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Réacteur AP1000Réacteur AP1000 .jpg){kind=spacer} AP1000 à la centrale nucléaire chinoise de Sanmen
Le réacteur AP1000 est un réacteur nucléaire de troisième génération, de type réacteur à eau pressurisée (REP), d'une puissance électrique nette d'environ 1 150 MWe. Il est développé par l'entreprise américaine Westinghouse Electric Company. Le premier AP1000 connecté au réseau est celui de Sanmen-1 en Chine le . Depuis , six réacteurs AP1000 sont en exploitation commerciale : deux à la centrale nucléaire de Sanmen en Chine, deux à la centrale nucléaire d'Haiyang en Chine, et deux à la centrale nucléaire de Vogtle aux États-Unis. Plusieurs AP1000 sont en projets en Bulgarie, en Pologne, et en Ukraine. Une version sinisée de l'AP1000 dénommé CAP1000 (pour Chinese-AP1000) est développée par l'entreprise chinoise de production d'électricité State Power Investment Corp (SPIC). Parallèlement une version du CAP1000 de plus forte puissance est aussi conçue en Chine : le CAP1400 (ou Guohe One) de 1 400 MWe. En 2025, huit CAP1000 et un CAP1400 sont en cours de construction en Chine, ainsi qu'un CAP1400 en pré-exploitation. Enfin, Westinghouse développe l'AP300 : un petit réacteur modulaire (dit PRM ou SMR en anglais) de 300 MWe à partir du concept de l'AP1000. HistoriqueEn décembre 2005, une première certification est accordée par l’autorité de sûreté nucléaire américaine (NRC) pour la conception de l'AP1000[1], mais en , sa version modifiée fait encore l'objet d'évaluation de sûreté nucléaire[2] (depuis 2004[3]), en vue d'une éventuelle certification de la part de la NRC. Il constitue une amélioration de l'AP600[3], plus puissante à occupation du sol égale, l'AP600 étant présenté depuis son origine (vers 1985) comme un concept révolutionnaire qui n'a pas trouvé depuis d'application concrète. La NRC a entre-temps mis en question le confinement du réacteur de l'AP1000 face à de graves événements extérieurs tels que tremblements de terre, ouragans ou collisions d'avions. À la suite des remarques de la commission, Westinghouse a modifié la conception du réacteur. En , un ingénieur américain consultant dans le domaine du nucléaire, Arnold Gundersen, a également critiqué la conception du confinement de l'AP1000, estimant que la corrosion de l'acier de confinement, en cas d'accident, pourrait libérer des produits ou rayonnements ionisants dans l'environnement, au-delà des normes de la NRC, hypothèse rejetée par Westinghouse qui argue que l'épaisseur d'acier a été renforcée et que la corrosion devrait être détectée lors des inspections de routine[4],[5]. Le , la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (Nuclear Regulatory Commission) a indiqué dans un communiqué avoir autorisé pour quinze ans la dernière version du réacteur AP1000, sous licence du fabricant américain Westinghouse, estimant qu'elle remplissait ses exigences en matière de sécurité. Deux producteurs d'électricité du sud-est du pays, Southern Company et SCE&G (filiale de Scana (en)), qui veulent bâtir des centrales en Caroline du Sud et en Géorgie, ont déjà annoncé avoir retenu ce modèle[6],[7]. Quatre exemplaires de l'AP1000 sont déjà en construction en Chine depuis 2009[8]. En 2013, la Chine fait de ce modèle le principal d'une nouvelle série de constructions de « 3e génération » avec six unités prévues contre seulement deux sur le modèle local ACP1000[9]. En 2017, les retards et les dépassements de couts de construction des deux réacteurs aux États-Unis participe à la faillite de Westinghouse[10]. Le premier réacteur AP1000 à diverger le , puis à se connecter au réseau le est celui de Sanmen 1 en Chine[11]. En avril 2022, quatre réacteurs Westinghouse AP1000 sont en service commercial à Haiyang et Sanmen en Chine. Le réacteur AP1000 de Vogtle 3 aux États-Unis, a été couplé au réseau en mars 2023[12], et l’unité 4 en mars 2024. Une étude du Massachusetts Institute of Technology (MIT) estime le coût d’investissement pour Vogtle 3 et 4 à 7 956 USD/kW. Selon cette étude, le coût du prochain AP1000 aux États-Unis devrait être de 4 300 USD/kW et de 2 900 USD/kW pour la 10ème unité suivante (vers 2045), déployée en série. L'AP1000 construit en série serait donc compétitif par rapport aux SMR[13]. ConceptionL'AP1000 est un réacteur à eau pressurisée prévu pour produire 1154 MWe[1],[14]. Ce type de réacteur présente une conception organisée autour d'une sûreté ne présentant pas d'appel à des équipements actifs (pompes, vannes, etc.) et donc ne nécessitant pas d'alimentation électrique de secours pendant les 72 premières heures suivant un éventuel accident. Le design du réacteur vise à en réduire les coûts par l'utilisation de technologies éprouvées et une simplification et réduction du nombre de composants (tuyaux, vannes, etc.) et du volume des protections antisismiques (dans le premier projet). Par rapport à son prédécesseur de conception Westinghouse, l'AP1000 vise une réduction de[15] :
Ce réacteur a un design qui le rend beaucoup plus compact que les autres REP, et qui permet de n'utiliser pour sa construction qu'un cinquième du béton et des ferraillages structurels utilisés pour d’autres modèles de REP[15]. Évolutions de l'AP1000 par rapport aux réacteurs REP antérieursDifférences en matière de sûretéSelon ses concepteurs, l'AP1000 est conçu pour résister à une perte de refroidissement du cœur ou de la piscine de désactivation[16], que ce soit par défaut d'alimentation électrique ou par rupture de tuyauteries. Une cheminée draine vers l'atmosphère l'air chaud accumulé autour du confinement d'acier, et des évents périphériques permettent l'entrée d'air frais. Sur le toit du réacteur, une réserve annulaire d'eau permet un refroidissement d'urgence, avec écoulement gravitaire (système passif de refroidissement), l'ensemble pouvant selon le concepteur stabiliser le réacteur en 36 h et assurer son refroidissement durant 72h, sans aucune intervention humaine et même en cas de défaillance des groupes électrogènes de secours. Au-delà des 72 h, le refroidissement d'urgence sera maintenu si les réservoirs d'eau de l'enceinte de confinement sont à nouveau remplis. En cas de défaillance de ce système passif de refroidissement, l'opérateur dispose encore d'un ultime recours : il peut encore ouvrir une vanne qui va inonder la cuve par gravité, permettant d'éviter le percement de cette dernière. Un réservoir spécifique est réservé pour cette manœuvre. Un système un peu similaire (réservoir d'eau associé à la piscine selon le principe des vases communicants) permet durant quelques dizaines d'heures supplémentaires de refroidir la piscine de désactivation destinée au stockage provisoire de combustible du cœur ou d'anciens combustibles usés. Évacuation passive en convection naturelle de la puissance résiduelle du cœurLe fonctionnement en circulation naturelle du circuit primaire en vue de l'évacuation de la puissance résiduelle - donc en l'absence d'électricité- est assuré de façon très simple par le cheminement à pente continue des boucles primaires (absence de points hauts sur la ligne autres que les épingles des GV où on ne peut guère faire autrement) et la disposition à une altitude plus élevée que la cuve des boites à eau primaires des générateurs de vapeur [Note 1] Injection de sécurité directement en cuvePar différence avec les conceptions antérieures Westinghouse [Note 2] les lignes d'injections de sécurité de l'AP 1000 vont directement vers la cuve et non point dans les boucles en portion froide. Cette disposition élimine un cas assez évident de mode commun[Note 3] en cas de brèche survenant dans une boucle ou une ligne connectée qui rend par le fait la ligne d'injection associée indisponible. L'injection "en boucle" est une conception un peu contre nature puisque ce qu'il s'agit de noyer ou re-noyer c'est le cœur et non point les boucles. La conception du débouché de la ligne d'injection dans la cuve présente un degré de liberté de dessin que ne procure pas les bossages de boucles froides pour réduire le risque de choc froid sur la paroi de cuve lors de l'injection ce qui est une difficulté importante rencontrée sur les réacteurs à conception "injection en boucles". Rétention du corium en cuvePar différence avec l'option prise par différents constructeurs l'option retenue pour l'AP1000 est la rétention en cuve d'un corium formé au moyen de :
La démonstration de la validité de cette option, séduisante et cohérente avec le retour d'expérience concernant les REP, reste cependant à établir et faire accepter par les autorités de sûreté des pays concernés. Instrumentation cœur sous cuveLa conception AP 1000 / AP 600 élimine les traversées d'instrumentation sous cuve qui représentent une complexité importante de la conception des internes cuve et un risque permanent de fuite à niveau inférieur cuve. La présence de traversées pour instrumentation apparaîtrait également comme non cohérente avec l'option "rétention du corium en cuve "[Note 4]. Boucles et pompes primaires principalesBoucles primaires principales - Nombre et implantation des pompes primairesLe système AP600 - AP1000 comporte deux boucles ; deux pompes primaires par boucle La puissance unitaire des pompes est rendue compatible avec la conception à étanchéité totale du fait qu'il y a deux pompes en parallèle par boucle et par le dessin simplifié des boucles primaires limitant les pertes de charges dans ces lignes. Une alimentation électrique croisée des pompes primaires entre boucles permet de diminuer d'un facteur d'échelle le cas d'interruption brutale et totale du débit dans une boucle Les pompes primaires sont implantées "tête en bas" sous les générateurs de vapeur, orientation favorable pour l'éventilation de la pompe et la réfrigération des paliers, mais qui rend difficile leur démontage. Cela témoigne de la confiance du constructeur dans leur fiabilité. La fixation des pompes primaires sous les générateurs de vapeur et solidaire de ceux-ci simplifie la tenue thermomécanique (notamment au séisme) des pompes et des boucles puisqu'un seul gros ensemble (pompes + GV) est à maintenir au lieu de deux Technologie des pompes primairesLes pompes primaires principales de l'AP1000 sont prévues être de conception moteur asynchrone "à rotor noyé" et étanchéité totale ce qui constitue en matière de maintenance et de protection radiologique une avancée, puisque la fuite permanente au niveau de la garniture de l'arbre des pompes en usage sur les REP antérieurs de grande puissance se trouve éliminée. Westinghouse revient à ses conceptions anciennes puisque par exemple la centrale de Chooz A (en démantèlement avancé) de 280 MWe était équipée de 4 pompes de ce type. L'inertie de ralentissement est -semble-t-il- prévue être procurée par celle du rotor noyé et non point par un alternateur dédié comme sur la centrale de Chooz A. La puissance électrique consommée à froid est réduite par adoption d'une vitesse de rotation moindre dès lors que la température primaire est basse. Générateurs de vapeur - Nombre et puissance unitaireBien que la puissance thermique soit élevée, voisine de 3 200 MWth pour 1 154 MWe, la conception AP1000 retient 2 générateurs de vapeur comme pour l'AP 600 par différence avec le choix souvent fait consistant à augmenter le nombre de boucles pour augmenter la puissance. Avec 1 600 MWth de puissance unitaire les GV de l'AP1000 sont les plus puissants parmi ceux proposés ou réalisés par l'ensemble des constructeurs. Cette option contient en elle-même une source d'économies en matière de nombre d'actionneurs et de vannes, puisque l'augmentation du nombre de boucles conduit immanquablement à des duplications. D'un point de vue fonctionnel dans un REP électrogène il n'y a guère d’intérêt à augmenter le nombre de générateurs de vapeur au-delà de deux puisque de toute façon;
Il est préférable du point de vue de la conception générale de dégager le pourtour de la cuve du fait du moindre nombre de boucles pour permettre par exemple l'injection directe en cuve. La limitation à deux du nombre de générateurs procure d'importantes possibilités d'amélioration de l’aménagement des enceintes de confinement. La pièce de forge importante que constitue la bride de cuve n 'est pas plus aisée de réalisation avec un plus grand nombre de tuyauteries débouchantes de diamètre un peu réduit au point que ceci justifie l'augmentation du nombre de boucles. Déchets et émissionsIl est prévu un stockage des déchets nucléaires sur site, éventuellement indéfiniment, à sec et au sol ou dans l'eau[17],[15]. Le traitement ou le stockage définitif des déchets est pour une large part une problématique politique, tous les REP et REB produisent des déchets similaires en quantité et en qualité. Toutefois un meilleur rendement thermodynamique, une gestion optimale du cycle du combustible et une optimisation de la maintenance peuvent améliorer les choses à la marge. Réacteurs AP1000 dans le monde Cette section doit être actualisée. Des passages de cette section sont obsolètes ou annoncent des événements désormais passés. Améliorez-la ou discutez-en. AngleterreL'AP1000 est parmi les modèles concurrents au remplacement des réacteurs des centrales nucléaires anglaises qui approchent de leur date de mise à l'arrêt. Après une pause en 2011, le constructeur a repris, en 2014, la certification (nommée GDA Generic Design Assessment[18]) auprès de l’Office for Nuclear Regulation (ONR), l’autorité de sûreté nucléaire du Royaume-Uni[19]. BulgarieAprès un première sélection de l'AP1000 n'ayant pas abouti en 2014[20], le projet de construction pour deux AP1000 à la centrale de Kozlodouy est relancé en [21]. Les premiers contrats pour une paire d'AP1000 sont signés à partir de entre Westinghouse, Kozlodouy-NPP-Newbuild (Nuclear Power Plant) et des sous traitants [22],[23]. L'entreprise sud-coréenne Hyundai Engineering & Construction est sélectionnée en comme maitre d'oeuvre (EPCC) de la construction du premier AP1000. L'objectif est un premier réacteur opérationnel en 2035, suivi du deuxième en 2037[24]. Le coût de chaque réacteur est estimé à 6 milliards d'euros[25]. ChineÀ défaut d'avoir pu trouver un cas d'application aux États-Unis, les premières constructions prévues ou en cours sont en Chine[15]. Ces premières réalisations sont engagées alors même qu'il n'y a pas de modèle “premier de série“ construit aux États-Unis. Ceci associé au caractère fortement innovant du réacteur dans de nombreux domaines - pompes primaires par exemple - constitue un enjeu relevé. De plus, les quatre premiers réacteurs ont été mis en construction avant les modifications apportées à l'AP1000 pour le rendre résistant à un crash aérien[26]. En 2013, Dongfang annonce un partenariat avec Alstom pour la fourniture des turbines et alternateurs de ses projets AP1000[27].  La centrale nucléaire de Sanmen dans le Zhejiang prévoit six unités, en construction depuis avec une mise en service du premier réacteur initialement prévue en 2013[28],[29]. Le réacteur de Sanmen no 1 devient le premier AP1000 à diverger le . Sanmen-2 est connecté au réseau à mi-[30]. Ces deux réacteurs sont en exploitation commerciale depuis fin 2018[31]. La centrale nucléaire de Haiyang dans le Shandong prévoit également six unités, en construction depuis , pour une mise en service du premier réacteur initialement prévue en [32]. Haiyang 1 a été connecté au réseau à mi-, et Haiyang 2 en . Ces deux réacteurs sont en exploitation commerciale[33],[30]. États-UnisCertification de l'AP1000Début 2010, une quarantaine de réacteurs AP1000 auraient été commandés à Westinghouse, dont deux pour une construction prochaine aux États-Unis[34],[35],[36],[37]. Les sites potentiellement concernés par la construction d'AP1000 aux États-Unis sont :
Des associations et groupes de protection de l'environnement s'opposent à la certification des deux réacteurs AP1000 devant être construits à la centrale nucléaire de Vogtle en , en demandant à la NRC de suspendre son processus de certification dans l'attente des conclusions définitives sur l'accident nucléaire de Fukushima (bien que la conception passive de l'évacuation de la puissance résiduelle du cœur rend le concept AP1000 a priori plus résistant à ce type d'évènement)[38]. La certification de conception (DC - Design Certification) de l'AP1000 par la commission de réglementation nucléaire des États-Unis (NRC) est publiée le [39]. Le , la NRC autorise la construction de deux AP1000 à la centrale nucléaire de Vogtle (réacteurs no 3 et 4), et dont les chantiers commence le et le [40],[41],[42]. Il s'agit des premiers nouveaux réacteurs nucléaires mis en chantier États-Unis depuis près de 30 ans. La NRC autorise le la construction de deux autres AP1000 à la centrale nucléaire de Virgil Summer (unités no 2 et 3)[43], et dont les travaux débutent le [44] et le [45]. Difficultés et faillite de WestinghouseLa construction des quatre AP1000 américain est impacté par de nombreuses hausses des coût, allongement des délais, et contentieux entre Westinghouse, des sous-traitants, et les futurs exploitant des réacteurs. Ces déboires dans la construction des premiers réacteurs de troisième génération sont très similaires à ceux rencontrés par Areva avec l'EPR d'Olkiluoto en Finlande et d'EDF avec l'EPR de Flamanville. En , Toshiba, maison mère à 87 % de Westinghouse, annonce une dépréciation de 5,9 milliards de dollars découlant de l'acquisition, fin 2015, de l'entreprise d'ingénierie CB&I Stone & Webster par Westinghouse. (afin de supprimer les contentieux juridiques entre les deux entreprises). Fin 2016, Westinghouse revoit fortement à la hausse la charge de travail restante pour la complétions des quatre AP1000[46]. Ces déboires sont en partis responsable de la faillite de Westinghouse en , qui est racheté en par le fonds d'investissement canadien Brookfield Asset Management pour 4,6 milliards de dollars[47],[48]. La construction des deux AP1000 de la centrale nucléaire de Virgil Summer est ainsi abandonnée en alors que le chantier est avancé à 65%, dans un contexte de scandale politique et législatif (Nukegate scandal (en))[49]. L'éventuelle construction des réacteurs no 6 et 7 de la centrale de Turkey Point est reportée (avec une mise en service minimum en 2032)[50]. Les projets d'AP1000 sur les centrales de Levy County et de Shearon Harris sont également abandonnés[réf. souhaitée]. Le premier AP1000 américain, Vogtle-3, est connecté au réseau le puis mis en service en [51],[12], suivi un an plus tard de Vogtle-4 connecté au réseau le et mis en service le [52]. Les chantiers auront durée une dizaine d'année, et leur coût de construction conjoint est estimé en 2018 à 25 milliards de dollars[53]. PologneEn octobre 2020, un accord de coopération est signé entre les États-Unis et la Pologne pour définir les contours d'un programme nucléaire et d'un potentiel financement. L'administration Trump pousse l'offensive de Westinghouse et du groupe Bechtel. Après l'élection de Joe Biden, le ministre du climat polonais, Michal Kurtyka, interrogé par le Financial Times, déclare : « Il y a des discussions avancées avec les États-Unis sur ce sujet et je pense qu'elles sont très prometteuses. Je n'attends pas de changement de cap sur cette décision stratégique ». Le vaste plan d'investissement annoncé à l'automne 2020 par Varsovie dans les énergies renouvelables et nucléaires pour tourner la page du charbon prévoit que six réacteurs (6 à 9 GW) seront construits d'ici à 2040, le lancement de la construction du premier est prévu en 2026[54]. UkraineLe , un protocole de coopération prévoyant le déploiement de cinq réacteurs Westinghouse AP1000 est signé à Washington avec l'entreprise ukrainienne Energoatom. Le coût du projet est estimé à 30 milliards de dollars américains[55]. Le déclenchement de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en , entraine la perte pour l'Ukraine de la centrale nucléaire de Zaporijjia, la plus grande d'Europe[56]. Un projet de complétion des réacteurs VVER-1000 inachevés est initié avec la fin de construction des unités 3 et 4 de la centrale nucléaire de Khmelnitski ; associé à un programme de construction de neuf nouveaux réacteurs AP1000[57]. Les deux premiers AP1000 seront construit à la centrale de Khmelnitski[58]. Bilan mondialLes caractéristiques des réacteurs sont données dans les tableaux ci-après ; les données sont principalement issues de la base de données PRIS (Power Reactor Information System) de l’Agence international de l'énergie atomique (AIEA) qui définit ainsi les termes[59] :
Le début de construction correspond à la date de coulage des fondations du bâtiment réacteur. Une tranche (nom utilisé pour un réacteur complet) est considérée comme opérationnelle après son premier couplage au réseau électrique. La mise en service commerciale est le transfert contractuel de l’installation du constructeur vers le propriétaire ; intervenant en principe après réalisation des tests réglementaires et contractuels, et après fonctionnement continu à 100 % pendant une durée définie au contrat de construction.
Comparaisons aux modèles de réacteurs concurrentsLe coût de construction par kW installé des réacteurs AP1000 ou EPR construits en Chine serait deux fois moindre que celui de l'EPR de Flamanville ou des AP1000 en construction aux États-Unis[69]. Réacteurs de troisième génération concurrents[70],[71],[72]:
Réacteurs dérivés de l'AP1000Réacteurs CAP1000 et CAP1400 (ou « Guohe One »)Le réacteur CAP1000 (pour Chinese AP1000) est une version sinisée de l'AP1000, de puissance équivalente et développée pour le marché chinois par les entreprises chinoises CNNC et CGN. Une version du CAP1000 plus puissante (1 400 MWe) est également développée pour le marché chinois, et nommée CAP1400 (ou Guohe One)[80]. Réacteur AP300 (Petit réacteur modulaire) Cette section est vide, insuffisamment détaillée ou incomplète. Votre aide est la bienvenue ! Comment faire ? En , Westinghouse dévoile l'AP300, un petit réacteur modulaire (PRM, ou SMR pour small modular réactor) de 330 MWe, dont le design est dérivé de l'AP1000[81]. Il s'agit toujours d'un réacteur à eau pressurisé, fonctionnement à l'uranium faiblement enrichi à moins de 5%[82]. Notes et référencesNotes
Références
Voir aussiArticles connexes
Liens externes
Bibliographie
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