation géographique
Le Centre nucléaire de production d’électricité (CNPE) de Chooz B exploite deux unités :
Chooz B1 raccordée au réseau électrique en 1996 et Chooz B2 raccordée en 1997. Ces
installations sont réparties, sur 200 hectares sur une boucle de la Meuse, sur le territoire de
la commune de Chooz (800 habitants environ). Le CNPE exploitait également une autre
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unité, Chooz A, premier réacteur à eau sous pression à avoir été mis en service en France
en 1967, et qui est actuellement en cours de déconstruction.
Situé dans le département des Ardennes, Chooz se trouve à environ 10 kilomètres de Givet
(8000 habitants environ) et à 60 kilomètres de Charleville-Mézières (60000 habitants
environ). Les autres agglomérations importantes à proximité sont Reims (200000 habitants)
et Namur (105000 habitants) en Belgique. La frontière belge entoure le site à l’Est, au Nord
et à l’Ouest sur une distance variant entre 3 et 9 kilomètres.
Figure : Localisation de Chooz B au niveau régionale et de la Meuse.
2. L’Histoire de Chooz
Le site de Chooz a la particularité de compter deux centrales : Chooz A et Chooz B situées
sur les deux rives de la boucle de la Meuse. Chooz A est le premier réacteur à eau sous
pression à avoir été mis en service en France. Chooz B est la tête de série du palier N4, une
nouvelle génération de centrales nucléaires : deux réacteurs de 1 500 MW chacun, une
turbine Arabelle plus compacte, plus puissante, plus rentable.
1991, l'arrêt définitif :
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Démarrée en 1967, la Centrale Nucléaire des Ardennes (CNA) a été mise à l'arrêt définitif
de production le 30 octobre 1991. Le 20 octobre 1996, un décret a entériné le changement
d'exploitant en transférant Chooz A de la SENA (Société Électro Nucléaire des Ardennes) à
EDF.
Depuis 1991, la déconstruction :
La loi oblige tout exploitant nucléaire à déconstruire son installation quand celle-ci a terminé
sa vie active. Depuis 1991, les travaux de déconstruction se succèdent à Chooz A. Après les
premières opérations de démolition proprement dite des bâtiments non nucléaires (bâtiment
administratif, magasin, ateliers, salle des machines, salle de commande, etc.), achevée le 19
mai 2003, la centrale nucléaire de Chooz A est entrée, depuis juin 2004, dans la troisième
phase de sa déconstruction. Celle-ci a pour but la déconstruction complète : le réacteur, les
matériaux et équipements encore radioactifs seront entièrement démontés, conditionnés et
évacués. Cette 3ème phase doit s’achever au plus tard en 2025. Ce sera la fin de la
déconstruction de Chooz A.
Objectif :
Retrouver, à la fin du programme, un niveau de radioactivité sur le site identique à ce qu’il
était avant l’exploitation. Chooz A avait définitivement été mise à l’arrêt le 30 octobre 1991.
Avec sa capacité de production de 300 MW, la centrale franco-belge comptabilise une
production totale de 38 milliards de kilowattheures en 24 années de fonctionnement, soit
plus de 4 fois la consommation annuelle de la région Champagne-Ardenne. La
déconstruction est une étape normale de la vie d’une centrale. Cette opération est une des
illustrations de l’action du Groupe EDF en terme de développement durable. Déconstruire,
c’est ainsi démontrer sa maîtrise de l’ensemble du cycle nucléaire, dans le respect de
l’environnement, du volet social (développement local) et de la performance économique.
A titre d’information :
Pour financer le démantèlement des centrales, EDF constitue chaque année des provisions
financières correspondant à 15% du coût complet d’investissement pour une unité REP, ou
50% du coût de la construction de l’îlot nucléaire.
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Le part financière du démantèlement sur le cout du KWh
En France, 11 réacteurs sont en cours de démantèlement, ce sont les centrales de la
première génération et principalement du type UNGG ainsi que Chooz A, la première
tranche REP.
Le démantèlement en France
3. Chooz B et ses deux réacteurs
Chooz B1 et Chooz B2 ont été couplés au réseau électrique européen respectivement en
1996 et 1997.
Du permis de construire aux premiers essais
Déclaration d'Utilité Publique.............................................................12/1981
Permis de construire..........................................................................01/1982
Premiers terrassements.....................................................................1982
Premiers bétons.................................................................................01/1984
Début de la phase d'essai et de mise en service ..............................1994
La connexion au réseau
Chooz B1 Chooz B2
25/07/1996.......Première divergence............................................10/03/1997
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30/08/1996.......Premier couplage au réseau électrique.............10/04/1997
09/05/1997.......Première montée à 100 % de puissance............18/09/1997
15/05/2000....…Mise en Service Industriel ..................................29/09/2000
* divergence : démarrage du processus de réaction en chaîne dans un réacteur
Les arrêts de tranche
Une Visite Complète (tous les 10 ans) compte environ 90 jours, une Visite Partielle (tous les
deux à trois ans) environ 60 jours et un Arrêt pour Simple Rechargement (ASR) environ 30
jours. Le nombre d’activité de maintenance pour un ASR est minimisé : on travaille sur ce qui
est réglementaire ainsi que sur les dysfonctionnements du cycle précédent. En 2004,
chacune des 2 unités de production de Chooz B a vécu un ASR.
Production
Depuis le 15 mai 2000, l'unité de production n°1 es t à disposition du Centre opérationnel
d'optimisation de la production d'EDF. En d'autres termes, Chooz B1 a rejoint les autres
unités de production du parc nucléaire français qui compte 58 réacteurs en fonctionnement.
Démarré en 1996, le réacteur de Chooz B1 a été en phase de lancement et d'essais jusqu'à
la première visite complète qui s'est déroulée en 1999. Aujourd'hui, la production électrique
de Chooz B1 et B2 répondent aux demandes du réseau électrique français.
Production du site en 2005 :
− Chooz B1 : 9,1 TWh (milliards de kilowattheures)
− Chooz B2 : 10,3 TWh
Production globale du site : 19,4 TWh
Soit 2 fois la consommation électrique de la région Champagne-Ardenne en un an et près de
5% de la consommation électrique française.
La France produit ainsi 95 % de son électricité sans production de gaz à effet de serre (84 %
nucléaire et 11 % hydraulique). En 2004, le CNPE de Chooz bat son propre record de
production établi en 2003. De plus, il devient pour la première fois leader des sites nucléaires
français comportant deux unités de production. Ce bon résultat est le fruit d’une meilleure
disponibilité des unités de production, malgré des conditions de sécheresse exceptionnelles
et un débit de la Meuse insuffisant qui a nécessité l’arrêt d’une unité durant trois semaines
pour respecter les directives environnementales.
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4. Chooz B et ses caractéristiques techniques
Le palier N4, de conception entièrement française, est constitué de quatre unités de
production, deux à Chooz et deux à Civaux (Vienne). Ce palier technologique intègre trois
innovations majeures : une salle de commande informatisée ; une turbine plus performante,
permettant une puissance de 1 500 Mégawatts ; de nouveaux générateurs de vapeur, dont
le rendement est supérieur. La salle de commande du Palier N4 a été conçue pour faciliter la
prise de décision des opérateurs qui pilotent la centrale.
Avec l'aide d'écrans informatiques mis à leur disposition, les opérateurs disposent ainsi en
temps réel de l'image la plus claire et la plus précise proposée jusqu'ici sur le fonctionnement
d'une unité de production nucléaire. Le N4 est le fruit le plus élaboré du savoir-faire
d’ingénierie et d’exploitation qu’EDF développe depuis plus de 30 ans dans le domaine des
réacteurs à eau pressurisée. Il synthétise les innovations les plus importantes : contrôle
commande informatisé, turbine Arabelle, générateurs de vapeurs améliorés et simulateur.
Des innovations technologiques majeures
• La turbine « Arabelle » :
La turbine Arabelle bénéficie d'une puissance supérieure à celle des générations
précédentes, tout en étant plus compacte. Elle profite de notables perfectionnements
aérodynamiques ; les ingénieurs ont notamment réussi à exploiter plus efficacement le flux
de vapeur, améliorant ainsi son rendement.
• Le système contrôle commande :
Il permet le pilotage de la centrale depuis la salle de commande informatisée et fournit aux
opérateurs une véritable conduite assistée par ordinateur.
• Le générateur de vapeur :
Le nouveau générateur de vapeur, conçu par Framatome, offre une plus grande surface
d’échange, malgré une dimension plus modeste.
• Le simulateur :
Chooz se voit doté depuis mai 1998 du treizième simulateur du Parc Nucléaire, destiné à la
formation des agents des CNPE de Civaux (Vienne) et Chooz, soit le palier standardisé
"N4". Ce type de simulateur est capable de reproduire en temps réel toutes les étapes
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normales d'exploitation d'une centrale et plus de 800 scénarii allant d'incident mineur aux
pannes majeures.
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III. CHOOZ ET SON FONCTIONNEMENT GENERALE
Le principe de fonctionnement d’une centrale nucléaire s’articule autour de 3 circuits. C’est
au niveau du circuit primaire que se déroule la fission nucléaire. De l’eau chauffée à 320 °C
circule dans ce circuit où elle est mise sous pression pour la maintenir à l’état liquide. C’est
un circuit fermé.
Ensuite, le circuit primaire chauffe le circuit secondaire, lui aussi fermé, par échange
thermique. Dans le générateur de vapeur, c’est l’eau du circuit secondaire qui se transforme
en vapeur. Elle fait tourner une turbine couplée à un alternateur qui produit de l’électricité.
L’électricité transite ensuite sur les lignes à très haute tension à partir du transformateur (il
élève la tension du courant électrique de 20000 V à 400000 V afin de facilité le transport sur
les lignes THT).
À la sortie de la turbine, la vapeur du circuit secondaire est à nouveau transformée en eau
grâce à un condenseur dans lequel circule de l'eau froide en provenance de la mer ou d'un
fleuve. L’eau du circuit de refroidissement (appelé également circuit tertiaire) est refroidit au
contact de l’air dans l’aéroréfrigérant.
La succession de ces 3 circuits traduise les 3 barrières que doit franchir un produit
radioactif ; de la gaine à l’eau primaire, de l’eau primaire à l’eau secondaire, de l’eau
secondaire à l’eau tertiaire. Cependant le fonctionnement propre de chaque circuit à un coût.
Celui d’échangeurs et de générateurs de vapeur complexes.
Les 3 circuits de fonctionnement (source EDF)
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Pour information, afin d’éviter les défaillances, la centrale assure en permanence trois
fonctions de sûreté :
• La première a pour but de protéger la gaine du combustible (première barrière) en évitant
toute fusion due à un dégagement de chaleur trop important dans les pastilles de
combustible.
• Contrôler le refroidissement, c'est-à-dire assurer le refroidissement du cœur du réacteur
par la circulation de l’eau. Cette deuxième fonction a aussi pour but la protection de la gaine
du combustible, le refroidissement contribuant à éviter sa fusion.
• Contrôler le confinement, c'est-à-dire organiser le confinement des bâtiments et des locaux
afin de limiter la dispersion des produits radioactifs en fonctionnement normal et en cas
d’incident. Le contrôle du confinement inclut la surveillance de l’étanchéité des barrières.
Les 3 barrières de sûreté (source EFD)
A. Le Circuit Primaire
Le circuit primaire est l’un des trois circuits qui composent une centrale nucléaire, son rôle
est de transmettre la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire.
C’est donc le circuit principal car sans lui il ne pourrait y avoir de production d’électricité, il
circule au cœur de l’îlot nucléaire dans l’enceinte de confinement (paroi en acier et en béton)
ainsi que dans la cuve où se font les réactions nucléaires.
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Au sein de ce circuit circule le fluide de refroidissement (de l’eau sous pression), cette eau
est radioactive du fait des produits de fissions qui arrivent à traverser le gainage et des
produits dissous dans l’eau qui captent les neutrons. Elle contient du bore ce qui lui donne la
faculté d’absorber les neutrons et donc de réguler les réactions nucléaires. C’est pour cela
qu’il est nécessaire de séparer physiquement le circuit primaire du circuit secondaire afin
qu’il n’y ait pas de contamination de l’équipement servant à la production d’électricité.
Il est composé de plusieurs éléments qui ont chacun un rôle spécifique et essentiel au bon
fonctionnement du processus, à savoir une cuve en acier contentant les assemblages de
combustibles (siège des réactions nucléaires), un pressuriseur, et quatre boucles de
refroidissement contentant chacune une pompe primaire (appelée aussi pompe
alimentaire) et un générateur de vapeur.
1. Le Cœur du réacteur
a. La cuve
La cuve est en acier au carbone faiblement allié, elle se présente sous la forme d’un cylindre
fermé en sa partie inférieure par un fond hémisphérique. En sa partie supérieure on y trouve
un couvercle démontable en forme de calotte sphérique. L’étanchéité de ce couvercle est
assurée par deux joints concentriques. Son diamètre est de 4,65m, sa hauteur de 13,66m
avec couvercle et ses parois d’une épaisseur de 23cm. La masse de la cuve est de 342,7
tonnes et celle du couvercle de 84,8 tonnes.
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Elle est le siège de la réaction en chaîne nucléaire et est remplie de l’eau du circuit primaire
(à une température variant entre 329°C en entrée co ntre 292°C en sortie des boucles de
refroidissement) qui ne peut bouillir car le pressuriseur garantit une pression suffisante
(155,1bars). Elle possède huit tubules permettant l’entrée et la sortie du fluide primaire pour
les quatre boucles de refroidissement. Le couvercle de la cuve est muni d’adaptateurs sur
lesquels peut se « greffer » les mécanismes de contrôle des grappes.
Vue générale d’une cuve d’un réacteur nucléaire
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
Assemblage combustible :
La cuve contient également le combustible (dans l’enveloppe du cœur) qui se présente sous
la forme de pastilles d’UO2 empilées formant ce que l’on appel des crayons (4,793m de
long). Ces crayons sont entourés d’une gaine protectrice en Zirconium et sont agencés en
assemblages. On dénombre 264 crayons par assemblages et 205 assemblages de
combustible dans la cuve, chacun ayant une section de 214mm*214mm et un poids de
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780kg. Chaque crayon est bouché à ses deux extrémités et pressurisé à l’Hélium. Ces
assemblages sont maintenus ensemble par des grilles nommées plaques de support.
Combustible nucléaire
Source : Le cycle du combustible-CEA
La gaine protectrice en Zirconium de chaque crayon de combustible est la première barrière
protectrice, en ce sens qu’elle ne filtre pas les rayonnements mais sert simplement de
conteneur évitant ainsi la circulation dans tout le circuit primaire en cas d’effritement des
pastilles d’UO2. La puissance du cœur du réacteur peut être régulée par le biais de grappes
de contrôle
Au sein de ces assemblages de combustibles on peut y trouver des barres de contrôle (en
capture de bore) qui circulent dans des tubes guides. Ces grappes de contrôle sont
constituées de 24 crayons absorbant (barres de contrôle). Une pièce mécanique unique,
nommée « araignée », permet de contrôler le mouvement des 24 crayons simultanément en
les introduisant plus ou moins dans les assemblages (si on les lâche complètement, grâce à
la gravité elles se retrouvent entièrement dans les assemblages permettant ainsi d’arrêter le
réacteur en quelques secondes).
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Grappe de contrôle
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
2. Les boucles de refroidissements
Elles sont au nombre de quatre et contiennent pour chacune un générateur de vapeur ainsi
qu’une pompe primaire nommée pompe alimentaire.
Il y a également un pressuriseur qui est relié à l’une des boucles de refroidissement
garantissant ainsi une certaine pression.
Représentation d’une cuve et de trois boucles de refroidissement
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
a. Le générateur de vapeur
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Le générateur de vapeur est un composant essentiel du circuit primaire. Son rôle n’est pas
des moindres car il assure le transfert thermique au meilleur rendement possible entre le
circuit primaire et le circuit secondaire.
C’est un immense cylindre de 21,90m de haut, de 3,70m de diamètre inférieur et 4,76m de
diamètre supérieur et d’un poids de 421 tonnes. Il ne contient pas moins de 5000 tubes sous
forme de « U » inversés. Ces tubes ont un faible diamètre (19 à 22mm) et possèdent une
paroi mince (0.9 à 1.3mm).
Ils sont constitués d’un alliage à base de Nickel riche en
Chrome : l’Alliage 690 (NC 30 Fe).
Ils sont maintenus à la base par une plaque « tubulaire » et
également maintenus à
intervalles réguliers d’un mètre par des plaques entretoises. Afin d’empêcher toute
vibration de ces tubes, des barres anti-vibratoires (jusqu’à 1.5m de rayon) sont situées
dans la partie haute des tubes (au niveau du coude) permettant la libre dilatation des tubes.
L’eau du circuit primaire, qui est en contact avec le combustible, circule dans les tubes alors
que l’eau du circuit secondaire circule sur les parois externes des tubes. En contact avec les
parois externes des tubes en « U » l’eau du circuit secondaire se vaporise, monte, puis
passe dans un dispositif de séchage (une vapeur sèche permet d’avoir une bonne qualité de
vapeur) et enfin s’échappe sous forme de vapeur sous pression tout en haut du générateur
de vapeur.
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Générateur de vapeur
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
Ainsi les tubes en « U » jouent le rôle d’isolant du fluide primaire, ces donc pour cela
qu’une attention toute particulière leur est accordée lors des arrêts de tranche.
On dispose de plusieurs moyens pour vérifier leur étanchéité : on remplit les tubes d’Hélium
ou on utilise les courants de Foucault pour mesurer leur intégrité physique.
Puisqu’il y a évaporation de l’eau à la surface externe des tubes en « U » un phénomène de
colmatage entre les tubes et les différentes plaques a tendance à se former, afin d’empêcher
cela un traitement base d’eau sous pression est utilisé.
Ainsi l’eau du circuit primaire entre dans le générateur de vapeur après que sa pression est
été « contrôlée par le pressuriseur, elle a communiqué une partie de sa chaleur au fluide
secondaire, en ressort donc plus froide, puis est réinjectée dans la cuve par une pompe
alimentaire avec une certaine.
b. La pompe primaire
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Les pompes primaires (pompes d’alimentation) sont justes là pour qu’il y ait une circulation
du fluide car le fluide subit une baisse de vitesse due à des pertes de charge (8 bars). Du fait
des fortes vitesses du fluide elles sont équipées d’une forte capacité de pompage.
Pompe primaire à joint d’arbre à fuite contrôlée.
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
Les pompes primaires sont principalement composées de six éléments principaux :
• Un arbre lié à un moteur d’entraînement au bout duquel on fixe le volant d’inertie.
• Un composant hydraulique : aspiration, refoulement axiale et une roue à un étage tournant
à 1485tr/min.
• Une barrière thermique liée à trois joints en série faisant baisser la pression à une pression
atmosphérique.
• D’un palier d’arbre de pompe (palier d’arbre de pompe hydrostatique placé en ceinture de
roue).
• D’un moteur d’entraînement alimenté sous haute tension et refroidi par circulation d’air. (il
possède un rotor très rigide)
• D’une butée double.
Une pompe primaire a pour dimension 8,50m de haut et un poids de 116 tonnes. Sa vitesse
est de 1485t/min et son débit de 24500m3/h. La puissance de son moteur électrique est de
9590kW pour une tension de 6600V.
c. Le pressuriseur
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C’est parce que l’eau est un bon vecteur de transport de la chaleur, que c’est un élément
stable, qu’elle a été retenue pour jouer le rôle de vecteur de transport de la chaleur vers le
circuit secondaire. Néanmoins il faut garantir le fait qu’au sein de la cuve l’eau reste à l’état
liquide et ne se mette pas à bouillir entraînant de ce fait une diminution des coefficients
d’échange thermique. Ce changement d’état de l’eau induira une surchauffe locale du
combustible nucléaire, ce qui est extrêmement dangereux. L’eau doit donc être maintenue à
une pression suffisante (supérieure à la pression de saturation de la plus haute température
qu’aurait le cœur), c’est le rôle du pressuriseur d’assurer cela. Il est composé de tôle en
acier au carbone faiblement allié, d’une hauteur de 13,536m d’une épaisseur de 13cm, d’un
diamètre extérieur de 2,80m et d’une masse à vide de 117tonnes.
Des cannes chauffées électriquement pénètrent dans le fond du pressuriseur et augmente la
température jusqu’à sa température de saturation créant ainsi une couche de vapeur au
dessus d’elle. Lorsque la pression de la vapeur d’eau devient trop élevée un dispositif de
refroidissement se met en place par l’aspersion de cette vapeur par de l’eau du circuit
primaire provenant de la branche froide.
Pressuriseur du circuit primaire
Source : Techniques de l’ingénieur BN 3 270
Ce pressuriseur est relié à une soupape de sécurité (décharge du pressuriseur) qui en cas
de hausse anormale de température du cœur du réacteur joue le rôle de vanne de
décharge de l’excèdent de pression provenant du cœur du réacteur vers un réservoir de
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décharge du pressuriseur. Si ce dernier est trop plein, le circuit primaire se met à se vider
dans l’enceinte de confinement (troisième et dernière barrière de sécurité pour contenir la
radioactivité).C’est ce qui s’est passé pour la centrale nucléaire de Three Mile Island où la
soupape de décharge du pressuriseur ne s’est pas refermée après que la pression du cœur
du réacteur est diminuée suffisamment.
Tout ceci implique d’avoir une infrastructure très résistante à la pression.
Afin d’éviter tout drame il faut réguler au mieux cette pression afin d’empêcher une
surpression qui casserai la structure (fuites radioactives) ou une sous-pression qui créerai
une surchauffe du combustible nucléaire.
A la puissance maximale l’eau du cœur atteint une température de 325°C (contre 290°C au
repos) ainsi la pression que délivre le pressuriseur est de 155 bars (ce qui correspond à une
température de 345°C : marge de sécurité).
Le pressuriseur est rattaché à seulement une boucle de refroidissement, ce qui permet de
garantir une pression adéquate pour tout le circuit primaire. Circuit primaire qui comporte une
cuve (siège des réactions nucléaires) chauffant l’eau borée de ce circuit. La pression de
celle-ci est maintenue à 155 bars par le pressuriseur.
Cette chauffer passe par le générateur pour y effectuer un transfert thermique vers le circuit
secondaire. Elle en sort refroidi et est réinjectée dans la cuve par la pompe primaire.
Le générateur joue donc le rôle d’interface thermique entre le circuit primaire et le circuit
secondaire.
B. Le Circuit Secondaire
Le circuit secondaire permet la conversion de l’énergie hydraulique en énergie mécanique.
En effet l’eau secondaire se vaporise au contact du fluide primaire dans le générateur de
vapeur, et cette vapeur sous pression vient activer la rotation de trois turbines en série,
actionnant par leur rotation un alternateur. Cette vapeur une fois passée par ces turbines,
traverse un condenseur (alimenté par le circuit tertiaire) et repart au générateur de vapeur,
fermant ainsi le cycle secondaire.
L’une des particularités des centrales du palier N4 par rapport au palier précédent est sa
turbine révolutionnaire : la turbine Arabelle, construite par GEC - Alsthom. Cette dernière
comprend en une seule ligne un corps Haute Pression et Moyenne Pression
(HP/MP)
combiné (reflux de la vapeur au sein de ce corps), ainsi que trois corps Basse Pression (BP).
Elle innove par le fait de posséder cette première turbine combinée, les centrales des paliers
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inférieurs ne possédant qu’une simple turbine HP en plus des 3 turbines BP. La turbine
Arabelle est plus légère, plus compacte : en transposant la turbine du palier 1300MW, elle se
révèle plus légère de 12% et plus courte de 7m. Son rendement est amélioré par rapport aux
turbines précédentes (plus de 2% d’amélioration globale du rendement). Ce gain est en
grande partie dû au passage de la vapeur en flux unique dans la turbine HP (jusqu’à une
pression d’environ 3,3bars) au lieu de se diviser en flux partiels dès l’admission mais
également un meilleur aérodynamisme. Pour une masse totale de 3 150 tonnes et un arbre
d’une longueur de 68 mètres de long, la turbine Arabelle s’inscrivait à sa création comme la
turbine à vapeur la plus puissante du monde.
La turbine Arabelle
Source : Electricité de France
Quelques caractéristiques de la turbine Arabelle :
• Entré corps HP : 71bars, T=286,3°C, Débit=2126kg/s
• Entrée corps MP : 50,05bars, T=268,3°C, Débit=1482 kg/s
• Entrée corps BP : 3,2bars, T=151,04°C, Débit=460kg /s
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• Masse des éléments en rotation : 620 tonnes
• Diamètre dernière roue MP : 4,15m
• Ensemble turbine alternateur : 68,77m
• Vitesse de rotation : 1500 tours/min
• Puissance électrique : 1520MW
• Temps de démarrage à froid : 3h40 ; à chaud : 1h50
En une minute, 50MW supplémentaires peuvent être fournis pour répondre à la demande de
la consommation
Schéma du circuit secondaire (palier N4)
Le schéma ci-dessus résume le cheminement du fluide secondaire dans le circuit. Tout
d’abord, la vapeur sortie du générateur de vapeur se dirige vers la partie HP du corps
HP/MP. Au moyen d’un soutirage vapeur sur cette canalisation entrante, un sécheursurchauffeur est alimenté via la vapeur vive afin de sécher la vapeur issue de la partie HP du
corps HP/MP avant sa seconde entrée dans la partie MP du corps HP/MP. Ensuite cette
vapeur, dont la pression est désormais abaissée à 4bars, se dirige en parallèle vers les trois
corps BP avant de passer dans le condenseur afin de se transformer en eau. Elle est enfin
réchauffée et repulsée sous forme de vapeur dans le générateur de vapeur.
De nombreux soutirages vapeur existent sur le circuit secondaire en plus de celui destiné à
l’alimentation du sécheur surchauffeur. A la sortie des corps BP, un soutirage permet
l’alimentation de trois réchauffeurs BP qui viennent réchauffer l’eau à la sortie du
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condenseur, amenant l’eau de 20°C à 90°C. L’eau arr ive alors dans la bâche alimentaire dite
dégazante. Cette bâche est composée un réservoir de 45,50m de long, 4,20m de diamètre,
d’une masse de 235 tonnes et d’un volume de 600m3 ; il y règne une température de 207°C
et une pression de 18bars. Un soutirage vapeur sur la partie MP du corps HP/MP permet
l’envoi de vapeur dans la bâche alimentaire qui a pour effet de retirer tous les gaz présents
dans l’eau de la bâche, gaz qui seront évacués dans le dégazeur, réservoir adjoint à la
bâche, d’une longueur de 32,60m, de 3m de diamètre et d’une masse de 113 tonnes. A la
sortie de la bâche l’eau est alors pulsée au moyen d’une turbopompe nourricière permettant
l’alimentation continue de la pompe alimentaire. Enfin l’eau pulsée par cette dernière est
réchauffée lors de son passage dans deux réchauffeurs HP alimentés par un soutirage
vapeur sur la partie HP du corps HP/MP. Tous les fluides alimentant les réchauffeurs sont
ensuite redirigés vers le condenseur fermant ainsi la boucle.
L’alternateur est l’élément du groupe turboalternateur permettant la transformation de
l’énergie mécanique (rotation de l’arbre) en énergie électrique. Cette transformation repose
sur le principe d’induction électromagnétique de Faraday. Un alternateur est composé de
deux corps :
• un rotor, qui joue le rôle d’inducteur : il s’agit d’un électro-aimant, alimenté en courant
continu et en rotation dans le stator
• un stator, qui joue le rôle d’induit : il s’agit d’un bobinage dans lequel est généré un courant
alternatif triphasé
L’alternateur de la turbine Arabelle est d’une longueur de 17,57m ; le diamètre du rotor et du
stator sont respectivement de 1,95m et 4,15m et leur masse de 230 tonnes et 505 tonnes.
Sa puissance est de 1750MVA, le courant généré est d’une intensité de 49 363A et d’une
tension de 20 000V.
Le condenseur est l’interface entre le circuit secondaire et tertiaire, communiquant la chaleur
du premier au second. Il remplit donc un rôle de source froide pour le circuit secondaire. Le
but du condenseur est de liquéfier la vapeur sortie des corps BP afin de réinjecter l’eau
obtenue dans le circuit en direction du générateur de vapeur. Il se présente sous la forme
d’un grand cylindre (37,10m de long, 21,50m de large et 15,49m de haut) contenant un
réseau de tubes dans lesquels circule l’eau du système de refroidissement (circuit tertiaire) à
un débit de 48,35m3/s. Ces tubes sont au nombre de 128856 présentant une surface
d’échange de 103227m². Des pompes à vide assurent le vide dans le cylindre.
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C. Le Circuit Tertiaire
Ce circuit est la source froide du circuit secondaire. Sur le palier N4, comme de nombreuses
centrales récentes, ce circuit est fermé. L’eau de refroidissement après son passage dans le
condenseur, se redirige vers la tour aéroréfrigérante, ouvrage le plus visible de la centrale,
afin d’y être refroidie à son tour. En raison des pertes éventuelles d’eau tertiaire par
évaporation lors de son refroidissement dans la tour, un système d’appoint en eau est greffé
sur le circuit permettant d’assurer un volume constant au sein de ce dernier.
La tour aéroréfrigérante, ouvrage imposant (diamètre à la base : 134,45m ; diamètre à son
sommet : 87,83m ; hauteur 172m), est destinée à refroidir l’eau du circuit tertiaire. L’eau de
refroidissement passe dans des tubes équipés de diffuseurs permettant une distribution sous
forme de pluie au moyen de rampes de distribution. Elle s’écoule alors sur des « packings »
(nids d’abeille), zone d’échange thermique entre air et eau, afin d’être refroidie par un
courant d’air ascendant (hauteur d’entrée d’air : 14,10m). Cette eau refroidie est enfin
collectée dans un bassin au bas de la tour et réinjectée dans le circuit tertiaire en direction
du condenseur.
Quelques chiffres sur la zone d’échange :
• Débit d’eau à refroidir : 174000m3/h soit 48,35m3/s
• Température de l’eau à l’entrée : 35°C
• Température de l’eau à la sortie : 21,5°C
• Perte par évaporation : 0,75m3/s soit 1,5%
Un appoint en eau de Meuse est nécessaire pour combler cette perte par évaporation
(800L/s pour chacune des tours).
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Tour aéroréfrigérante
Source : Electricité de France
D. les autres circuits de la centrale
Deux autres types de circuits sont présents en suppléments des trois circuits principaux : les
circuits auxiliaires, permettant principalement le contrôle de la réaction en fonctionnement
normal mais également le refroidissement de certains matériels, et les circuits dits de
sauvegarde destinés à rétablir la sécurité dans la centrale.
1. Les circuits auxiliaires
Le circuit primaire est la partie critique d’une centrale nucléaire. Il véhicule des particules
radioactives et nécessite une surveillance constante afin que son intégrité soit respectée. En
effet, la montée en température du cœur peut avoir des conséquences désastreuses. Aussi
de nombreux systèmes de sécurité ont été adjoints à ce dernier afin de préserver cette
intégrité, pallier à des situations d’urgence et ainsi protéger les hommes et l’environnement.
Tout ce qui suit concerne les circuits de sauvegarde pour une tranche uniquement.
a. Les circuits SEC et RRI
Afin de pouvoir refroidir les eaux des circuits de sauvegarde, un système de refroidissement
existe dans la centrale : les circuits SEC (Circuit d’eau brute secourue). Ce circuit est un
circuit ouvert, faisant circuler de l’eau provenant de la source d’eau froide de la centrale, la
Meuse en l’occurrence. Ce dernier, seul circuit à faire circuler de l’eau brute (non
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déminéralisée, non traitée) dans la centrale, est essentiel car il constitue la seule source
froide pour le réacteur. Il fonctionne en continu, une centrale ayant toujours besoin d’être
refroidie.
Le circuit SEC est composé de deux lignes disposées en parallèle, chacune prélevant de
l’eau dans la Meuse en amont (cf. station de pompage) et la rejetant en aval. Chaque ligne
possède est constituée des éléments suivants :
• Une pompe, dont le débit est de l’ordre de 3500m3/h (chacune des pompes des deux files
fonctionne à 100% du débit).
• Une tuyauterie alimentant l’échangeur SEC/RRI (chacune de deux files participe à 50% de
l’échange thermique avec le circuit RRI).
Le circuit RRI (système de réfrigération intermédiaire) est un circuit d’eau déminéralisée. Il
est un élément sécurité car il joue un rôle tampon entre le circuit SEC vu précédemment et
les autres circuits de sauvegarde de la centrale. Il échange alors sa chaleur avec ces
derniers (cf. plus loin), refroidissant ainsi les eaux des systèmes de sécurité, puis transmet
cette chaleur à l’eau brute circulant dans le SEC au moyen de l’échangeur thermique
SEC/RRI.
Le RRI est également constitué de deux entités parallèles A et B, chacune présentant les
composants suivants :
• deux pompes pouvant assurer chacune 100% du débit en fonctionnement accidentel
• un échangeur thermique (SEC/RRI) partagé entre A et B
• un ensemble d’utilisateurs (réseaux de sécurité se refroidissant à son contact)
• des vannes pneumatiques l’alimentation de ces utilisateurs par l’autre file
• une tuyauterie et des robinets
Chaque file possède également un réservoir d’expansion ainsi qu’une bâche permet son
appoint en eau déminéralisée.
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Schéma des circuits SEC et RRI
Le circuit SEC fonctionne alternativement avec une ou deux files actives. En fonctionnement
normal, seul l’une des deux files n’est active. Au démarrage de la tranche comme pour la
mise à l’arrêt du réacteur, les deux files sont actives. La défaillance d’une file ne remet pas
en cause la sécurité du réacteur : en cas de panne, l’évacuation de la puissance résiduelle
de ce dernier étant seulement allongée. En cas d’accident, les deux files sont mises en
service afin d’évacuer le plus vite et le plus efficacement la puissance. Enfin, fonctionnant
alternativement, l’entretien de ces files est effectué sans que cela ne perturbe l’activité de la
centrale.
L’existence du circuit RRI se justifie quant à lui par le fait de contrer la possibilité de rejets de
matières radioactives via la rupture d’un échangeur thermique entre le SEC et l’un des
circuits de sauvegarde, le RRI jouant alors pleinement ce rôle de tampon. Le second intérêt
de ce RRI est le fait de ne pas avoir d’eau brute en circulation dans les zones sensibles du
réacteur, l’eau brute n’étant pas d’un niveau de propreté suffisant pour assurer une sécurité
des installations.
Le circuit RRI permet le refroidissement de nombreux matériels de l’îlot nucléaire :
• les réfrigérants nécessaires à la mise à l’arrêt du réacteur (pompe et échangeur RRA)
• le système de sauvegarde (EAS)
• les réfrigérants nécessaires au refroidissement de la piscine du bâtiment combustible
(PTR)
• divers systèmes de ventilation
• etc.
b. Le circuit RRA
Le circuit RRA (refroidissement à l’arrêt) est destiné comme son nom l’indique au
refroidissement du réacteur à l’arrêt. Lors que l’arrêt du réacteur est ordonné, les barres de
contrôle sont insérées entièrement dans le cœur et des injections d’acide borique sont
effectuées. Cependant même si la réaction en chaîne est stoppée, le réacteur conserve une
certaine inertie et mettrait de nombreux jours à se stopper. Le cœur continue à produire de la
chaleur, ce qui pourrait endommagés les assemblages de combustible. Il est donc impératif
d’abaisser rapidement sa température et sa pression (155bars et 320°C en fonctionnement
normal) par le générateur de vapeur d’une part puis, quand les conditions deviennent plus
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favorable (28bars, 180°C) par le circuit RRA qui vi ent court-circuiter les boucles de
refroidissement, apportant ainsi de l’eau froide dans le cœur (cf. schéma).
Ce RRA est constitué donc de deux sections, chacune composée de :
• un échangeur thermique RRI/RRA permettant à l’eau du circuit primaire de se refroidir.
• une pompe.
• des vannes permettant d’actionner ou réguler ce système de refroidissement.
• une tuyauterie se greffant sur deux des boucles de refroidissement amenant l’eau froide
par l’intermédiaire d’un té situé après la pompe primaire.
Schéma du circuit RRA
Le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) est l’élément le plus célèbre des
centrales du palier N4. En effet, le réacteur Civeaux-1, jumeau des réacteurs Chooz B1 et
B2, révéla peu de temps après sa mise en service une défaillance au niveau du RRA. Le té
de mélange thermique entre l’eau froide provenant de l’échangeur RRI/RRA et l’eau chaude
provenant de la pompe primaire et du générateur de vapeur révéla une fissuration sur le
réacteur Civaux-1. Cela était dû à une confrontation symétrique des eaux chaudes et froides,
fragilisant le matériau. Des solutions ont été définies et des modifications ont été faites suite
à cela sur les deux centrales du palier N4 :
• modification de la géométrie du té de mélange en provoquant une dissymétrie et éloignant
de la soudure le lieu du mélange.
• traitement spécifique de l’acier utilisé dans la zone du té de mélange pour le rendre plus
résistant.
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• limitation de la durée de fonctionnement du circuit RRA avec contrôles accentués sur la
zone fragilisée.
c. Le circuit RCV
Le circuit de contrôle chimique et volumétrique (RCV) est un élément essentiel de la centrale
nucléaire car c’est lui seul qui permet la régulation de la réaction en chaîne qui se produit
dans le cœur. Ce circuit a plusieurs rôles :
• La régulation de la réaction en chaîne en influant directement sur la concentration en bore
de l’eau du circuit primaire.
• La régulation de la masse d’eau contenue dans le circuit primaire, qui influe sur la pression
présente dans le circuit et permet l’appoint en eau suite aux fuites normales des joints des
pompes primaires.
• La filtration du fluide primaire afin d’en retirer les impuretés dues à la corrosion des
matériaux constituants du circuit primaire.
Le circuit RCV est, comme le RRA, branché en parallèle sur la branche froide d’une boucle
de refroidissement. A la différence de ce dernier, le circuit RCV ne possède pas d’échangeur
thermique avec le RRI ; son but n’est pas le refroidissement du cœur mais uniquement la
régulation de la nature du fluide primaire. Il se compose comme suit :
• Deux filtres situés en parallèle : l’un destiné à filtrer les éléments de corrosion présents
dans le fluide primaire, débris qui peuvent endommager les installations, et un second filtre
plus fin destiné à retirer les éléments minéraux du fluide (le bore notamment)
• Un système d’injection d’acide borique permettant de rehausser le niveau en bore dans le
fluide primaire et ainsi neutraliser la réaction en chaîne
• Un système d’injection d’eau déminéralisée permettant d’effectuer un appoint en volume
de l’eau présente dans le circuit primaire
• Un échangeur thermique RCV/RCV destiné à réchauffer l’eau sortant des filtres au moyen
de l’eau entrante
• Une tuyauterie, une pompe de recirculation et des vannes permettant son isolement
On précisera que les systèmes d’injection de bore et d’eau déminéralisée puisent dans des
bâches dites bâches REA.
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Schéma du circuit RCV
c. Les autres circuits auxiliaires :
On notera seulement que de nombreux circuits auxiliaires existent. Par exemple un autre
réseau d’eau brute pour la centrale, pendant du circuit SEC pour le circuit secondaire,
appelé circuit SEN existe. Ce dernier sert à refroidir un second circuit, le SRI, équivalent du
RRI, qui est destiné au refroidissement des équipements (ex : turbopompes alimentaires).
Nous pouvons également citer le circuit PTR de réfrigération et de purification de l’eau des
piscines, permettant l’évacuation de la chaleur résiduelle des éléments combustibles irradiés
stockés dans la piscine de désactivation
2. Les circuits de sauvegarde de la centrale
a. Les circuits EAS et RIS
En cas de brèche dans le circuit primaire (perte de fluide primaire), le réacteur est mis à
l’arrêt mais continue de dégager de la chaleur. Pour préserver au maximum du possible
l’intégrité des assemblages combustible et des installations (équipements de la cuve et
boucles de refroidissement), il est impératif d’avoir un ou plusieurs moyens d’action sur le
cœur. Deux systèmes de sécurité en situation d’urgence existent : les circuits EAS
(aspersion de l’enceinte) et RIS (injection de sécurité).
Le circuit d’aspersion de l’enceinte (EAS) consiste en la diffusion d’eau borée introduite par
pulvérisation depuis les rampes d’aspersion situées sous le dôme de l’enceinte. Cette pluie a
pour but de condenser la vapeur de fluide primaire radioactif se dégageant de la brèche afin
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de limiter l’expansion de la radioactivité. Le circuit d’injection de sécurité (RIS) consiste quant
à lui à injecter cette eau borée directement dans le cœur. Ces deux systèmes, basés plus ou
moins sur la même architecture coexistent et sont complémentaires. Ils se distinguent par le
fait que le circuit RIS à la différence du circuit EAS ne nécessite pas le passage dans un
échangeur thermique RRI.
Cette eau provient de deux sources possibles. Dans un premier temps, elle est prélevée
dans la bâche PTR, réservoir d’eau borée servant entre autres au remplissage de la piscine
du bâtiment réacteur lors des déchargements de combustible. Cette source n’est pas
infinie et, ne présentant plus un volume suffisant généralement au bout de quelques dizaines
de minutes, est remplacée par l’eau recueillie dans les puisards du bâtiment réacteur, les
circuits EAS et RIS fonctionnant alors en circuit fermé.
Schémas des circuits EAS et RIS
Circuits EAS et EAS
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Source : Autorité de Sûreté Nucléaire
Cette eau provenant des puisards est puisée par des pompes protégées par des filtres
indispensables au filtrage des débris dus à la dégradation du circuit primaire (particules de
calorifuge, de béton ou de peinture) susceptibles d’endommager les systèmes de sûreté
sans être lui même colmaté par ces débris. Ces filtres ont été mis en lumière ces dernières
années par l’Autorité de Sûreté Nucléaire suite à une étude sur leur dimensionnement. Il
semblerait que, pour des situations très critiques, il serait probable que les débris ne
permettent pas à l’eau de circuler au travers de ces filtres. Ce problème touche à divers
niveaux l’ensemble des centrales françaises (particulièrement les plus anciennes – palier
900MW) et a fait l’objet de récentes modifications sur chacune d’elles.
Puisard d’un bâtiment réacteur du palier N4 avec ses filtres
Source : Autorité de Sûreté Nucléaire
b. Le circuit ASG
Le circuit d’alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) est le dernier élément
des circuits de sauvegarde. Son rôle est d’alimenter en eau le poste d’eau des générateurs
de vapeur (partie haute) en cas de brèche sur le circuit secondaire afin de refroidir le fluide
primaire par l’échangeur thermique que constitue le GV et ainsi de participer au
refroidissement du réacteur à l’arrêt. Ce circuit est alimenté par des turbopompes qui
viennent puiser l’eau nécessaire dans un réservoir prévu à cet effet : la bâche ASG. Il est
activé également à chaque renouvellement du combustible : à chaque arrêt du réacteur et
démarrage de la tranche.
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Schéma du circuit ASG
Ce système, tenant compte des enseignements de Three Mile Island permet la décharge du
pressuriseur en cas de surpression du circuit primaire. Il comprend trois lignes de décharge
équipées chacune de deux soupapes de sûreté montées en tandem et pilotées par la
pression de la vapeur condensée du pressuriseur.
La première soupape de chaque ligne est en permanence fermée et ne s’ouvre qu’en cas de
surpression. La vapeur en excès est alors évacuée dans le réservoir de décharge du
pressuriseur où elle se condense. La seconde soupape est une soupape à deux voies qui
est toujours ouverte et ne se ferme que si le circuit primaire est dépressurisé.
Système de protection contre les surpressions
Source : Technique de l’ingénieur – Réf. BN3270
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Récapitulatif :
Le schéma ci-dessous résume assez bien les différents circuits présents dans la centrale. Il
n’est présenté qu’à titre indicatif et ne reflète pas intégralement la réalité. Ce dernier décrit
schématiquement le fonctionnement d’une centrale de type REP mais on remarquera que le
circuit tertiaire n’est pas ici en circuit fermé.
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IV. CHOOZ ET SES INFRASTRUCTURES
Comme toutes les centrales nucléaires, la centrale de Chooz possède une organisation de
ces bâtiments assez standards. On distingue tout d’abord parmi ces derniers la tranche, où
se localise véritablement la production. Chooz en possède deux (Chooz B1 et Chooz B2),
indépendantes, comportant chacune les mêmes bâtiments organisés en deux entités : l’îlot
nucléaire (où l’on retrouve le réacteur) et l’îlot conventionnel. On trouve également un certain
nombre de bâtiments communs aux deux tranches, bâtiments administratifs comme de
production. Nous décrirons chacun des bâtiments ci-après.
Plan de masse de la centrale de Chooz
Source : Technique de l’ingénieur – Ref. BN3260
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A. L’îlot nucléaire
L’îlot nucléaire est la partie sensible d’une centrale car il contient le réacteur nucléaire,
contenant les composants radioactifs de la centrale : cœur, circuit primaire et autres circuits
auxiliaires et de sauvegarde, assemblages combustibles usés ainsi que des installations de
traitement des effluents. Il doit donc répondre à un certain nombre de normes de sûreté
nucléaire qui seront traitées.
Les bâtiments principaux de l’îlot nucléaire sont les suivants :
• Le bâtiment réacteur (BR)
• Le bâtiment combustible (BK)
• Le bâtiment électrique et des auxiliaires de sauvegarde (BAS/BL)
• Le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN)
Organisation des bâtiments : vue en plan niveau 15, 12
Source : Technique de l’ingénieur – Ref. BN3260
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1. Le bâtiment réacteur (BR)
Le bâtiment réacteur est le centre de l’îlot nucléaire tant dans le fonctionnement que dans la
position géographique. Il accueille l’intégralité du circuit primaire avec la cuve où se déroule
la réaction en chaîne.
Les équipements du circuit primaire sont situés dans des casemates (comme la plupart des
équipements de la centrale) les protégeant ainsi de toute agression interne due à la
projection d’un corps (élément sous pression projeté) mais également du rayonnement, ceci
permettant l’intervention des équipes de maintenance à l’arrêt du réacteur. Les deux circuits
RRA, comportant chacun un échangeur et une pompe sont raccordés aux boucles de
refroidissement du circuit primaire. La cuve quant à elle est placée de telle manière à ce que
le couvercle coïncide avec le fond de la piscine du bâtiment réacteur. Une tôle de protection
(de 130mm d’épaisseur) solidaire de la cuve et du génie civil fait écran de protection afin de
parer l’éventualité qu’un élément du mécanisme des grappes de commande ne vienne
heurter l’enceinte en cas de rupture (on rappelle qu’il règne une pression de plus de 150
bars au sein de la cuve).
La piscine permet la manipulation des équipements internes de la cuve : équipements
inférieurs et supérieurs comme les plaques support dont le rôle est de maintenir les
assemblages en place ou encore l’écran thermique permettant d’uniformiser le rayonnement
dans la cuve en limitant ce dernier dans les zones d’intense activité. Cette piscine, remplie
d’eau borée lorsque le couvercle est ouvert, possède le stockage dans des compartiments
distincts de ces équipements, permettant ainsi l’accès aux assemblages combustibles. Ces
derniers sont enlevés par l’intermédiaire d’une machine de chargement qui réalise les
opérations de renouvellement du combustible. On conservera toujours une garde d’eau
d’une hauteur de 3,20m lors de la manipulation de combustible irradié. Cette piscine, enfin,
est reliée au bâtiment combustible par l’intermédiaire d’un canal de transfert (communication
de la partie inférieure des deux bâtiments) permettant le passage d’un bâtiment à l’autre de
l’assemblage à l’état horizontal, ce qui implique une opération de basculement de ces
assemblages avant et après transfert.
Les éléments de sûreté du bâtiment réacteur sont à la fois les procédures et matériel d’arrêt
d’urgence et de refroidissement du réacteur pour évacuer sa puissance résiduelle (circuits
de sauvegarde) mais également son confinement au moyen d’une double enceinte.
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Bâtiment réacteur de Civaux (fermeture du couvercle de la cuve après rechargement)
Source : AREVA NP
2. L’enceinte de confinement
L’intégrité du bâtiment réacteur est préservée par une enceinte de confinement à double
paroi. La paroi interne est constituée de béton précontraint et sa paroi externe de béton armé
toute deux distantes d’un espace de 1,80m de large .La paroi externe est dimensionnée de
telle manière à résister à certaines agressions, protégeant la paroi interne. Elle résiste donc
aux intempéries et variations d’ensoleillement mais résiste également et surtout aux
agressions externes telles que les chutes d’avion. Leurs dimensions sont respectivement de
43,80m et 50,90m de diamètre, de 59,85m et 63,18m de haut et d’une épaisseur de 0,55m
et 1,20m.
L’enceinte est traversée par de nombreuses canalisations. Chacune d’elle a la possibilité
d’être fermée afin de reconstituer l’étanchéité de l’enceinte en cas de rupture. De même
l’étanchéité est assurée lors de l’entrée de personnel ou de matériel dans le bâtiment
réacteur. Pour cela trois sas existent :
• Un sas gros composant, clos pour une calotte sphérique, permet comme son nom l’indique
de faire entrer de gros composants tels que la cuve ou les générateurs de vapeur. On
rappelle que les assemblages pénètrent dans le BR uniquement par le tube de transfert le
reliant au BK.
• Un sas destiné au passage du petit matériel lors des opérations de maintenance
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• Un sas pour le passage des personnels habilités à entrer dans le BR lors des arrêts de
tranche.
Elle permet la récupération des fuites de la paroi interne par mise en dépression de l’espace
inter-enceinte. Le système mis en place est donc un confinement dynamique, constituant la
troisième barrière contre l’expansion de la radioactivité dans l’environnement après la gaine
du combustible et le circuit primaire. Le confinement est également assuré par un contrôle
de la teneur en hydrogène de l’air régnant dans l’enceinte, afin d’éviter une surpression sur
la paroi interne.
3. Le bâtiment combustible (BK)
Le bâtiment combustible jouxte le bâtiment réacteur. Ses dimensions sont de 38,25m de
haut pour 28m de long et 26,40m de large. Après 4 cycles (un cycle durant environ 18 mois),
le combustible est retiré de la cuve du bâtiment réacteur. Les assemblages combustibles
usagés ne sont pas stockés sous l’enceinte. Cela aurait conduit à un surdimensionnement
de l’enceinte et un surcoût des installations. Le principe a donc été adopté pour nos
centrales de transférer les assemblages dans les piscines du bâtiment combustible via un
tube de transfert de 7m de long et de 0,50m de diamètre. Le BK possède deux piscines en
plus de ce dernier : une piscine de désactivation et une fosse de déchargement, respectant
ainsi le principe premier d’une centrale : toutes les opérations de manutention sont
effectuées sous l’eau.
Le BK est également l’entrepôt du combustible neuf. Il comporte un local de stockage des
nouveaux assemblages, des postes d’examen des éléments de combustibles neufs et
irradiés ainsi qu’un hall de déchargement des conteneurs de combustible irradié.
Combustible neuf et irradié arrivent à la centrale par le rail jusqu’au terminal de Vireux
Molhain. Ils sont ensuite acheminés jusqu’à la centrale par convoi routier.
Il comporte également du matériel annexe tel que les éléments du circuit de refroidissement
des eaux de piscines (PTR) qui circule sous la piscine sans contact direct avec celle-ci à un
débit de 380m3/s, le matériel du circuit ASG et sa bâche, ainsi que l’alimentation électrique
de secours du circuit RCV. Il contient enfin des matériels autres tels que la centrale de
ventilation du bâtiment combustible (ventilation redondante et possédant un système de
filtration de l’iode radioactif), les circuits de mini-balayage de l’enceinte et ceux de mise en
dépression de l’espace inter-enceinte.
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La piscine de stockage, d’une longueur de 12,50m, d’une largeur de 7,50m et d’une
profondeur de 14,30m, est dimensionnée de la manière suivante :
• En surface, par le nombre d’assemblages combustibles en tenant compte de la possibilité
de déplacement des assemblages ainsi que la possibilité de stocker les assemblages
présents dans le cœur en cas de déchargement d’urgence. On y compte 612 alvéoles de
stockage.
• En hauteur, par deux fois la longueur de l’assemblage à laquelle on ajoute la garde d’eau
de 3,20m pour la protection du personnel lors des activités de manutention.
• Chaque alvéole est dimensionnée pour accueillir un assemble en prenant une marge de
sécurité afin d’écarter tout risque de criticité.
La piscine de stockage est légèrement surélevée pour permettre un basculement à
l’horizontal des assemblages lors de leur transfert par le tube. Elle se situe au même niveau
que la piscine du bâtiment réacteur. Sa température en situation normale est de 50°C et en
situation de déchargement de 60°C.
L’évacuation du combustible usé est effectuée sous fosse. Le combustible irradié est
conditionné dans son emballage de transport (château) de la manière suivante. Le château
est directement placé de manière étanche sous la piscine de stockage, il n’y a plus alors
qu’à descendre le combustible irradié dans celui-ci. Ce principe supprime ainsi le risque de
chute du combustible lors de sa mise dans le château.
Piscine de stockage du bâtiment combustible (Civaux)
Source : Electricité de France
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4. Le bâtiment électrique et des auxiliaires de sauvegarde (BAS/BL)
Ce bâtiment à double emploi se partage artificiellement entre une partie équipements
mécaniques aux étages inférieurs (BAS) et une autre partie équipements électriques aux
étages supérieurs (BL).
Les locaux de sauvegarde sont constitués de différentes casemates partitionnant ainsi le
bâtiment. Il contient ainsi les matériels des circuits de sauvegarde EAS et RIS (du côté du
BR) notamment les pompes utilisées pour puiser dans les puisards du bâtiment réacteur.
Ces matériels sont contenus dans des cuves métalliques évitant ainsi la contamination des
autres lors de sa rupture. Le BAS contient également le matériel du circuit de refroidissement
RRI ainsi que le matériel nécessaire à la ventilation du bâtiment.
Les locaux électriques accueillent l’ensemble des moyens de commande de la tranche. On
compte parmi eux :
• La salle de commande et les locaux d’exploitation occupés en permanence par le
personnel.
• Les alimentations électriques (puissance et source de contrôle commande).
• Le contrôle commande de la tranche, emblème du palier N4.
• Les équipements électriques (6,6kV, 380V).
Le contrôle commande se compose de calculateurs, d’armoires électroniques ainsi que des
centrales de ventilation et des batteries qui le rend fonctionnel en cas de panne.
En toiture de ce bâtiment, on trouve les tuyauteries principales eau/vapeur cheminant entre
le BR et la salle des machines.
Ce double bâtiment est protégé contre les effets de projectiles, les explosions, les séismes
ainsi que les ruptures de tuyauterie. Il est fréquent que les connections tant pour les câbles
que pour les canalisations soient redondantes. Quand cela est le cas, les voies redondantes
sont séparées physiquement.
Le bâtiment réacteur, le bâtiment combustible ainsi que le bâtiment électrique et des
auxiliaires de sauvegarde sont schématisés en coupe longitudinale sur le schéma suivant.
On peut ainsi voir certaines interactions comme le tube de transfert, ainsi que l’emplacement
des principaux éléments.
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Organisation des bâtiments – coupe longitudinale
Source : Technique de l’ingénieur – Ref. BN3260
5. La salle de commande
La salle de commande d’une tranche du palier N4, de conception Electricité de France et
Sema Group, se distingue des salles de commande présentes dans les autres centrales
françaises par son contrôle commande entièrement informatisé, constituant un véritable
système expert. Lors d’une situation d’urgence, l’informatisation des données fait en sorte
que le système sécurise automatiquement la centrale avant que l’opérateur ne puisse
intervenir. Les procédures d’urgence sont également lancées automatiquement. De plus, le
système est capable de déceler une erreur de commande de l’opérateur.
La salle de commande est l’interface homme-machine d’un système à plusieurs
abstractions :
• Le niveau 0 : les capteurs et actionneurs présents dans la centrale sur les équipements de
mesure et d’action tels que les mécanismes de commande des grappes de commande ou
les systèmes d’injection de bore du circuit RCV ;
• Le niveau 1 : le contrôle-commande (153 armoires d’automatismes, 17 calculateurs) ;
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• Le niveau 2 : l’IHM, c’est-à-dire la salle de commande informatisée ;
• Le niveau 3 : la gestion technique (locale ou non).
Le site de Chooz abrite 17 calculateurs VAX 4000-700 et trente stations de travail reliées par
un réseau Ethernet doublé. Afin d’éviter les perturbations électromagnétiques, la fibre
optique a été préférée aux câbles blindés. Environs 12000 capteurs installés sur la centrale
fournissent des multitudes d’informations. De leur côté, les 153 automates par tranche sont
reliés au réseau local et gèrent plus de 19000 ordres.
Cette architecture permet une amélioration de la sûreté et de l’efficacité de la conduite en
toutes situations par :
• Une réduction de la charge des opérateurs en associant commandes et informations,
actions de conduite et de maintenance.
• Un traitement d’alarme puissance.
• Une présentation fiable et pertinente des informations.
• Une aide au diagnostic.
De plus tous les ordres sont passés via un réseau local industriel à haute disponibilité de
Sema Group. Tous les éléments importants pour la sûreté sont redondants selon deux voies
A et B, chacune des voies pouvant commander l’intégralité des fonctions de commande de
la tranche.
La salle de commande comprend de nombreux équipements. Tout d’abord un panneau
synoptique couvrant deux murs permettant de visualiser de manière schématique l’intégralité
de la tranche. Les figurés restent les mêmes quel que soit l’état d’alerte, seule sa couleur. La
salle comporte 4 postes opérateurs comportant chacun :
• 4 écrans d’alarmes
• 3 écrans de commande
• 3 écrans sensitifs de commande, de compte-rendu et de gestion de poste
• Des périphériques tels qu’une boule roulante, des claviers de dialogue d’alarmes et de
commandes
• Un afficheur alphanumérique
• Un lecteur de badge
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La salle contient également des moyens conventionnels d’action d’urgence. De plus, en cas
de perte de la conduite informatisée, un panneau auxiliaire pour la conduite conventionnelle
est présent hors de la salle de commande.
Les agents de conduite dispose également du réseau téléphonique national, d’un réseau
téléphonique satellite en cas de PUI (Plan d’Urgence Interne), d’une liaison directe avec la
préfecture et les services centraux parisiens. Ils utilisent également le logiciel SYGMA
(système de gestion et de maintenance ainsi qu’un logiciel de radioprotection connectés au
réseau national.
La salle de commande est conçue de telle manière à assurer :
• Une conduite assise, les commandes étant toutes à portée de main de l’opérateur
• Une cohérence entre conduite et information, les informations étant les mêmes quelle que
soit le niveau d’alerte de la centrale
• Un suivi logistique intégré, le système de conduite et la gestion technique étant intimement
liés
• Un haut niveau de fiabilité
• Une pérennité assurée, avec une architecture ouverte, permettant une évolution
Salle de commande du palier N4
Source : Electricité De France
6. Le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN)
Le bâtiment des auxiliaires nucléaires jouxte le bâtiment réacteur, le bâtiment d’exploitation
ainsi que le bâtiment combustible. Il se décompose en deux zones distinctes :
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• La zone A : elle contient les matériels des circuits RCV, de traitement des effluents gazeux
et primaires, et d’acide borique. Elle contient également le système de ventilation du BAN.
• La zone B : elle contient également le matériel de traitement des fluides primaires, le
système de purge des générateurs de vapeur (APG) ainsi que des réservoirs intermédiaires
et e contrôle.
C’est donc dans le BAN que va s’effectuer les opérations de filtration et de traitement du
fluide primaire, enlevant ainsi les impuretés dues à l’oxydation des matériaux du circuit
primaire, et ajoutant selon les besoins de l’eau déminéralisée ou de l’acide borique depuis
les bâches REA présentes dans le BAN.
7. Le bâtiment du réservoir des eaux de piscines (PTR)
Ce bâtiment contient principalement la bâche PTR servant d’alimentation première aux
circuits de sauvegarde EAS et RIS lors d’une brèche dans le circuit primaire. Cette réserve
d’eau (3000m3) sert également et surtout à l’alimentation de la piscine du bâtiment réacteur
lors opérations de manutention.
8. Les bâtiments des groupes électrogènes
En cas de perte du réseau électrique, l’alimentation des auxiliaires importants est assurée
par deux moteurs Diesel situés dans deux bâtiments distincts (situés de part et d’autre du
BAS/BL). Ces bâtiments ont leurs fondations et leurs structures indépendantes de celles des
bâtiments voisins. Chacun a une longueur de 9,50m.
Pour la protection contre l’incendie, chaque bâtiment est divisé en deux parties :
• Une fosse étanche enterrée contenant la citerne de combustible permettant une autonomie
de 3 jours et une bâche de recueil des égouttures.
• Le groupe électrogène (d’une puissance électrique de 7500kW délivrant une tension de
6600V), le local électrique ainsi qu’un réservoir journalier de stockage (70 min à pleine
puissance)
Sur le toit, on trouve les aéroréfrigérants et les silencieux d’échappement des gaz, protégés
par une structure en béton armé. Les groupes électrogènes ne sont actifs que dans le cadre
de la sûreté des installations et en cas de perte de la source normale d’électricité.
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B. L’îlot conventionnel
L’îlot conventionnel regroupe l’ensemble des bâtiments contenant les circuits secondaires et
tertiaires ainsi que les moyens de production et d’export de l’électricité.
1. La salle des machines
La salle des machines (50m de haut, 120m de long et 65m de large) contient l’intégralité du
circuit secondaire à l’exception des générateurs de vapeur. On y trouve donc le groupe
turboalternateur constitué de la turbine « Arabelle », autre emblème du palier N4, et de
l’alternateur, le condenseur, la bâche alimentaire dégazante ainsi que les pompes et
turbopompes nécessaires à la recirculation du fluide secondaire dans le circuit.
Les générateurs de vapeur sont situés dans le bâtiment réacteur. Les canalisations circulent
au dessus du BAS/BL puis arrive dans la salle des machines. La vapeur arrive alors dans la
turbine par 4 voies situées du côté du BR afin de diminuer la longueur de canalisation.
Les sécheurs surchauffeurs ainsi que les réchauffeurs fonctionnent sans source chaude
extérieure, cette source étant la vapeur du circuit secondaire prélevée par plusieurs
soutirages. Il en est de même pour le dégazage dans la bâche alimentaire qui s’effectue via
une injection de vapeur vive. On compte ainsi 6 soutirages.
L’axe des turbines est orienté vers le BR afin de limiter les risques d’impact sur le BR et les
efforts sur les barillets vapeur (les tuyauteries vapeur ayant toutes un tracé symétrique).
2. La tour aéroréfrigérante
Cette tour permet le refroidissement de l’eau présente dans le circuit tertiaire. Son
fonctionnement a été décrit précédemment. Chaque tranche possède un ouvrage de ce type.
Le panache blanc relâché par ce dernier n’est dans les faits que de la vapeur d’eau.
3. Les transformateurs principal et auxiliaire
Le principe de fonctionnement d’une centrale réside en la transformation de l’énergie
hydraulique (vapeur issue des GV) en énergie mécanique (par la turbine) et enfin en énergie
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électrique (par rotation du rotor dans le stator). Or l’énergie électrique n’est pas stockable.
Une fois produite, il est impératif de l’envoyer sur le réseau national et/ou européen de très
haute tension (400 000V).
L’alternateur produit une tension de 20 000V. Les transformateurs sont alors nécessaires
afin de rehausser cette tension à 400 000V pour pouvoir envoyer celle-ci sur le réseau
national.
On précisera à cette occasion que la production d’une centrale est décidée par le centre
national d’Electricité de France. En fonction de la puissance nécessaire, le contrôle
commande régule la réaction en chaîne de manière à atteindre l’objectif de production.
La centrale de Chooz est capable de produire de l’électricité pour l’Espagne mais, la
distance provoquant une chute de tension, on privilégie la production localisée. La Belgique
ayant participé à 25% dans la construction de cette centrale reçoit en contrepartie 25% de la
production.
C. Les bâtiments communs aux tranches
1. Le bâtiment de traitement des effluents (BTE)
Le BTE regroupe :
• Les installations de traitements des effluents liquides usés et des effluents solides
• Les systèmes de rejet des effluents liquides
• L’atelier de décontamination
• La laverie
• Les systèmes auxiliaires (réfrigération, ventilation, engin de manutention)
• Les locaux électriques et des vestiaires
• Il comprend également des locaux électriques et des vestiaires d’accès.
La radioactivité des rejets d’une centrale provient de trois sources : des produits créés lors
de la fission peuvent traverser la gaine et arriver dans le fluide primaire, des impuretés
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métalliques, devenues radioactives issues de la corrosion des canalisations primaires
circulent également dans le fluide et enfin du tritium est formé. Il faut donc triés ces rejets en
fonction de leur radioactivité et de leur composition chimique. La majeure partie suit un
processus industriel tandis qu’une minorité est rejetée dans le milieu naturel après de
multiples contrôles réglementés. Ainsi des quantités maximales autorisées de rejets sont
fixées. Les rejets de radioactivité des effluents (hors tritium) représentent moins de 1% des
limites autorisées grâce aux constants progrès d’EDF dans le processus de traitement des
effluents.
Les effluents liquides (comportant du tritium, du cobalt et de l’argent et de l’argent) sont
traités par une série d’opérations de filtration, de déminéralisation, d’évaporation et de
dégazage. Ils sont ensuite stockés en réservoirs placés sous contrôle. Ils peuvent alors être
rejetés lorsque leur radioactivité devient conforme aux normes ou à nouveau traités.
Les effluents gazeux (comportant des radioéléments comme le krypton, le xénon, l’iode et le
tritium) subissent des opérations de filtration, retenant les particules radioactives, ou encore
d’absorption sur du charbon actif, éliminant l’iode. Ils peuvent également être stockés en
réservoirs le temps que leur radioactivité décroisse puis sont évacués par une cheminée
(contrôle effectué à sa sortie).
2. La plateforme de stockage des gaz
La plateforme de stockage des gaz est l’aire où sont entreposés les réservoirs de gaz en
décroissance radioactive.
3. Les ouvrages d’eau
La centrale abrite plusieurs ouvrages destinés à l’alimentation en eau des installations. L’eau
est tout d’abord prélevée en amont dans la Meuse par un ouvrage de prise d’eau. Cette eau
est ensuite pompée par la station de pompage, qui contient également le matériel du circuit
SEC, puis traitée dans le déminée.
Le déminée est un ouvrage permettant la déminéralisation de l’eau de Meuse. L’eau est
alors utilisée dans les différents circuits de la centrale, possédant chacun des
caractéristiques spécifiques (par ex. : pH différent), notamment dans le circuit tertiaire qui
nécessite un appoint d’eau permanent du fait de l’évaporation dans la tour aéroréfrigérante.
L’eau traitée sert également au remplissage des bâches de sauvegarde.
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4. Les autres bâtiments
La centrale héberge depuis mai 1998 un simulateur, reproduction identique d’une salle de
commande du palier N4. Ce dernier est destiné à la formation des agents de conduite au
début et régulièrement durant leur carrière sur l’une des tranches du palier N4 (Chooz et
Civaux).
Chaque année, chacun d’entre eux suit six semaines de formation dont deux
directement dans le simulateur afin de garantir leur capacité de réponse à une situation
d’urgence. Le nombre d’heures passées annuellement sur simulateur annuellement pour les
deux sites est de 2800hommes/jours soit environ 17 000h. Ce simulateur permet de
reproduire toutes les étapes normales d’exploitation d’une centrale ainsi que plus 800
scenarii de différentes criticités. Pour réaliser cela il dispose d’un important centre de calcul
qui, ayant mémorisé toute l’installation, reproduit le plus fidèlement les différentes situations
qui peuvent être rencontrées par les exploitants.
La centrale Chooz A (300MW), mise à l’arrêt en 1991, est en phase terminale de son
démantèlement. Tous les bâtiments sauf l’îlot nucléaire ont été détruits avant 2004,
marquant l’entrée de l’ancienne centrale dans la troisième phase de sa déconstruction,
devant s’achever au plus tard en 2025. A la fin de cette période, le site de Chooz A devra
avoir retrouvé un état écologique identique à celui présent avant son implantation.
Le site de Chooz héberge également un laboratoire de recherche qui n’est pas la possession
d’Electricité de France. Il s’agit de « Double Chooz », laboratoire destiné à l’étude des
neutrinos. Il se décompose en deux détecteurs identiques : l’un situé au cœur du site près
des deux bâtiments réacteurs B1 et B2 (à environ 280m des cœurs et à 20m de profondeur),
le second situé en profondeur sous une colline voisine sous l’emplacement de Chooz A (à
1km des cœurs et à 100m de profondeur). Ce laboratoire permettra d’évaluer l’intérêt d’une
mesure précise du spectre en énergie des antineutrinos dans le cadre des missions de non
prolifération de l’IAEA.
La centrale ne possède pas de station météo à proprement parler. Cependant un réseau de
capteurs existe sur le site permettant de connaître divers éléments sur l’environnement
(qualité de l’air, de l’eau…) complétés par des relevés effectués par les agents d’exploitation.
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D. La structure HBDS
Voici la structure HBDS de la Centrale Nucléaire de Chooz (Ardennes) que nous avons
réalisée. Cette structure, certes non exhaustive, représente les interactions entre les réseaux
existants dans la centrale et l’ensemble des bâtiments cités précédemment.
Au centre de cette structure, nous pouvons voir les hyperclasses représentant les
équipements bâtiments principaux (îlot nucléaire) s’organisent autour de ceux du bâtiment
nucléaire, rappelant l’organisation réelle des bâtiments. A droite, les réseaux circulant dans
la centrale sont différenciés en réseaux de fluide et autres réseaux. Enfin, dan le coin haut
gauche de la structure, nous trouverons les éléments humains et institutionnels de la
Centrale de Chooz.
Nous distinguerons au sein de cette structure par la couleur orange les trois barrières de
protection de la centrale à savoir la gaine de combustible, la tuyauterie primaire et l’enceinte
de confinement. Nous distinguerons enfin par la couleur verte les réseaux essentiels de la
centrale à savoir les circuits primaire, secondaire et tertiaire.
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V. NUCLEAIRE ET SOCIETE
Le nucléaire est le secteur industriel le plus contrôlé de notre pays. Tant au niveau des
normes que des autorités de contrôle ou d’intervention en situation d’urgence, la sécurité est
prise en compte tout au long de la vie d’une centrale. Il en est de même pour les déchets
que cette industrie génère qui reçoivent un traitement spécifique. Enfin, le nucléaire en
France est une longue histoire. Souvent controversé, son avenir est cependant déjà
envisagé.
A. la sûreté nucléaire
La notion de « sécurité nucléaire » recouvre de nombreux domaines tels que la sécurité
civile en cas d'accident, la protection des installations contre les actes de malveillance, ou
encore la sûreté nucléaire, c'est-à-dire le fonctionnement sécurisé de l'installation et la
radioprotection qui vise à protéger les personnes et l'environnement contre les effets de
rayonnements ionisants. Nous nous efforcerons de présenter au mieux ces trois aspects.
1. L’exigence nucléaire
Le credo de l’industrie nucléaire française est le suivant : n’occasionner aucun impact
dommageable ni sur la santé, ni sur l’environnement. Pour cela les installations nucléaires
sont conçues pour éviter toute dispersion de produits radioactifs. De sa conception à son
démantèlement, une centrale nucléaire prend ainsi pleinement en compte cette exigence de
sûreté, le but ultime étant de restreindre au maximum la probabilité qu’un incident ou
qu’accident ne survienne. Afin de se prémunir au mieux contre toute défaillance technique,
humaine ou organisationnelle, chaque centrale possède plusieurs lignes de défense
successives : la prévention, la surveillance et les moyens d’action.
La prise en compte de l’impact environnemental est présente dès l’implantation de la
centrale. On définit avant sa création un « point zéro » avant la création de la centrale,
véritable bilan écologique et radiologique qui restera le point de référence des analyses
ultérieures, toutes mesures d’impact environnemental étant effectué dans un périmètre de
5km autour du site.
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La prévention commence dans la conception même des installations. Comme on a pu le voir
dans les parties précédentes, un réacteur nucléaire possède trois barrières de protection
destinées à éviter toute dispersion du combustible radioactif : la gaine entourant le
combustible, le matériau composant le circuit primaire (cuve, générateurs de vapeur,
pressuriseur, pompes et tuyauteries primaires), la (ou les) enceinte(s) de confinement en
béton renfermant le bâtiment réacteur (cf. schéma ci-dessous). La prévention passe
également par l’automatisation des systèmes d’alerte (contrôle – commande) ainsi que par le
retour d’expérience issu des problèmes survenus sur les autres centrales du même palier
(standardisation des centrales françaises). Enfin, chaque opérateur est formé avant et
pendant sa carrière sur un simulateur, réplique exacte de la salle de commandes.
Une surveillance est effectuée en interne par les agents de la centrale. En effet, afin de
préserver l’intégrité des barrières de protection, sont contrôlés :
• la réactivité du cœur, pour éviter la fusion locale de la gaine entourant le combustible.
• le refroidissement du cœur, pour éviter la fusion et l’endommagement du circuit primaire.
• le confinement, évitant ainsi toute dispersion de produits radioactifs à l’extérieur de
l’enceinte.
L’environnement est également surveillé par les agents de la centrale (faune, flore, air, eau).
Toutes ces surveillances sont soumises à des règles strictes et chaque centrale rend des
comptes devant une instance nationale de sécurité : l’ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire),
qui peut également effectuer elle-même certains contrôles.
Enfin, en cas d’incident ou d’accident, dont la probabilité reste cependant faible, des
procédures sont prévues pour organiser les opérations :
• le Plan d’Urgence Interne (PUI). Mis en place par la direction du site, il consiste à
caractériser l’événement, sécuriser les installations et d’en limiter les conséquences au site.
La dernière tâche consiste en la communication de l’événement aux autorités de sûreté
(préfecture, ASN) ainsi qu’à la presse.
• Le Plan Particulier d’Intervention (PPI). Ce dernier est mis en place par le préfet prévoit
les actions à mener en cas d’accident pour assurer l’information du public et la sécurité des
populations ainsi que restreindre au maximum les conséquences radiologiques à l’extérieur
du site.
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2. L’Autorité de Sûreté Nucléaire
L’ASN est l’instance chargée du contrôle de la sûreté et de la radioprotection en France. Ses
compétences englobent aussi bien la surveillance de centrales nucléaires EDF,
d’établissements d’Areva ou d’installations médicales et de recherche mais également le
contrôle du transport de matières radioactives. L’ASN, dont le statut a évolué depuis la loi n°
2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, est
dirigée par un collège de 5 commissaires, définissant la politique générale de l’ASN. Elle
compte un effectif de plus de 400 agents (dont 75% sont des cadres) répartis entre les
services centraux et 11 délégations territoriales. Ses missions portent sur trois aspects : la
réglementation, le contrôle et l’information du public.
Elle possède un rôle consultatif envers le Gouvernement sur les projets de décrets et
d'arrêtés ministériels mais peut également prendre des décisions réglementaires à caractère
technique (soumise à homologation des ministres référents). Cette réglementation regroupe
divers domaines :
• Les installations nucléaires : l’ASN peut donner son approbation sur la création, la mise en
service, la mise à l’arrêt (définitif ou non) ainsi que sur le démantèlement d’une installation
nucléaire de base (INB). Elle peut également ordonner une surveillance accrue d’une INB si
un risque est avéré. Enfin, elle peut émettre des avis sur le matériel sous pression
spécialement conçu pour les INB.
• Le transport de matières radioactives : l’ASN donne son agrément pour les modèles de
colis et les organismes chargés du contrôle du transport de ces matières ou de la formation
des conducteurs. Elle se charge aussi de la transposition de la réglementation
internationale et du suivi de son application.
• Les activités médicales : dans le domaine des activités médicales, l'ASN instruit les
demandes d'autorisation ou les déclarations d'utilisation de rayonnements ionisants
prévues par le Code de la santé publique pour la médecine, l'art dentaire, la biologie
humaine et la recherche biomédicale.
L’ASN possède une mission de contrôle afin de vérifier que tout acteur du nucléaire exerce
pleinement sa responsabilité et ses obligations en matière de radioprotection ou de sûreté
nucléaire. La responsabilité première des activités à risque incombe à celui qui les
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entreprend ou les exerce. C’est en vertu de ce principe, par exemple, qu’EDF est le premier
responsable de la sûreté des centrales nucléaires qu’elle exploite ou que le transporteur est
le premier responsable de la sûreté des transports des matières radioactives qu’il réalise.
L’ensemble des activités nucléaires soumises au contrôle de l’ASN doivent être exercées
dans le respect de principes fondamentaux inscrits dans le code de l’environnement ou le
code de la santé publique. Ces contrôles peuvent prendre différentes formes : examen et
analyse de dossiers soumis par les exploitants, réunion technique, inspection,… L’ASN
possède enfin des pouvoirs d’injonction et de sanction.
La dernière mission de l’ASN est une mission d’information envers le public et de
transparence. Ainsi, tous les rapports d’inspection (plus de 700 inspections annuelles) et les
informations relatives à l’arrêt de réacteurs sont mises en ligne sur son site Internet
www.asn.fr. Cette information peut également être diffusée via sa revue Contrôle mais aussi
de ses fiches d’information du public ou de son centre d’information et de documentation.
Elle émet enfin un rapport annuel sur la sûreté nucléaire et la radioprotection en France à
l’attention du Gouvernement.
L’ASN intervient enfin lors des situations d’urgence. Elle assiste alors le Gouvernement dans
la prise de décisions sur le plan médical et sanitaire ou au titre de la sécurité civile. Dans une
telle situation, l’ASN est également chargée d'informer le public sur l'état de sûreté de
l'installation concernée et sur les éventuels rejets dans l'environnement et leurs risques pour
la santé des personnes et pour l'environnement. L'expression « situation d’urgence
radiologique » désigne une situation qui découle d’un incident ou d’un accident risquant
d’entraîner une émission de matières radioactives ou un niveau de radioactivité susceptibles
de porter atteinte à la santé publique. On parle également de « crise nucléaire » dans les cas
critiques affectant des INB ou un transport de matières radioactives. A l’occasion de
situations d’urgence, l’ASN recourt à ses centres d’urgence chargés d’alerter rapidement les
agents de l’ASN situés à proximité mais également d’échanger des informations dans des
conditions fiables avec ses multiples interlocuteurs. Elle a alors à sa disposition un signal
d’alerte, des moyens de communication performants et sécurisés afin de s’entretenir dans
les meilleurs avec les autorités de sûreté de l’Etat concernées.
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3. La qualification d’un événement nucléaire
Nous avons abordé précédemment la notion d’incident et d’accident nucléaire. La France
adopta en 1987 une échelle permettant la qualification d’un événement survenu sur une INB.
Ensuite adoptée et normalisée à l’échelle internationale en 1991 par l’IAEA (International
Atomic Energy Agency), cette échelle, baptisée INES (International Nuclear Event Scale)
classe les événements selon 8 niveaux (de 0 à 7) par ordre croissant de gravité. Elle avait
pour but à l’origine de faciliter la perception par les médias et le public de l’importance des
incidents et accidents nucléaires.
Les critères de classement d’un événement sont pour moitié objectifs et subjectifs. Ils portent
sur trois aspects principaux : la conséquence de l’événement à l’extérieur du site (appréciées
en terme de rejets radioactifs pouvant toucher le public et l’environnement), sa conséquence
à l’intérieur du site (impact sur les travailleurs et les installations) et enfin la dégradation de la
défense en profondeur (barrières de protection).
Echelle INES
Source : Autorité de Sûreté Nucléaire
On trouve plus couramment cette échelle représentée ainsi :
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Echelle INES
Source : annual-report.asn.fr
Tout événement classé à un niveau supérieur ou égal à 1 est obligatoirement mentionné sur
le site de l’ASN. Les événements de niveau 2 et au-delà sont automatiquement signalés aux
journalistes par communiqués de presse ou contacts téléphoniques.
Chaque pays ayant sa propre approche de la classification, il n’est pas possible de comparer
la gravité de deux incidents ou accidents survenus dans deux pays différents. Cependant, on
peut tout de même donner des exemples d’événements marquants de l’histoire du nucléaire.
• Niveau 7 : Tchernobyl (Ukraine) en 1986, explosion du réacteur 4 de la centrale.
• Niveau 6 : Kyshtym (URSS) en 1957, explosion d’une cuve de produits radioactifs à l’usine
de retraitement.
• Niveau 5 : Three Mile Island (Etats-Unis) en 1979, fusion partielle du cœur du réacteur.
• Niveau 4 : Saint-Laurent (France) en 1980, endommagement du cœur du recteur A1.
• Niveau 4 : Tokai-Mura (Japon) en 1999, accident de criticité dans une installation de
fabrication de combustible (irradiation aiguë de 3 travailleurs dont 2 sont décédés).
• Niveau 4 : Windscale (Royaume-Uni) en 1973, rejet de matières radioactives à la suite
d’une réaction exothermique dans un réservoir du procédé de retraitement de l’usine.
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B. la gestion des déchets radioactifs
Les centrales nucléaires françaises produisent 90% des déchets radioactifs de notre pays, le
reste provenant des activités médicales, de recherche ou de procédés industriels, l’ensemble
de ces déchets représentant un centième des déchets industriels spéciaux. Ils sont de
plusieurs natures et de dangerosités différentes ; ils sont donc traités de manière spécifique.
Nous verrons tout d’abord la classification des déchets puis les différents lieux de
retraitement et de stockage.
1. Classification des déchets radioactifs
Parmi ces déchets, nous pouvons citer le combustible usager ainsi que les effluents produits
radioactifs liquides et gazeux produits par les centrales, mais également les déchets
technologiques (notamment les équipements de sécurité usagers) et les déchets dus au
démantèlement des centrales. Cela est résumé sur le schéma suivant.
Les déchets produits annuellement par le parc nucléaire français
Source : réseau Sortir du nucléaire
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On distingue parmi ces déchets tout d’abord les déchets d’exploitation :
• matériels ou matériaux usagers non réutilisables, appelés « déchets technologiques », liés
aux travaux d’entretien (gants, outils, tenues de protection ;
• les résidus liés à l’exploitation des installations, dits « déchets de procédé » (filtres, résines
servant à épurer l’eau des circuits, concentrats d’évaporation, boues, etc.)
D’autre part, on regroupera un second type de déchets :
• les gaines et embouts entourant le combustible, devenus radioactifs après leur passage
dans le réacteur ;
• les produits de fission et les actinides mineurs
Un organisme est chargé du stockage de la majorité des déchets radioactifs. Il s’agit de
l’ANDRA (Agence Nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs). D’autre part, le
traitement des produits de fission sera effectué par la société Areva. Nous décrirons ces
deux entités par la suite.
Ces différents types de déchets sont triés selon deux critères : leur radioactivité et leur durée
de vie. Selon son type, un déchet subira un traitement spécifique. On distingue ainsi :
• les déchets de très faible activité (TFA), provenant principalement du démantèlement
d’installations nucléaires ou d’activités industrielles utilisant des substances faiblement
radioactives.
• les déchets faiblement radioactifs à durée de vie courte (FA) ou déchets A, représentant
avec les précédents 90% du total des déchets radioactifs. Il s’agit principalement de
déchets issus des installations nucléaires (gants, filtres, résines…) et des laboratoires de
recherche.
• les déchets faiblement ou moyennement radioactifs (FA et MA) à durée de vie longue ou
déchets B, ils proviennent principalement des usines de fabrication et de traitement des
combustibles (effluents, …) et des centres de recherche. Ils représentent près de 10% des
déchets.
• les déchets hautement radioactifs (HA) et à durée de vie longue ou déchets C, dont la
décroissance radioactive peut s’étendre sur des milliers d’années. Ils proviennent
essentiellement du traitement des combustibles usés issus des centrales nucléaires et
représentent moins de 1% des déchets radioactifs.
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Les déchets de type A sont d’abord triés et identifiés. Afin de les solidifier et d’en réduire le
volume, une série de traitement est effectuée : évaporation, incinération, cisaillage et
compactage. On peut ainsi les conditionnés en colis, première barrière de protection dans le
centre de stockage. Lorsque la radioactivité est faible (déchets d’exploitation), ils sont
conditionnés en fûts métalliques ; pour une radioactivité plus élevée (déchets de procédé), ils
sont enrobés dans du béton ou des résines et confinés dans des conteneurs en béton. Tout
colis est alors numéro et étiqueté d’un code-barres et expédié vers son lieu de stockage de
l’ANDRA situé à Soulaines dans l’Aube.
Les déchets de type B et C sont quant à eux issus du retraitement du combustible usé à
l’usine de La Hague. L’opération consiste d’une part à séparer les déchets métalliques du
combustible (déchets B) afin de les conditionner dans du béton, mais d’autre part à séparer
l’uranium du plutonium (réutilisables) des autres produits de fission. Ces derniers (déchets
C), qui ne représentent que 3% en masse des déchets mais 99% de la radioactivité,
reçoivent quant à eux un traitement spécifique afin d’être vitrifiés puis stockés. Nous
évoquerons plus en détails le processus de vitrification plus loin.
Tous ces déchets sont conduits de la centrale vers leur lieu de traitement ou de stockage.
Les premiers (déchets A) sont transportés, conditionnés dans des colis pouvant résister à
des accidents ou dans des fûts métalliques. Les déchets à forte activité sont quant à eux
généralement transportés par voie ferrée, dans des « châteaux » ou conteneurs de béton
pouvant résister aux chocs les plus sévères, à des incendies importants ainsi qu’à une
immersion de quelques heures. Ce transport et le stockage est contrôlé par divers
organismes tels que l’ASN, la DRIRE (Direction Régionale de l’Industrie, de la Recherche et
de l’Environnement) ou encore l’Office de Protection contre les Rayons Ionisants (OPRI).
2. Le retraitement et le stockage des déchets radioactifs
Les déchets radioactifs stockés sur le sol français sont entièrement issus des activités
industrielles françaises. La loi interdit tout stockage de déchets étrangers. Par contre, le
retraitement de déchets étrangers est toléré à condition de retourner les produits de ce
retraitement au pays d’origine. C’est ainsi que le Japon retraite certains de ces déchets en
France. Cela s’explique par le fait que la France possède, avec l’Angleterre, un savoir-faire
et une technologie pas encore égalés à l’étranger.
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a. L’usine de La Hague
Usine de La Hague
Source : Autorité de Sûreté Nucléaire
Situé à 25 kilomètres à l'ouest de Cherbourg, à l'extrême pointe du Cotentin, cet ensemble
industriel unique en France s'étend sur une superficie de 300 hectares. Environ 6 000
personnes y travaillent en permanence dont 3 400 salariés d'Areva. Entrée en service en
1966, l'usine de La Hague a pour objet le traitement des combustibles nucléaires usés. Cette
opération industrielle répond à un ensemble de considérations énergétiques et
environnementales. C'est pourquoi de nombreuses compagnies d'électricité ont choisi de
faire traiter leurs combustibles à La Hague, premier site mondial pour ce type d'activité.
Le traitement consiste à séparer, puis à conditionner les différents constituants du
combustible usé, en vue de leur recyclage (uranium et plutonium) ou de leur stockage
définitif (résidus ultimes, contenant la quasi totalité de la radioactivité). Il permet le recyclage
des matières énergétiques présentes dans les combustibles usés (à sa sortie du réacteur, un
combustible nucléaire usé contient 97 % de matière énergétique recyclable - soit 96 %
d'uranium et 1 % de plutonium - et 3 % de résidus ultimes non réutilisables), la préservation
des ressources naturelles d'uranium ainsi que la réduction significative du volume et de la
toxicité des résidus ultimes (par un traitement et un conditionnement adapté à chaque type
de résidus).
La chaîne principale de ces installations comprend des installations de réception et
d’entreposage des combustibles usés, de cisaillage et de dissolution de ceux-ci, de
séparation chimique des produits de fission, de purification finale de l’uranium et du
plutonium et de traitement des effluents. A leur arrivée à l’usine de retraitement, les
emballages sont déchargés, soit sous eau, en piscine, soit à sec, en cellule blindée étanche.
Les combustibles usés sont alors entreposés dans des piscines.
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Après cisaillage des crayons, le combustible est séparé de sa gaine métallique au cours
d’une opération de dissolution à l’acide nitrique. Les morceaux de gaine, insolubles dans
l’acide nitrique, sont évacués du dissolveur, rincés à l’acide puis à l’eau et transférés vers
une unité de conditionnement. Les solutions issues du dissolveur sont ensuite clarifiées par
centrifugation. La phase de séparation des solutions consiste à séparer les produits de
fission et les transuraniens de l’uranium et du plutonium contenus, puis l’uranium du
plutonium.
Après purification, l’uranium, sous forme de nitrate d’uranyle, est concentré et entreposé. Ce
nitrate d’uranyle est destiné à être converti en un composé solide (U3O8) dans l’installation
TU5 de Pierrelatte. Après purification et concentration, le plutonium est précipité par de
l’acide oxalique, séché, calciné en oxyde de plutonium, conditionné en boîtes étanches et
entreposé. Le plutonium peut être utilisé dans la fabrication de combustibles MOX,
notamment dans l’usine Melox d’Areva située à Marcoule. Le plutonium provenant de
combustibles étrangers est retourné aux exploitants du pays d’origine.
Quant aux autres produits, ils sont conditionnés en colis de déchets. Les déchets faiblement
radioactifs sont expédiés vers le centre de stockage de l'Aube tandis que les produits plus
actifs sont entreposés sur le site dans l'attente d'une solution définitive de gestion des
déchets français de haute activité ou dans l'attente de leur retour vers les clients étrangers
auxquels ils appartiennent.
b. L’usine de Marcoule
Créé en 1955 dans le Gard, le site de Marcoule regroupe un centre de recherche du
Commissariat à l’Energie Atomique (CEA) et des activités industrielles d’Areva. Il accueillit le
site de retraitement des combustibles usés de la filière UNGG (uranium-graphite-gaz), fermé
en 1997. Areva est chargé de réaménager le site en assainissant et en démantelant l’usine
de traitement mais également de reprendre, trier et reconditionner les déchets générés
depuis l’origine du site. C’est là qu’est implantée l’usine Melox, la seule installation nucléaire
française de production de combustible MOX, combustible constitué d’un mélange d’oxydes
d’uranium et de plutonium, ce dernier étant destiné à alimenter les centrales à eau légère de
différents pays. Depuis le 26 avril 2007, Melox est autorisée à porter son niveau de
production de 145 à 195 tML (tonnes de métal lourd).
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c. Les sites d’entreposage des déchets radioactifs
Tout déchet, après sa phase de retraitement, est destiné à être entreposé dans le but de
protéger l’environnement de toute dissémination de matières radioactives. La durée
d’entreposage est fonction de sa période de décroissance radioactive. La gestion des
déchets a été confiée à l’Agence Nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs (Andra),
EPIC indépendant des producteurs de déchets, département du CEA ayant pris son
autonomie. Cet organisme met ainsi en place un stockage adapté à chaque type de déchets
radioactifs et se charge de la surveillance et l’exploitation des centres d’accueil de déchets.
Si un type de déchet devient inacceptable pour les centres de stockage actuel, la réalisation
d’un nouveau centre sera confiée à l’Andra. C’est elle également qui définit les spécifications
de conditionnement et de stockage des déchets en conformité avec la réglementation de
sûreté.
Le Centre de Stockage TFA (CSTFA) de Morvilliers, site de 45ha, accueille depuis 2004 les
déchets de très faible activité radioactive. Il s’agit du premier site au monde de ce genre, la
France étant la première à créer une filière spécialement consacrée à cette filière. Il se
décompose en 4 zones : l’aire de stockage, l’aire de dépôt des terres, le bassin d’orage et la
zone industrielle. Les premiers déchets reçus ont été les déchets issus du démantèlement
des centrales de Saint-Laurent et de Brennilis. A l’avenir, le site pourra accueillir 650 000m3
de déchets provenant du démantèlement d’autres installations. Le stockage des colis de
déchets, après compactage ni nécessaire, s’effectue dans des alvéoles creusés dans l’argile
pendant quelques dizaines d’années
Centre de stockage TFA de Morvilliers
Source : Andra
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Coupe schématique d’une alvéole
Source : Andra
Le centre de stockage de la Manche, lieuy de stockage des déchets de faible et moyenne
activité, est entré en janvier 2003 dans sa phase de surveillance qui restera très active
pendant 10ans. Après 25 années de fonctionnement, ce sont 527 214m3 de déchets qui y
sont entreposés, protégés par une couverture étanche. Ces éléments entreposés sont
composés à 15% de déchets et 85% d’enrobage, ce qui stabilise et rend inerte ce dernier. Le
tout est conditionné par un emballage métallique ou de béton selon l’activité du déchet. Ce
site a été relayé depuis 1992 par le centre de stockage de l’Aube qui accueille les déchets
de faible et moyenne activité à vie courte.
Centre de stockage de la Manche (à gauche) et de l’Aube (à droite)
Source : Andra
Le stockage des déchets dans ces deux centres s’effectue dans des cases de stockage de
béton armé de 25m de côté et de 8m de haut. Ces cases, recouvertes par une dalle de
béton et d’une couche de polyuréthane imperméable, sont construites sur une couche
d’argile imperméable sur laquelle est située une couche sableuse drainant les eaux de pluie.
L’étanchéité des installations est assurée par un réseau de galeries souterraines soumises à
surveillance. Au total, l’Andra recense environ 120 sites de stockage répertoriés.
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d. Etat des lieux et perspectives
Un inventaire géographique des déchets radioactifs présents sur le territoire a été réalisé par
l’Andra. Il a pour but de lister les stocks de déchets selon trois objectifs : caractériser les
stocks (état de leur conditionnement, traçabilité des traitements), de prospective sur leur
production et d’information du public. Ce rapport aboutit à la conséquence suivante :
• les ¾ de la radioactivité est entreposée au sein du centre de retraitement du combustible
nucléaire usé de La Hague (ce qui représente moins de 10% en volume)
• environ ¼ est répartie sur les 20 sites des centrales EDF, les implantations CEA
(Commissariat à l’Energie Atomique) et COGEMA (Compagnie Générale des Matières
nucléaires) de Marcoule et Cadarache
• moins de 1% de la radioactivité se trouvent dans les centres de stockage de l’Andra.
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Période
Courte durée de vie
Longue durée de vie
Activité
Très
faible
activité
Stockage dédié en surface
•
Ouverture d’un centre de stockage au second semestre 2003 dans l’Aube
•
Stocks existants au 31.12.98 : 50 000 tonnes
•
Volumes attendus en fin d’exploitation : 1 à 2 millions de m3
Faible
Stockage de surface
Stockages dédiés en subsurface à l’étude
activité
sauf déchets tritiés, sources radioactives scellées
(déchets radifères et graphites)
(à l’étude)
•
•
Centre de stockage de la Manche fermé (en phase de
surveillance)
et
centre
de
stockage
de
l’Aube
en
Mise en service industrielle (2009)
•
Stocks existants au 31.12.98 (graphite) :
14 000 m3
exploitation depuis 1992
•
•
Stocks existants au 31.12.98 : 625 000 m3
•
Volumes attendus en fin d’exploitation du parc actuel :
Volumes attendus en fin d’exploitation
(graphite) : 14 000 m3
1 300 000 m3
Moyenne
Filières à l’étude dans le cadre de l’article L.542
activité
du code de l’environnement
(loi Bataille)
•
•
Haute
Stocks existants au 31.12.98 :
21 000 m3conditionnés et 15 000 m3 à
conditionner
Volumes attendus en fin d’exploitation :
56 000 m3
Filières à l’étude dans le cadre de l’article L.542 du code de l’environnement (loi Bataille)
activité
•
Stocks existants au 31.12.98 : 1 630 m3 de déchets vitrifiés
•
Volumes attendus en fin d’exploitation : 5 000 m3
Tableau récapitulatif sur les différentes catégories de déchets radioactifs (chiffres de
2000)
Source : industrie.gouv.fr
La loi bataille de 1991 prévoyait l’organisation de la recherche en ce qui concerne les
méthodes de stockage des déchets radioactifs. A l’époque trois axes avaient été définis afin
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que le Parlement ait tous les éléments pour faire le meilleur choix. Ces trois filières, confiées
à l’Andra pour la 2e et le CEA pour les 1ères et 3e, sont :
• la séparation et la transmutation des éléments radioactifs (conversion d’anciens réacteurs
en centre de retraitement afin de transformer les éléments hautement radioactifs en
éléments plus stable à activité courte par fission)
• les possibilités de stockage dans les couches géologiques profondes (laboratoire
souterrain de Meuse – Haute Marne de l’Andra situé dans un site argileux
• les procédés de conditionnement et de stockage de longue durée en surface
A l’heure actuelle, rien n’est encore décidé. La loi du 28 juin 2006 relative à la gestion
durable des matières et déchets radioactifs prévoit une prolongation de ces activités de
recherche avec le lancement d’un programme de recherche sur l’ensemble des matières et
des déchets radioactifs. Des objectifs ont été fixés en ce qui concerne les déchets de haute
et moyenne activité à vie longue, ces objectifs sont les trois points énoncés précédemment
issus de la loi de 1991. Des prototypes d’installation (séparation et transmutation) pourraient
être construits pour 2020 et une mise en service industrielle vers 2040. La demande
d’autorisation de stockage en couche géologique profonde sera instruite en 2015 et une
mise en exploitation est envisagée vers 2025, le problème de la réversibilité du stockage
n’étant pas encore élucidée. Enfin, cette loi prévoit de nouvelles installations ou
modifications d’installations existantes concernant le stockage de déchets en surface vers
2015. L’Andra, par cette loi est chargée de la collecte des déchets radioactifs et de la
conduite des recherches des deux derniers points de recherche.
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C. les perspectives d’avenir
Le parc nucléaire français va décroître dès 2020. Actuellement la communauté scientifique
travaille sur les différents scénarios énergétiques possibles des décennies avenir en prenant
en compte les questions du besoin, du développement de l’utilisation du nucléaire dans les
pays en voie de développement ou encore du stock d’Uranium restant.
D’ores et déjà une nouvelle génération de réacteurs est en marche (génération III+) afin de
prendre à court terme le parc nucléaire du moins partiellement.
Les réacteurs EPR fruit d’une recherche et développement franco-allemand fourniront
1600MW. Ils s’inspirent directement des réacteurs nucléaires N4 mais possèderont de
nombreux nouveaux systèmes de sécurité tels qu’un socle en béton de six mètres
d’épaisseur, quatre systèmes indépendant de sécurité pour assurer le refroidissement du
cœur en cas d’urgence ainsi qu’un récupérateur de cœur fondu.
Par ailleurs les EPR consommeront 17% de combustible en moins et rejetteront 15% de
déchets radioactifs en moins. En France le premier EPR est en construction sur le site
nucléaire de Flamanville.
Suite à la réunion d’une dizaine de pays en 2001 (à la demande des Etats Unis) la quatrième
génération de réacteurs nucléaires a commencé à être définie afin que leur mise en service
puisse se faire à l’horizon 2040. Les trois critères de sélection ont été un rendement
énergétique accru, une production de déchets radioactifs moindre et une diminution
drastique de la consommation du combustible.
Suite à ces critères de sélection deux grands principes sont ressortis. Le premier étant
l’utilisation du cycle Uranium/Plutonium et la deuxième concernant le cycle Thorium/
Uranium. On peut donc affirmer sans hésitation que l’énergie nucléaire à encore de beaux
jours devant elle dans une ère où la crise de l’énergie se fait de plus en plus sentir par
l’émergence de pays tels que la Chine ou encore l’Inde.
Par ailleurs l’énergie nucléaire n’est en aucune façon menacée par les énergies alternatives
qui bien que tentantes, seront très difficile à mettre en place afin de couvrir la demande en
énergie qui ne fait que croître.
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CONCLUSION
La centrale nucléaire de Chooz, bien qu’ayant eu des débuts difficiles, est sans conteste
une réussite sur tous les plans. Elle démontre que de nos jours l’énergie nucléaire est le
moyen le plus sûr et le plus rentable tout en respectant l’environnement. Chooz B1, première
centrale nucléaire de palier N4 d’une puissance de 1450MW, et sa sœur cadette Chooz B2
se placent dans la catégorie des réacteurs avancés dits de nouvelle génération. Leur grande
réussite est due au fait qu’elles ont hérité d’une part de l’expérience des autres centrales
françaises. En effet depuis 1977 chaque accident a fait l’objet d’un compte rendu afin de
pouvoir améliorer les performances, la sûreté de fonctionnement et l’exploitation des 54
tranches actives. D’autre part, elles ont bénéficié également de nombreuses innovations
technologiques telles que la turbine « Arabelle » ou encore son contrôle commande.
Chooz B1 représentait, à sa création, ce que l’Homme avait imaginé et réalisé de plus
complexe. Cependant, le palier N4 ne représentera pas la relève du nucléaire français.
Ayant mis de nombreuses années pour faire ses preuves, ce palier bien que moderne est
déjà dépassé par la technologie. L’EPR, lourdement inspiré du N4 mais présentant une
sûreté accrue, va remplacer ce dernier et tenter de s’imposer comme le standard des
réacteurs destinés à renouveler le parc nucléaire français. Désormais nous pouvons
remarquer qu’il ne s’agit plus uniquement de pouvoir produire plus d’électricité de manière
rentable mais de le faire dans de bonnes conditions de sécurité aussi bien pour l’Homme
que pour l’environnement, que l’on doit de plus en plus préserver.
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BIBLIOGRAPHIE
Publications
Réacteurs nucléaires. Généralités. P. Bacher. Techniques de l’ingénieur – Réf : B 3 020
(16p.)
Confinement. Enceintes. J-L. Costaz. Techniques de l’ingénieur – Réf : B 3 290 (14p.)
Réacteurs nucléaires du futurs. F. Carre & C. Renault. Techniques de l’ingénieur – Réf : BN
3 230 (20p.)
Installation générale des réacteurs à eau sous pression. M. Kaercher. Techniques de
l’ingénieur – Réf : BN 3 260 (13p.)
Construction des centrales REP. J-P. Thomas & C. Cauquelin. Techniques de l’ingénieur –
Réf : BN 3 270 (18p.)
Maintenance des chaudières nucléaires. J-P. Hutin. Techniques de l’ingénieur – Réf : BN
3 295 (26p.)
Brochures EDF
Sites Internet
Site de l’Autorité de sûreté nucléaire www.asn.fr
Site d’Electricité de France www.edf.com
Site du Commissariat à l’Energie Atomique www.cea.fr
Site de l’Agence nationale de gestion des déchets radioactifs www.andra.fr
Sites d’Areva www.areva-nc.fr et www.areva-np.fr
Site
de
la
Direction
Générale
de
l’Energie
et
des
Matières
Premières
www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/
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