Palier CP0 / CPY

Palier CP0 / CPY

Les deux réacteurs CP2 de la centrale nucléaire de Saint-Laurent-des-Eaux

Présentation

Type	Réacteur à eau pressurisée
Génération	II
Utilisation	Production d'électricité
Statut	Opérationnel : 32 réacteurs Arrêt définitif : 2 réacteurs
Propriétaire	EDF
Opérateur	EDF
Nombre de réacteurs	34 dont : CP0 : 6 réacteurs CP1 : 18 réacteurs CP2 : 10 réacteurs
Concepteur	Framatome et EDF
Constructeur	EDF, Framatome, Alsthom, BBC
Début des travaux	CP0 : de 1971 à 1974 CP1 : de 1974 à 1979 CP2 : de 1976 à 1981
Mise en service	CP0 : de 1978 à 1980 CP1 : de 1980 à 1985 CP2 : de 1983 à 1988

Caractéristiques

Combustible	uranium faiblement enrichi
Caloporteur	eau légère
Modérateur	eau légère
Neutrons	thermiques
Puissance thermique	2 785 MW
Puissance électrique	880 à 915 MW

Localisation

Localisation	France

Les réacteurs de type CP0, CP1 et CP2 - ces deux derniers étant souvent regroupés sous la désignation commune CPY - sont trois modèles de réacteurs nucléaires à eau légère de deuxième génération de conception très proche. Ils ont été développés par EDF et Framatome sur la base de réacteurs américains Westinghouse, et font partie de la filière des réacteurs à eau pressurisée (REP). Leur puissance thermique est de 2 785 MWth pour une puissance électrique nette d'environ 900 MWe. Ainsi, ils sont souvent dénommés « REP 900 MW ».

Trente-quatre REP 900 MW ont été construits en France : six CP0, dix-huit CP1 et dix CP2. Depuis juin 2020, date de l'arrêt définitif des deux réacteurs CP0 de la centrale nucléaire de Fessenheim, EDF exploite trente-deux REP 900 MW en France. Ils représentent une puissance cumulée totale d'environ 29 000 MWe, soit 46 % de la puissance totale du parc nucléaire français.

Le réacteur M310 est un réacteur dérivé du modèle CP1 destiné à l'export. Huit unités ont été construites et sont encore opérationnelles : deux à la centrale de Koeberg en Afrique du Sud, deux la centrale d'Hanul en Corée du Sud (unités n^o 1 et 2), et quatre en Chine dans les centrales de Daya Bay et de Ling Ao (unités n^o 1 et 2).

Historique

Les prémices des REP français : le réacteur franco-belge Chooz-A

Avant le développement des réacteurs à eau pressurisée (REP) des paliers CP0 puis CPY, la France ambitionne dans les années 1960 de construire un parc de réacteur nucléaire civil électrogène à partir de la technologie domestique des réacteurs UNGG, développés par le Commissariat à l'énergie atomique (CEA). En effet, la commission pour la production d'électricité d'origine nucléaire (commission Péon) créée en 1955 afin d'évaluer les coûts liés à la construction de réacteurs nucléaires, préconise au début des années 1960, le développement de l’énergie nucléaire pour pallier le manque de ressources énergétiques nationales. Au même moment et alors que la construction du réacteur Bugey-1 (sixième et dernier réacteur UNGG de 540 MWe) progresse, les limites de cette technologie apparaissent : sa compétitivité économique est moindre que celle des centrales thermiques fossiles de l'époque. Elle est aussi plus faible que celle des réacteurs à eau légère (pressurisée ou bouillante) américains en cours d'adoption par les pays voisins européens. La seule solution serait d'augmenter encore la puissance des UNGG au delà de 540 MWe, mais le réacteur serait alors difficilement contrôlable. De même la taille du cœur d'un réacteur UNGG croît de manière très importante avec la puissance de ce dernier, à la différences des réacteurs à eau légère qui sont eux plus compacts.

Entrée du réacteur Chooz A dans les Ardennes

Parallèlement, EDF qui ne souhaite pas se cantonner à la filière française UNGG, expérimente discrètement d'autres technologies, dont celle des REP. Dans le cadre du traité Euratom, les électriciens français et belges s'associent pour construire en 1966 un REP américain à proximité de la frontière franco-belge: le prototype de la centrale des Ardennes (rebaptisée ensuite Chooz A). La Belgique n'est pas à son premier essai en la matière puisqu'elle a déjà accueilli à Mol en 1962 le premier REP américain en Europe (BR-3). Bien que Chooz A soit de faible puissance (305 MWe) et rencontre plusieurs avaries (notamment un blocage des croix de contrôle et des fissurations de ses générateurs de vapeur), il permet au personnel d'EDF d'acquérir de l'expérience sur la construction et l'exploitation des REP.

Deux positions s’affrontent alors : celle du CEA, qui préconise la filière nationale bicéphale (civile et militaire) UNGG, et celle d'EDF, qui souhaite développer la filière « américaine » (uranium enrichi et eau légère) plus compétitive. Un rapport technique comparant les deux, réalisé conjointement par le CEA et EDF en janvier 1967, établit que le kWh produit avec un réacteur UNGG est presque 20 % plus cher que celui produit par un REP de même puissance (500 MWe). Le général de Gaulle, qui tient à l’indépendance nationale, autorise toutefois en décembre la construction de deux réacteurs UNGG à Fessenheim, dans le Haut-Rhin, tout en poursuivant l’étude des REP avec la Belgique. Après Chooz A, cette coopération donne naissance en Belgique à la centrale de Tihange en 1975. Entièrement conçue, dans le cadre d'un transfert de technologie, par les bureaux d'études français et belges, ce réacteur de 950 MWe très puissant pour l’époque, va permettre aux deux pays de maîtriser la filière.

Les six REP 900 MW de « pré-série » : le palier CP0

L'appel d'offres pour équiper la future centrale nucléaire de Fessenheim dans le Haut-Rhin avec des réacteurs UNGG est un fiasco : chaque industriel avance un prix non compétitif afin de couvrir son risque propre. Le 15 novembre 1968, la commission de l’énergie recommande de baser le choix de filière sur des critères économiques et de Gaulle se résigne à l'inéluctable : abandonner la filière française UNGG au profit de la filière américaine des réacteurs à eau légère. C'est cependant à son successeur nouvellement élu, Georges Pompidou, et au gouvernement Chaban-Delmas que revient la responsabilité de ce choix, pris par décision interministérielle le 13 novembre 1969. Les deux arguments invoqués sont d’une part la simplicité et la sûreté des réacteurs à eau légère, et d'autre part l’assise technique et financière des sociétés américaines qui les commercialisent. Les déboires des Britanniques avec la filière AGR (de technologie similaire aux UNGG français) et la fusion partielle du cœur du réacteur A1 de la centrale française de Saint-Laurent-des-Eaux, survenue un mois auparavant, pèsent aussi dans la décision des pouvoirs publics.

Installation de la cuve d'un des six réacteur CP0

La commission Péon propose l'engagement, avant 1976, de quatre ou cinq réacteurs à eau légère, car l'achat d'uranium, même enrichi aux États-Unis, lui semble plus économique à terme que l'importation de pétrole. Deux sociétés vont alors s’affronter pour fournir à EDF ses « chaudières nucléaires » (partie nucléaire du réacteur):

• Framatome, exploitant le brevet de Westinghouse pour la technologie des réacteurs à eau pressurisée (REP),
• et la Compagnie générale d'électricité (CGE), exploitant le brevet de General Electric pour la filière des réacteurs à eau bouillante (REB).

Pour ce qui est de la fourniture des groupes turbo-alternateurs (partie non-nucléaire de l'installation) deux entreprises sont en concurrence:

• celle d'Alsthom (depuis renommé Alstom), devenu une filiale de la CGE en 1969,
• et celle de la Compagnie Électro-Mécanique, filiale du Suisse Brown, Boveri & C^ie.

À la suite d'un nouvel appel d'offres, EDF retient en 1970 la proposition des REP de Framatome, moins chère que les REB de la CGE. Deux copies francisées d'un des réacteurs à eau pressurisée de la centrale américaine de Beaver Valley, et équipées de turbines Alsthom, seront donc construits à Fessenheim au lieu des deux UNGG prévus. L’année suivante, quatre autres REP sont autorisés à la centrale du Bugey dans l'Ain toujours équipés de turbines Alsthom. Ces six réacteurs, construits à partir de 1971 et raccordés au réseau entre 1977 et 1979, constitueront a posteriori le palier dit « CP0 » pour contrat programme zéro. À partir de ce moment et à l'instar des centrales thermiques à charbon française, les futures centrales nucléaires ne seront plus produites à l'unité mais par tranches identiques de paliers de puissance, dans le but de standardiser leur production et d'en réduire les coûts. Le contrat pour la construction de REB portée par la CGE est annulée par EDF en août 1975 dû à une hausse importante du devis. Cela accentuant encore la standardisation des futurs réacteurs français avec une seule technologie de réacteur, celle des REP.

Plan de masse des réacteurs CP0 et CP1 (une paire de réacteur)

Seule la chaudière nucléaire des CP0 est copiée de la centrale de Beaver Valley, mais le génie civil (dont l'enceinte de confinement) et la partie conventionnelle sont développées en France par les équipes d'EDF et leurs sous-traitants. Comme de nombreux réacteurs construits à la même époque (REP et REB américains, VVER-440 soviétiques, Magnox britanniques, etc.) les réacteurs CP0 se construisent uniquement par paires, un choix motivé par des raisons économiques : la mutualisation des moyens sur un même site et réalisation de bâtiments communs aux deux réacteurs (cf. photo du Plan de Masse). La puissance maximale électrique nette (fournie au réseau) de chaque réacteur CP0 est d'environ 890 MWe. Le dôme du bâtiment réacteur est recouvert d'un revêtement de protection extérieur métallique. Les REP du palier CP0 sont initialement équipés de générateurs de vapeur de modèle 51A, faits de tubes en U en Inconel 600 MA (alors également utilisé dans les REP américains). Ces derniers se révèleront sensibles à un phénomène de corrosion sous contrainte et devront être remplacés précocement par EDF (cf. section Événements notables sur des réacteurs CP0 ou CPY#Corrosion sous contrainte (CSC) des premiers générateurs de vapeur ).

Bien qu'intégrés dans un palier commun CP0, les réacteurs du Bugey et de Fessenheim bénéficient d'études de site différentes (et non communes aux deux centrales) ce qui explique quelques différences de génie civil entre ces six réacteurs : ceux du Bugey bénéficient d'enceintes de confinement un peu plus haute qu'à Fessenheim, et leurs radiers sont un peu plus épais. De même un mur anti-éclatement est ajouté durant la construction de la centrale de Fessenheim, tandis que ce mur est directement intégré avant la construction des réacteurs du Bugey.

Enfin, la centrale de Fessenheim ainsi que les réacteurs n^os 2 et 3 du Bugey ont un circuit de refroidissement dit « ouvert », c'est-à-dire refroidi directement par l'eau du fleuve. Les réacteurs n^os 4 et 5 du Bugey sont les premiers réacteurs français dotés d'un circuit de refroidissement dit « fermé » où le réacteur est refroidi indirectement par l'eau du Rhône au moyen de tours aéroréfrigérantes (TAR), mesurant ici 128 mètres de hauteur. Bugey-4 et 5 sont les seuls réacteurs nucléaires français en circuit fermé refroidis par deux TAR chacun, les suivants n'en n'ayant plus qu'une par unité.

L'accélération du programme avec dix-huit REP 900 MW : le palier CP1

Le comité interministériel décide le 22 mai 1973, devant le déclin de la production nationale de charbon et l'achèvement des grandes constructions hydroélectriques, d'accroître le programme de centrales électronucléaires prévu au VI^e plan, en le portant de 8 000 à 13 000 mégawatts (MW) de puissance installée. Cinq mois plus tard, le conflit israélo-arabe et notamment la guerre du Kippour entraînent le premier choc pétrolier qui fait quadrupler le prix du pétrole entre octobre 1973 et mars 1974. Cela met brutalement en évidence la dépendance énergétique des pays occidentaux et leur fragilité en la matière, au moment où leur croissance économique commence à ralentir. Ces évènements internationaux vont conduire à une accélération spectaculaire du programme électronucléaire français, et amènent le gouvernement Messmer à décider, le 5 mars 1974, d'accélérer encore ce programme avec le « Plan VII » ou « Plan Messmer » : les 13 000 MW prévus pour être réalisés de 1972 à 1977 seront entièrement engagés avant la fin de 1975. Ultérieurement, les investissements d'EDF seraient poursuivis au même rythme de six à sept réacteurs par an. Le total correspond à l'engagement de 50 000 MW nucléaires de 1974 à 1980, soit environ 55 réacteurs de 900 MW (en plus des six réacteurs CP0 alors en construction).

Construction des réacteurs n°5 et 6 de la centrale nucléaire de Gravelines, les derniers du palier CP1

Ainsi, le contrat-programme 1 (CP1) est engagé en 1974, et comprend la commande ferme de douze réacteurs de 900 MW : quatre à la centrale de Dampierre en Burly, quatre à celle de Gravelines et quatre à celle du Tricastin (programme également appelé "TAGADA") ; associée à une option pour quatre réacteurs supplémentaires à la centrale du Blayais, option qui sera finalement levée. Une dernière paire de réacteur CP1 (Gravelines-5 et 6) est autorisés dans un second temps en 1979. Ces deux réacteurs intègrent des pièces d'ingénierie initialement prévues pour la centrale iranienne de Darkhovin, dont le contrat de construction de 2 milliards de dollars est annulé par le gouvernement provisoire de l'Iran en avril 1979. Au total, 18 réacteurs seront construits, et constitueront le palier dit CP1.

Sur le plan technique, les études de site sont communes à toutes les centrales CP1, aboutissant à 18 réacteurs quasi identiques du point de vue de leur génie civil. Le plan de masse est superposable à celui des réacteurs CP0 avec une construction par paire et des bâtiments en communs. En revanche, les protections métalliques externes sur le toit du dôme des réacteurs CP0 sont abandonnées. Le radier est également plus épais, de même que les parois de l'enceinte de confinement, qui est aussi plus haute. Des changements plus notables sont effectués par EDF et Framatome sur le cœur du réacteur avec l'ajout de « grappe de commande grise » qui permettent un pilotage plus rapide et plus flexible de ces réacteurs (cf. section Exploitation, cycle et gestion du combustible#Pilotage en mode G). La puissance électrique nette est augmentée de quelques dizaines de MWe grâce à une amélioration du rendement globale (chaque réacteur développant environ 910 MWe nets). Les générateurs de vapeurs sont d'un nouveau modèle 51M, mais toujours en Inconel 600 MA et donc sensibles à la corrosion sous contrainte (CSC). Les réacteurs Gravelines-5 et 6 engagés plus tardivement bénéficieront des nouveaux générateurs de vapeurs des réacteurs CP2, de modèle 51B en Inconel 600 TT (Traités Thermiquement) moins sensibles à CSC.

L'annulation par EDF en août 1975 du contrat avec la CGE pour la construction de REB est un échec cuisant pour cette dernière qui se retire dès lors de la filière nucléaire française. Elle obtient toutefois une compensation de taille : la place de sa filiale Alsthom au centre de l’industrie nucléaire nationale. En effet à la fin de l'année 1976, Alsthom-Atlantique obtient un quasi-monopole sur le marché français des turbo-alternateurs, et fourni celles de tous les réacteurs CP1.

Ce parc de REP en construction va consommer de grandes quantités d'uranium faiblement enrichi achetées aux États-Unis et, à partir de 1971, à l'URSS. Dans le but d'asseoir au niveau européen la maîtrise du cycle nucléaire tout en concurrençant le projet anglo-germano-hollandais Urenco, la France s'associe à l'Italie, la Belgique, l'Espagne et la Suède pour construire une usine civile d'enrichissement par diffusion gazeuse. Le 25 février 1972, le groupe Eurodif Production est créé et en 1974, le chantier de l'usine Eurodif (rebaptisée par la suite Georges Besse) commence sur le site nucléaire du Tricastin. La centrale nucléaire du même nom y est construite pour alimenter en électricité la future usine dont les besoins sont colossaux : à plein régime elle consomme la puissance de deux réacteurs et demi, soit environ 2 200 MWe sur les 3 600 MWe produits par les quatre réacteurs.

Les dix derniers REP 900 MW : le palier CP2

Sous la présidence de Valéry Giscard d'Estaing, et bien que la consommation électrique nationale commence à stagner, le plan Pompidou-Messmer n'est pas ralenti car la volonté de diminuer la dépendance au pétrole importé prime. Cette volonté sera renforcée par le deuxième choc pétrolier qui survient fin 1978. Le contrat-programme 2 (CP2) est lancé en 1976 et comprend dix nouveaux réacteurs : quatre à la centrale de Chinon (nommés Chinon-B1 à B4 en oppositions aux trois réacteurs UNGG Chinon-A1, A2 et A3), quatre à la centrale de Cruas et deux à celle de Saint-Laurent-des-Eaux (nommés B1 et B2 dû aux deux réacteurs UNGG Saint-Laurent-A1 et A2 déjà présents).

Plan de masse des réacteurs CP2 (une paire de réacteur)

Sur le plan technique, l'îlot nucléaire des réacteurs du palier CP2 est très similaire au palier CP1 : construction par paire avec certains bâtiments en commun, chaudière nucléaire similaire. Seuls les générateurs de vapeur diffèrent avec le modèle 51B en Inconel 600 TT moins sensible à la corrosion sous contrainte (CSC). Les quatre premiers réacteurs CP2 construits (Saint-Laurent-B1 et B2, et Chinon B1 et B2) sont cependant encore équipés des mêmes GV que les réacteurs CP1, de modèle 51M en Inconel 600 MA. La centrale de Cruas, située à proximité d'une faille géologique, voit son radier monté sur des plots para-sismiques, et a une enceinte de confinement plus épaisse afin d'améliorer sa résistance à un éventuel séisme.

La grande similarité dans la conception du cœur et dans l'exploitation des réacteurs CP1 et CP2 font qu'ils sont souvent regroupés sous l'appellation commune « réacteur CPY ».

La différence majeure du palier CP2 concerne l'îlot conventionnel et la turbine : celle-ci a toujours un seul corps « haute pression » mais désormais seulement deux corps « basse pression » (et non trois comme les turbines des réacteurs CP0 et CP1). De plus, il est adopté une disposition radiale à l’îlot nucléaire (cf. Plan de masse des CP2), afin d'éviter que des projectiles résultant d'une éventuelle rupture de la turbine ne puissent endommager l'enceinte de confinement. Les deux réacteurs devant initialement équiper la centrale de Saint-Laurent-des-Eaux étaient des réacteurs à eau bouillante (REB) de modèle BWR-6 développés par General Electric. Le contrat conclu par EDF le 4 février 1974 notifiait la commande de l'îlot nucléaire à la Compagnie Générale d'Électricité (CGE), et celle de l'îlot conventionnel (turbine et poste d'eau) à la Compagnie électro-mécanique (CEM) qui est une filiale de Brown, Boveri & C^ie (BBC). Alors que les pré-travaux avancent rapidement, EDF annule la commande le 4 août 1975 devant une forte augmentation du devis. Le site est alors réaménagé afin d'accueillir deux REP du palier CP2. Les turbines BBC et leurs postes d’eau associés deviennent les seuls vestiges de ce premier projet, et équiperont les REP suppléants sur le site. Alsthom rachète la CEM à BBC en 1983, consolidant son monopole pour la fourniture des turbines des autres centrales nucléaires françaises. Cette fusion aboutira au développement de la turbine Arabelle, équipant les réacteurs du palier N4 puis l'EPR.

Schéma d'une tour aéroréfrigérante de la centrale de Chinon B

La centrale de Chinon est équipée de quatre tours aéroréfrigérantes (TAR, une par réacteur) dites à « tirage forcé », choix qui découle de considérations esthétiques. Les TAR prévues à l'origine étaient similaires aux autres réacteurs français, avec un « tirage naturel » et mesuraient 160 mètres de haut. Mais la proximité de la centrale avec les châteaux de la Loire environnants engendre une opposition locale, par peur du préjudice visuel. Une TAR à tirage forcé utilise des ventilateurs pour créer un flux d'air ascendant, contrairement à une TAR à « tirage naturel » où l'air frais s'engouffre naturellement par le pied de la tour et remonte à son sommet. Cette configuration à tirage forcé permet de construire une TAR beaucoup moins haute (environ 30 mètres à Chinon), au prix d'une petite consommation électrique supplémentaire pour l'alimentation des ventilateurs.

Enfin, tous les REP 900 MW font l'objet à l'issu de leur première visite décennale de plusieurs centaines de modifications mineures issues du retour d'expérience et afin de corriger des anomalies. Le but est de se conformer à un niveau commun dit « état fin de palier », défini lors de la mise en service des derniers réacteurs 900 MW Chinon-B3 et B4.

Poursuite du développement : le palier P4/P'4

Le bon comportement des REP 900 MW en service en France, l'accroissement de la consommation électrique et la poursuite du programme électronucléaire français poussent EDF et Framatome à développer un nouveau "palier" de réacteurs plus puissants.

En réalité et avant même la fin de construction des deux réacteurs CP0 de la centrale de Fessenheim, la Direction de l’Équipement d'EDF étudie depuis 1972 un nouveau palier de réacteur plus puissant de 1 200 MW. Le choix se porte finalement à l'été 1973 sur une puissance de 1 300 MW. L'augmentation de puissance unitaire doit notamment permettre une économie d'échelle. Elle limite aussi le nombre de réacteurs à construire et donc le nombre d'installations nucléaires sur le territoire, dans un contexte de monté des luttes antinucléaires. Ce nouveau palier est nommé P4 pour "Pressurisé 4 boucles primaires". Une vingtaine de réacteurs P4 et P'4 (une variante aux dimensions réduites afin d'économiser des coûts de construction) seront construits.

Évolution de l'exploitation du parc des 34 réacteurs de 900 MW

Comme tous les réacteurs nucléaires français, les REP 900 MW n'ont pas de date limite préfixée à leur fonctionnement. Lors des études de design initiales, il est postulé une durée de fonctionnement de 40 ans pour les composants non remplaçables (principalement la cuve du réacteur et l'enceinte de confinement). Ce délai ne constitue pas une limitation technique en soi : tous les dix ans, chaque réacteur est arrêté pendant plusieurs mois pour subir une inspection approfondie nommée visite décennale. À l'issu de celle-ci, l'autorité de sûreté (l'ASNR depuis 2025) accorde - ou non - son autorisation pour dix années de fonctionnement supplémentaires. Jusqu'alors, aucun REP français ne s'est vu refuser une poursuite de son exploitation par l'ASNR pour des raisons techniques ou de sûretés. Néanmoins, l'exploitation des REP 900 MW est marquée par plusieurs évolutions techniques et réglementaires.

Augmentation de puissance des REP 900 MW : l'« uprate » des années 2000

La puissance électrique maximale d'un réacteur nucléaire n'est pas toujours fixe dans le temps. Elle peut varier à la baisse pour plusieurs raisons : modifications réglementaires pour des raisons de sûretés, diminution du rendement des générateurs de vapeurs dans le temps dû à l'obstruction progressive des tubes, variation de température de la source froide, etc. La puissance maximale peut aussi parfois être augmentée (pratique appelée uprate), principalement par deux mécanismes:

1. soit en améliorant le rendement thermique globale : améliorations du groupe turbo-alternateur, ou nouveaux générateurs de vapeurs plus performants ;
2. soit en augmentant la puissance thermique totale délivrée par la chaudière nucléaire (augmentation de la puissance du cœur).

L'uprate est pratiquée par certains exploitants notamment en Belgique, aux États-Unis, en Finlande, en Slovaquie, en Suède, ou encore en Tchéquie, avec des gains de quelques dizaines à quelques centaines de MWe par réacteur. En France, EDF réalise historiquement peu d'uprate pour trois raisons principales :

• un parc de réacteur nucléaire initialement vu comme surdimensionné ;
• une rentabilité incertaine : la perspective de fermeture prématurée de réacteurs comme prévue dans la PPE2 ne permettrai pas un retour sur investissement suffisant (le coût d'amélioration de la turbine étant supérieur au gain de production électrique attendu) ;
• une puissance installée maximale du parc nucléaire plafonnée à 63,2 GW par la PPE2. Ce plafond est atteint avec la fermeture de la centrale de Fessenheim et la mise en service de l'EPR de Flamanville.

Entre 1999 et 2015, EDF effectue tout de même des uprate sur 9 de ses 18 réacteurs CP1. La puissance est augmentée d'environ 35 MWe par réacteur (soit une hausse totale de 315 MWe) grâce à l'amélioration du rendement du groupe turbo-alternateur, plus précisément en changeant les ailettes des corps basse pression. Ce programme est cependant stoppé dû à la loi relative à la transition énergétique de 2015 qui plafonne la puissance installée nucléaire en France à 63,2 GW. Les neufs réacteurs CP1 en ayant bénéficié sont :

• Blayais-2 et 3 ;
• Dampierre-2 et 3 ;
• Gravelines-4 et 6 ;
• Tricastin-2, 3 et 4.

Programmation d'un arrêt anticipé de quatorze réacteurs 900 MW en 2015

Dans un contexte marqué par l'accident de la centrale nucléaire de Fukushima de 2011, la France adopte en août 2015 la loi relative à la transition énergétique suivie en 2016 de la première programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE1). Celle-ci prévoit une baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique français à 50% en 2025 au profit des énergies renouvelables ; et plafonne la puissance nucléaire totale installée à 63,2 GW. Ainsi la mise en service de l'EPR de Flamanville (1,6 GW) nécessite l'arrêt d'une puissance nucléaire équivalente afin de ne pas dépasser cette limite. Cependant, l'échéance de 2025 est repoussée à 2035 trois ans plus tard. La PPE2 publiée en 2019 précise cet objectif et acte la fermeture de 14 réacteurs nucléaires à désigner par EDF. Dès 2012, les deux premiers réacteurs nucléaires appelés à fermer seraient ceux de la centrale nucléaire de Fessenheim. Plusieurs motifs sont avancés pour expliquer ce choix :

• il s'agit de la plus ancienne centrale nucléaire française en activité;
• elle est la plus petite en terme de puissance installée (deux réacteurs de 880 MW) ;
• sa position géographique : située sur le Rhin à la frontière franco-allemande et à proximité de la Suisse, les deux pays réclament sa fermeture. Le gouvernement allemand d'Angela Merkel acte également au même moment l'abandon accéléré du nucléaire en Allemagne;
• un accord entre le Parti socialiste alors au pouvoir, et Europe Ecologie Les Verts prévoit explicitement la fermeture de la centrale (ainsi que plusieurs autres installations nucléaires françaises comme l'usine de retraitement de la Hague, le site nucléaire du Tricastin, etc.).

La veille de l'élection présidentielle le 8 avril 2017, la ministre de l’énergie sortante Ségolène Royal abroge l'autorisation d'exploitation de la centrale par décret. Le décret est attaqué par plusieurs collectivités territoriales dont la commune de Fessenheim ainsi que deux organisations syndicales (CFE-CGC et FO), pour violation des dispositions du code de l’énergie : en effet il revient à l'exploitant (EDF) de demander l'abrogation de l'autorisation d'exploitation. Les demandeurs obtiennent gain de cause auprès du Conseil d’Etat qui annule le décret le 25 octobre 2018.

En novembre 2018, Emmanuel Macron annonce que la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim décrétée en avril 2017, sera effective en 2020 à la veille des quatrièmes visites décennales des deux réacteurs. L'État prévoit d'indemniser EDF à hauteur de 400 millions d'euros sur quatre ans, ainsi que pour le manque à gagner que représente la fermeture de la centrale avant sa fin de vie anticipée, jusqu'alors prévue en 2041.

L'arrêt définitif du premier réacteur à lieu le 22 février 2020suivi du second le 29 juin 2020. Cette fermeture est controversée et en janvier 2020, une mission d'information est lancée à l'Assemblée nationale sur le sujet de la « Fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim ».

Conformément à la PPE2, EDF propose le 21 janvier 2020 d'étudier l'arrêt de six paires de réacteurs supplémentaires sur sept sites : au Bugey (CP0), au Tricastin, à Gravelines, à Dampierre, au Blayais (CP1), à Chinon et à Cruas (CP2). Tous sont des REP 900 MW, et toutes ces centrales nucléaires comptant au moins quatre réacteurs, ce qui permettrait à l'électricien de ne pas fermer les sites concernés. Le gouvernement français ne prévoit pas d’indemniser EDF pour le manque à gagner dû à l’arrêt anticipé des réacteurs concernés, estimant qu'ils atteindraient tous leur durée d'amortissement de 50 ans d'exploitation.

2022, la reprise des projets d'exploitation à long terme des réacteurs 900 MW

Le 10 février 2022, le président Emmanuel Macron annonce lors du discours de Belfort un virage sur la politique énergétique de la France. Plusieurs modifications importantes de la loi de transition énergétique de 2015 sont annoncé, notamment de désormais « prolonger tous les réacteurs nucléaires qui peuvent l'être [...] au-delà de 50 ans ». Cette annonce est confirmée par la loi d'accélération du nucléaire de juin 2023, qui prévoit de modifier la future PPE3 en supprimant l'obligation de fermeture de 14 réacteurs nucléaires ainsi que le plafonnement de la puissance installée à 63,2 GW. Cette orientation doit être retranscrite dans la PPE3, initialement prévue pour 2023 mais plusieurs fois repoussée.

Ces changements législatifs permettent aussi à EDF d'envisager de nouveaux uprate sur les neuf derniers réacteurs CP1 et sur les quatre réacteurs CP0 du Bugey, soit un potentiel total d'environ 450 MWe. Deux uprate sont programmées : un à Gravelines-1 en 2027, et l'autre à Gravelines-3 en 2028.

Caractéristiques techniques

Les caractéristiques comparatives des trois modèles de réacteurs sont données dans le tableau ci-après:

Section	Indicateur	CP0	CPY
			CP1	CP2
Puissance	Puissance électrique nette	880 à 910 MWe	890 à 915 MWe	905 à 915 MWe
	Puissance électrique brute	~ 920 MWe	~ 950 MWe	~ 950 MWe
	Puissance thermique nominale	2 785 MWth
	Rendement	~ 31,6 %	~ 32,4 %	~ 32,7 %
Groupe turbo-alternateur	Disposition du groupe turbo-alternateur (salle des machines)	Tangentielle au bâtiment réacteur		Radiale au bâtiment réacteur
	Vitesse de rotation du groupe turboalternateur	1 500 tours/min
	Marque	Alsthom		Alsthom (sauf SLB)
	Nombre de corps Haute Pression	1
	Nombre de corps Basse Pression	3		2
Radier	Épaisseur	1,5 mètre (FESSENHEIM) 2,25 mètres (BUGEY)	~ 4 mètres
Enceinte de confinement	Type	simple
	Enceinte interne	béton précontraint
	Peau d'étanchéité interne	liner métallique de 6 mm d'épaisseur
	Hauteur totale	51,3 mètres (FESSENHEIM) 52,9 mètres (BUGEY)	56,6 mètres
	Diamètre intérieur	37 mètres
	Épaisseur de paroi	0,85 mètre	0,90 mètre (sauf Cruas 1,10 mètre)
	Épaisseur du dôme	0,75 mètre	0,80 mètre
	Volume intérieur total	< 50 000 m3	50 000 m3
Circuit primaire	Pression de fonctionnement	15,5 MPa
	Température de l'eau à l'entrée de la cuve	286 °C
	Température de l'eau à la sortie de la cuve	323,2 °C
	Nombre de boucles	3
	Volume du circuit primaire (avec pressuriseur)	271 m3
Cuve	Diamètre intérieur	4 003 mm
	Hauteur totale	13,2 mètres
	Épaisseur de la paroi à hauteur du cœur	200 mm
	Matériau	acier 16MND5
	Masse totale à vide	332 tonnes
Section	Indicateur	CP0	CPY
			CP1	CP2
Générateur de vapeur	Nombre	3
	Modèle initial	51A	51M (sauf GRA-5 et 6)	51B (sauf CHI-B1/B2 et SLB)
	Alliage des tubes en U	Inconel 600 MA (sauf GRA-5 et 6)		Inconel 600 TT (sauf CHI-B1/B2 et SLB)
	Pression vapeur en sortie de GV à pleine charge	58 bar (absolu)
	Température en sortie de GV	273 °C
	Débit de vapeur par GV	1 820 tonnes/heure
	Surface d'échange	4 746 m2
	Hauteur totale	20,6 mètres
	Masse totale (sans eau)	302 tonnes
Cœur	Combustible	Pastilles cylindriques d'UO2 faiblement enrichi (3-5 %)
	Hauteur active des crayons	3 660 mm
	Diamètre des pastilles	8,2 mm
	Diamètre externe des crayons	9,5 mm
	Matériaux de gainage des crayons	Zircaloy
	Nombre de crayons par assemblage	264
	Nombre d'assemblages de combustible dans le cœur	157
	Puissance linéique moyenne à puissance nominale	178 W/cm
Contrôle de la réactivité	Nombre de grappes de contrôle	57
	Grappes « noires »	Oui
	Grappes « grises »	Non	Oui
	Matériau absorbant	Ag.In.Cd
Pompe primaire	Débit nominal par pompe	21 250 m3/h
	Puissance à l'accouplement à chaud	5 400 kW
	Hauteur manométrique totale	90,7 mètres

Radier

Schéma du fonctionnement d'un REP 900 MW (équipé d'une Tour aéroréfrigérante)

La partie nucléaire d'un réacteur (îlot nucléaire) est construite sur une dalle en béton armé appelée radier. Pour les six premiers réacteurs CP0, les études de site sont réalisées indépendamment entre la centrale de Fessenheim et celle du Bugey, ce qui abouti à des radiers différents : ceux de Fessenheim font 1,5 mètre d'épaisseur et ceux du Bugey 2,25 mètres. Les études de site sont communes à partir du palier CP1 aboutissant à un radier d'environ 4 mètres d'épaisseur pour tous les réacteurs CPY.

La centrale nucléaire de Cruas (quatre réacteurs CP2) est un cas particulier dû à sa proximité avec une faille géologique l'exposant à un risque majoré de séismes. Dès sa conception, le radier est posé sur plusieurs centaines d'appareils d'appui en béton et en élastomères frettés, eux-mêmes posés sur un second radier en béton.

Afin de ce conformer à une prescription de l'ASN, les deux réacteurs de la centrale de Fessenheim font l'objet en 2013 d'un épaississement de leur radier par injection d'une nouvelle couche de béton de 50 centimètres d'épaisseur, à l'intérieur du bâtiment réacteur.

Enceinte de confinement

Les deux enceintes de confinement des réacteurs CP0 de Fessenheim (avec revêtement externe du dôme en argenté)

L'enceinte de confinement des REP 900 MW est de forme cylindrique à simple paroi en béton précontraint par plusieurs centaines de câbles tendus au sein même du béton. L'enceinte est épaisse d'environ 90 centimètres et mesure 37 mètres de diamètre. Les réacteurs CP0 ont une enceinte de 51,3 mètres de haut à Fessenheim et 52,9 mètres au Bugey. Les réacteurs CPY ont une enceinte rehaussée à 56,6 mètres afin de bénéficier d'un plus grand volume interne. La partie extérieure du dôme des réacteurs CP0 est recouverte d'un revêtement protecteur, mesure ensuite abandonnée pour les réacteurs CPY. L'enceinte des quatre réacteurs CP2 de la centrale de Cruas à une épaisseur accrue à 1,10 m dû aux contraintes sismiques du site.

Afin d'améliorer l'étanchéité, une peau métallique de 6 mm appelée « liner » recouvre toute la paroi interne (elle a également servie de coffrage interne pour le coulage du béton de l'enceinte de confinement). Des traces de corrosions apparaissent en partie basse des liners, et sont traités dans les années 1990.

Le rôle de l'enceinte de confinement est de protéger la partie nucléaire du réacteur (cœur du réacteur avec le combustible nucléaire, circuit primaire, pressuriseur et générateurs de vapeurs) des agressions externes, ainsi que de confiner les éventuelles émissions radioactives en cas d'accident grave (l'enceinte étant la troisième et dernière barrière de confinement). Le bâtiment combustible (lieu de stockage du combustible usé) des REP français n'est pas inclus dans l'enceinte de confinement, à la différences des REP soviétiques VVER.

Le site d'EDF Lab Les Renardières dispose d'une reproduction à l'échelle un tiers d'une enceinte de confinement des REP 1 300 MW appelée maquette VeRCoRs. Son rôle est d'étudier l'évolution des enceintes de confinement des REP français dans le temps (la plus petite taille « accélérant » le vieillissement de la structure, dû au séchage du béton neuf fois plus rapide).

Refroidissement des réacteurs à l'arrêt et en situation accidentelle

En fonctionnement normal, le cœur des réacteurs 900 MW est refroidi par leur ligne principale (les trois générateurs de vapeur, puis la turbine, le condenseur et enfin la source froide). Il existe d'autres circuits auxiliaires chargés d'assurer un refroidissement efficace dans toutes les situations, normales ou accidentelles :

• la voie SEC (Eau brute secourue) : ce circuit prélève l'eau de la source froide (fleuve ou mer) pour refroidir les circuits et systèmes auxiliaires à travers des échangeurs de chaleur. L'eau prélevée n'est donc jamais en contact avec ceux-ci et est intégralement restituée au milieu naturel ;
• le circuit RRI (Réfrigération intermédiaire) : il s'agit d'un circuit intermédiaire entre l'eau de refroidissement apportée par la voie SEC, et les différents circuits auxiliaires (RIS, RRA, EAS, refroidissement de la piscine de désactivation, etc.). Ce circuit en boucle fermée comporte des échangeurs de chaleur avec chacun des circuits et voies précédemment mentionnés. Il sert d'interface entre d'un coté les circuits circulants en zone nucléaire, et de l'autre la source froide prélevée dans le fleuve ou la mer ;
• le circuit RRA (Réfrigération à l'arrêt) : lors de l'arrêt normal du réacteur, la puissance résiduelle ne peut plus être évacuée par la ligne principale qui est aussi arretée. Le circuit RRA prend le relai en refroidissant le circuit primaire à travers un échangeur. Il est lui même refroidi par un autre échangeur avec la voie SEC ;
• le circuit RIS (Injection de sécurité) : en cas de brèche du circuit primaire, ce dernier se vide ce qui risque de dénoyer le combustible qui peut alors fondre en un matériau appelé corium. Le circuit RIS sert à injecter de l'eau borée afin de compenser les pertes, l'eau borée servant également à « étouffer » la réaction de fission nucléaire. Dans un premier temps, le RIS injecte rapidement une grande quantité de bore grâce à la cartouche 21000 (un petit réservoir sous pression concentré en acide borique à 21 000 ppm). Puis, il est alimenté par le réservoir d'eau borée de la piscine d'entreposage du combustible appelé bâche PTR (d'environ 1 600 m³). Le RIS est également refroidi par le RRI à l'aide d'un échangeur thermique. Enfin, un système de recirculation se déclenche si le niveau de la bâche PTR est trop bas : il aspire l’eau recueillie dans des puisards situés au fond du bâtiment réacteur, la filtre et la réinjecte dans le circuit primaire ;
• l'EAS (Aspersion - Recirculation aspersion) : en cas de brèche du circuit primaire ou secondaire, l'eau fuyante se vaporise. Cette vapeur potentiellement chargée d'éléments radioactifs est contenue dans l'enceinte de confinement prévue à cet effet, mais au prix d'une élévation de la pression et de la température à l'intérieur du bâtiment réacteur. L'EAS pulvérise alors de l'eau souffrée dans toute l'enceinte afin d'abaisser température et pression. Cette eau provient également de la bâche PTR à laquelle est ajoutée du souffre qui aide à la rétention des éléments radioactifs en suspension (comme l'Iode 131). Comme le RIS, l'EAS est refroidie à travers un échangeur par le RRI et est relié à un système de recirculation.

Tous ces circuits sont redondants en deux voies indépendantes A et B, excepté le circuit intermédiaire RRI. Le RRI est refroidi par une voie SEC-A ou SEC-B, et il peut à son tour refroidir les circuits RRA-A/B, RIS-A/B, EAS-A/B, la piscine de désactivation, etc. Une seule voie est suffisante pour assurer l'entièreté du refroidissement d'un réacteur.

Les réacteurs CP0 sont plus proches du modèle d'origine de Westinghouse que les CPY suivants. À ce titre leur circuit intermédiaire RRI est moins grandement dimensionnés que les CPY. De même, les réacteurs CP0 n'ont pas de bâche PTR de secours, mais uniquement des petits réservoirs spécifiques à certains circuits (RIS, RCV, mais aucun pour le RRA). Les bâches PTR sont ajoutées à partir des réacteur CP1, puis dans tous les REP français suivants.

Alimentation électrique de sauvegarde

L'alimentation électrique d'un REP 900 MW est assurée lors de son fonctionnement par sa propre production. En cas de perte accidentelle d'alimentation électrique (ex : défaillance de la turbine), plusieurs sources peuvent prendre le relai afin d'alimenter les systèmes de sauvegarde qui assurent de refroidissement du cœur (afin d'éviter sa fusion). Dans leur ordre d'activation ces sources sont:

• le réseau électrique national à travers la ligne électrique principale du réacteur. Si le défaut d'alimentation est de courte durée, le réacteur est automatiquement déconnecté de la ligne et sa production adaptée à sa seule consommation, on parle alors « d’îlotage » ;
• en cas d'avarie prolongée sur la ligne principale, le réacteur est arrêté et l'alimentation est fournie par le réseau électrique français au moyen d'une ligne auxiliaire dédiée ;
• si les deux lignes électriques sont hors-service, le réacteur s'arrête automatiquement et deux générateurs électriques de secours à moteur Diesel présents sur place démarrent en quelques dizaines de secondes. Ils servent à alimenter les voies de sauvegarde SEC A et B. Un seul générateur est suffisant pour assurer l'ensemble de l'alimentation des systèmes de refroidissement de secours ;
• enfin parallèlement à ces dispositifs, deux autres modes d'alimentation sont présents :
  • un Groupe d'Ultime Secours (GUS) : il s'agit d'un groupe électrogène au fioul ou bien d'une turbine à combustion au gaz, présent en un exemplaire par centrale (donc un pour deux, quatre ou six réacteurs suivant le site). Pour les centrales avec des réacteurs CPY les GUS comportent un groupe électrogène au fioul délivrant 4,1 MW, pour les centrales avec réacteurs CP0 c'est une turbine à combustion au gaz de 2,9 MW;
  • un groupe turbo-alternateur «TAS LLS » : il s'agit d'un alternateur couplée à une turbine à vapeur fonctionnant à l'aide de la vapeur issue des générateurs de vapeurs. Ce groupe démarre en quelques secondes mais sa faible puissance (quelques centaines de KW) ne permet d'alimenter que la salle de commande, l'instrumentation du réacteur ainsi que les pompes d'alimentations primaires ; le temps de restaurer les autres sources d'alimentations.

Ces dispositifs sont complétés depuis l'accident de la centrale nucléaire de Fukushima par l'ajout de groupes électrogènes Diesel d’Ultime Secours (DUS), de batteries, ainsi que par la force d'action rapide du nucléaire (cf paragraphes Sûreté et maintenance#Modifications post-Fukushima et #Prolongation d'exploitation et amélioration de la sûreté vers des réacteurs de troisième génération : la VD4 des REP 900 MW).

Traversées de fond de cuve

La chaudière nucléaire des REP 900 MW est dérivée de celle des REP de Westinghouse de la même époque, et présente les mêmes caractéristiques techniques : le fond de la cuve des réacteurs est percée de plusieurs dizaines de tubes en nickel afin de permettre l'insertion d'une partie de l'instrumentation du cœur, l'autre partie étant insérée à travers le couvercle de la cuve. Des critiques sont émises sur le risque de fuites du circuit primaire en cas de dégradation de ces percées. En 2013, une micro-fissure est détectée pour la première fois sur une percée de fond de cuve du réacteur Gravelines-1, et traitée par obturation préventive. Cette conception est tout même reprise dans les REP suivants des paliers P4/P'4 et N4, mais abandonnée pour l'EPR.

Centrales nucléaires françaises pourvues de réacteurs CP0, CP1 et CP2

Définitions

Les 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 internationale de l'énergie atomique (AIEA) qui définit ainsi les termes :

• la puissance nette correspond à la puissance électrique délivrée sur le réseau et sert d'indicateur en termes de puissance installée ;
• la puissance brute correspond à la puissance délivrée par l'alternateur (soit la puissance nette augmentée de la consommation interne de la centrale) ;
• la puissance thermique correspond à la puissance délivrée par la chaudière nucléaire.

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 la réalisation des tests réglementaires et contractuels, et après fonctionnement continu à 100 % pendant une durée définie au contrat de construction.

Modèle	Lieu / Nom	Unité	Puissance			Début des travaux	Première divergence	Premier raccordement au réseau	Mise en service commercial	Arrêt définitif	Refroidissement (source froide)
			Nette (MWe)	Brute (MWe)	Thermique (MWth)
CP0	Bugey	2	910	945	2 785	1er novembre 1972	20 avril 1978	10 mai 1978	1er mars 1979		Rhône
		3	910	945	2 785	1er septembre 1973	31 août 1978	21 septembre 1978	1er mars 1979
		4	880	917	2 785	1er juin 1974	17 février 1979	8 mars 1979	1er juillet 1979		Tour aéroréfrigérante (TAR) (Rhône)
		5	880	917	2 785	1er juillet 1974	15 juillet 1979	31 juillet 1979	3 janvier 1980
	Fessenheim	1	880	920	2 785	1er septembre 1971	7 mars 1977	6 avril 1977	1er janvier 1978	22 février 2020	Rhin
		2	880	920	2 785	1er février 1972	27 juin 1977	7 octobre 1977	1er avril 1978	30 juin 2020
CP1	Blayais	1	910	951	2 785	1er janvier 1977	20 mai 1981	12 juin 1981	1er décembre 1981		Gironde
		2	910	951	2 785	1er janvier 1977	28 juin 1982	17 juillet 1982	1er février 1983
		3	910	951	2 785	1er avril 1978	29 juillet 1983	17 août 1983	14 novembre 1983
		4	910	951	2 785	1er avril 1978	1er mai 1983	16 mai 1983	1er octobre 1983
	Dampierre	1	890	937	2 785	1er février 1975	15 mars 1980	23 mars 1980	10 septembre 1980		TAR (Loire)
		2	890	937	2 785	1er avril 1975	5 décembre 1980	10 décembre 1980	16 février 1981
		3	890	937	2 785	1er septembre 1975	25 janvier 1981	30 janvier 1981	27 mai 1981
		4	890	937	2 785	1er décembre 1975	5 août 1981	18 août 1981	20 novembre 1981
	Gravelines	1	910	951	2 785	1er février 1975	21 février 1980	13 mars 1980	25 novembre 1980		mer (Manche)
		2	910	951	2 785	1er mars 1975	2 août 1980	26 août 1980	1er décembre 1980
		3	910	951	2 785	1er décembre 1975	30 novembre 1980	12 décembre 1980	1er juin 1981
		4	910	951	2 785	1er avril 1976	31 mai 1981	14 juin 1981	1er octobre 1981
		5	910	951	2 785	1er octobre 1979	5 août 1984	28 août 1984	15 janvier 1985
		6	910	951	2 785	1er octobre 1979	21 juillet 1985	1er août 1985	25 octobre 1985
	Tricastin	1	915	955	2 785	1er novembre 1974	21 février 1980	31 mai 1980	1er décembre 1980		Rhône
		2	915	955	2 785	1er décembre 1974	22 juin 1980	7 août 1980	1er décembre 1980
		3	915	955	2 785	1er avril 1975	29 novembre 1980	10 février 1981	11 mai 1981
		4	915	955	2 785	1er mai 1975	31 mai 1981	12 juin 1981	1er novembre 1981
CP2	Chinon	B-1	905	954	2 785	1er mars 1977	28 octobre 1982	30 novembre 1982	1er février 1984		TAR (Loire)
		B-2	905	954	2 785	1er mars 1977	23 septembre 1983	29 novembre 1983	1er août 1984
		B-3	905	954	2 785	1er octobre 1980	18 septembre 1986	20 octobre 1986	4 mars 1987
		B-4	905	954	2 785	1er février 1981	13 octobre 1987	14 novembre 1987	1er avril 1988
	Cruas	1	915	956	2 785	1er août 1978	2 avril 1983	29 avril 1983	2 avril 1984		TAR (Rhône)
		2	915	956	2 785	15 novembre 1978	1er août 1984	6 septembre 1984	1er avril 1985
		3	915	956	2 785	15 avril 1979	9 avril 1984	14 mai 1984	10 septembre 1984
		4	915	956	2 785	1er octobre 1979	1er octobre 1984	27 octobre 1984	11 février 1985
	Saint-Laurent	B-1	915	956	2 785	1er mai 1976	4 janvier 1981	21 janvier 1981	1er août 1983		TAR (Loire)
		B-2	915	956	2 785	1er juillet 1976	12 mai 1981	1er juin 1981	1er août 1983

Coût de construction et financement

Coût

L'évaluation précise des coûts de construction dépend de la méthode d'évaluation de ces derniers. En 2012, la Cour des comptes publie un rapport sur les coûts de construction du parc nucléaire français de deuxième génération (58 réacteurs), à partir des données de dépenses d'EDF. Elle précise néanmoins que les méthodes comptables d'EDF ayant beaucoup évolué, leur comparaison avec des références comptables actuelles est plus limitée. La construction des 34 réacteurs du palier CP0, CP1 et CP2 est évaluée à 32,11 milliards d'euros₂₀₁₀, soit une moyenne de 944 millions d'euros₂₀₁₀ par réacteur.

Financement

Le financement complet (construction, frais d’ingénierie et charges de pré-exploitation) du parc nucléaire français de deuxième génération est estimé à 83,2 milliards d'euros₂₀₁₀ par la Cour des comptes en 2012. Cette somme n'inclut pas les frais intercalaires (c'est-à-dire les intérêts des sommes empruntées, estimés à 12,78 milliards d'euros₂₀₁₀ supplémentaires). Selon l'étude d'EDF en 1996, le financement de cette somme se décompose comme suit:

• à 50% par autofinancement, c'est-à-dire par réinvestissement des fonds propres d'EDF ;
• à 42% par l’endettement du groupe. Entre 1946 à 2004 lors de la construction du parc nucléaire français, EDF a le statut juridique d'établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC). Ce statut associé à son monopole sur la vente d'électricité en France, lui permet d'obtenir des prêts à faibles taux d'intérêts, équivalents à ceux de l'État français. Cet endettement survient néanmoins dans un contexte de forte inflation en France (de l'ordre de 10% par an dans les années 1970), avec des taux d'intérêts à 7 ans alors supérieur à 10%. Ce haut niveau d'inflation permet une meilleure soutenabilité de la dette par EDF, le loyer réel de l’argent emprunté étant alors estimé à 4,5% ;
• à 8% par des dotations en capital de l’État. Les dotations de l'État prédominent au début du programme nucléaire pour les premiers réacteurs (CP0 et CP1), afin de soutenir l'essor de la filière nucléaire. EDF reverse à l'État une rémunération sur ces dotations, d'un montant estimé à 1 milliard de francs dans les années 1970, à 2 milliards de francs dans les années 1980, et à 3 milliards de francs dans les années 1990.

Exploitation, cycle et gestion du combustible

Pilotage du réacteur

Principe de pilotage d'un cœur du réacteur

Les variations de puissance du cœur du réacteur, à la hausse comme à la baisse, sont obtenues en agissant sur la réactivité du réacteur à l'aide d'un élément neutrophage : soit en « étouffant » la réaction en chaine (pour obtenir une baisse de puissance), soit en la favorisant (hausse de puissance). Pour cela deux mécanismes sont utilisés:

Schéma du coeur d'un REP (barre de contrôle en vert, assemblage combustibles en rouge). Barre insérées à gauche et retirées à droite

• par l'injection (ou bien la dilution) d'acide borique dans le circuit primaire. L'acide borique est un poison neutronique qui absorbe les neutrons libres, ce qui diminue la réaction en chaine nucléaire. Ainsi la hausse de la concentration en acide borique dans le circuit primaire baisse la réactivité (et donc la puissance du réacteur), tandis que sa dilution l'augmente. Cette fonction est assurée par le circuit RCV (Régulation Chimique et Volumétrique) connecté au circuit primaire ;
• par l'insertion (ou le retrait) de barres de contrôle appelées « grappes de contrôle ». Ces grappes sont insérés à travers le couvercle de la cuve du réacteur, et descendent au sein de certains assemblages combustibles. Les REP 900 MW comptent entre 48 et 61 grappes par réacteur. Elles sont faites d'un matériau absorbeur de neutron (un alliage d'argent, d'indium et de cadmium). Leur insertion dans le cœur entraine l'absorption d'un plus grand nombre de neutron libre, ce qui baisse la réactivité et donc de la puissance du réacteur. A l'inverse leur extraction favorise la réactivité, et augmente la puissance. Ces barres de contrôle sont également utilisées pour les arrêts d'urgence (fonction nommée Scram) : les barres étant insérées par le haut de la cuve et maintenues par des électroaimants, un arrêt de ces dernier entraine leur chute dans le réacteur ce qui arrête la réaction en chaine en moins de 2 secondes.

Pilotage en mode A

Le mode de pilotage historique utilisé sur les réacteurs CP0 et initialement sur les premiers réacteurs CP1 est appelé « mode A ». Il est initialement conçu par Westinghouse pour ses propres réacteurs américains. Framatome l'applique ainsi à ses REP français qui en sont dérivés.

Le mode A a pour avantage d'être assez simple dans son principe de fonctionnement et dans son utilisation, et sans impact sur l'axial offset. Ce mode utilise assez peu l'insertion ou le retrait des grappes de contrôle, mais bien plus la concentration ou la dilution en bore, et ce afin de limiter les différences d'irradiation du combustible. Un inconvénient vient de la difficulté à effectuer des variations rapides de la puissance du réacteur, la dilution ou la concentration en bore dans le circuit primaire de 271 m³ étant assez lente. De plus, au fur et à mesure de l'avancée dans le cycle d'exploitation, la concentration en bore doit être diminuée afin de pallier l'épuisement du combustible (qui est de moins en moins réactif). Cela limite de plus en plus les possibilités de dilution en bore du circuit primaire et donc les remontées en puissance.

Parmi les REP 900 MW, seuls les réacteurs CP0 sont exploités en mode A : les réacteurs n^o 2, 3, 4 et 5 de la centrale du Bugey, ainsi que les réacteurs n^o 1 et 2 de la centrale de Fessenheim jusqu'à leur arrêt définitif en 2020.

Pilotage en mode B

Le mode B, également développé par Westinghouse et Framatome, utilise en plus des deux mécanismes du mode A (acide borique dans le circuit primaire et grappe de contrôle longues), un deuxième jeu de grappes de contrôle appelées « grappes courtes » (car mesurant 25 % de la tailles des grappes longues). Le pilotage à l'aide de ces trois systèmes a pour principal avantage de permettre des variations rapides de puissance (de l'ordre de +/- 5% de la puissance maximal par minute). Cependant en 1976, Westinghouse et Framatome demandent aux exploitants de ne pas utiliser le mode B pour deux raisons :

1. l'insertion des grappes longues est bien plus importante et prolongé qu'en mode A, ce qui peut entrainer à leur retrait une interaction pastille-gaine (IPG) risquant de détériorer les gaines de combustible nucléaire et de disséminer des éléments radioactifs dans le circuit primaire.
2. l'insertion des grappes courtes perturbe l'axial offset au delà de ce que peuvent compenser les systèmes de protection, exposant à un risque de crise d'ébullition.

Les grappes courtes ont été installées sur les six réacteurs du palier CP0 à Fessenheim et au Bugey, mais bien qu'étant présentes pour les essais avant les premiers démarrages, elles n'ont pas été utilisées. Aucun réacteur nucléaire français n'a été piloté en mode B (Fessenheim-1 ayant divergé pour la première fois qu'un an après en 1977) et les systèmes du mode B ont été retirés des réacteurs CP0 par la suite. Les réacteurs CP1 et CP2 n'en ont eux jamais été équipés.

Pilotage en mode G

La place de plus en plus prépondérante de l'énergie nucléaire dans le mix électrique français, pousse EDF à devoir être en mesure de réaliser un plus grand nombre de variation de puissance sur ses réacteurs, afin de maintenir l'équilibre du réseau électrique (manœuvre appelé suivi de charge). EDF et Framatome conçoivent à partir de 1984 le « mode G », autorisant des variations de puissance plus fréquentes et plus rapides. Ce mode G est permis par le rajout dans l'instrumentation du cœur du réacteur de grappes de commande dites grises (donnant le nom « G »), qui sont des absorbeurs de neutrons moins puissantes que les grappes noires. Le pilotage en mode G utilise une combinaison de grappe noires et grises.

En octobre 1984, EDF et Framatome font la démonstration devant des spécialistes étrangers du pilotage en mode G d'un des réacteurs de la centrale du Tricastin : la puissance est abaissée de 915 MWe à 450 MWe en 8 minutes, puis remontée à 915 MWe en autant de temps. Le succès de cette démonstration entraine la généralisation du pilotage en mode G à partir de 1984 à tous les REP 900 MW du palier CPY (sauf les six CP0 dépourvus des grappes grises nécessaires), ainsi qu'aux réacteurs du palier suivant P4 et P'4.

Ces modifications sont le premier élément de conception à s'éloigner de la licence de Westinghouse, et sont associées à une amélioration des systèmes de surveillance et de protection du cœur du réacteur, ainsi qu'à une augmentation des marges de protection et de sûreté.

Tableau récapitulatif des modes de pilotage des REP français

	Réacteur CP0	Réacteur CP1	Réacteur CP2	Réacteur P4	Réacteur P'4	Réacteur N4	Réacteur EPR
Mode A	Oui					Oui
Mode B	Abandonné
Mode G		Oui	Oui	Oui	Oui
Mode X	Abandonné
Mode T							Oui

Combustible nucléaire

Uranium naturel faiblement enrichi (UNE)

Assemblage combustible d'un REP 900 MW

Tous les REP français utilisent du combustible fait à partir d'uranium naturel faiblement enrichi (UNE) dans une proportion variable entre 3 et 5% selon la gestion du combustible choisie (Cf section Cycle et gestion du combustible). L'uranium naturel est enrichi en UNE sur le site nucléaire du Tricastin : par l'usine Eurodiff / GeorgeBess I de 1978 à 2012, puis par l'usine George Besse II depuis 2012, exploitée par Orano. L'UNE est ensuite acheminé sur le site de Romans-sur-Isère de Framatome, et compacté sous forme de pastilles cylindriques centimétriques. Ces dernières sont empilées dans un tube d'environ 3,6 mètres pour les REP 900 MW, appelé crayon combustible. Ces crayons sont assemblés en parallèles en un carré de 17 x 17 (soit 264 crayons) appelé assemblage combustible. Chaque REP 900 MW est chargé de 157 assemblages combustibles mesurant plus de 4 mètres de hauteur.

Uranium de retraitement enrichi (URE)

Après utilisation dans un REP français, le combustible usée est envoyé en retraitement à l'usine de retraitement de la Hague exploitée par Orano. Les différents composants sont alors séparés : plutonium, produits de fissions (actinides mineurs), ainsi que l'uranium non consommé (qui représente 96% de la masse du combustible usé). Ce dernier est appelé uranium de retraitement (URT). Il a un taux d'enrichissement résiduel d'environ 0,9%, soit moins que l'uranium faiblement enrichi initial (3 à 5%), mais plus que l'uranium naturel (0,71%). Cette URT est un déchet nucléaire valorisable qui peut être ré-enrichi (de la même manière que l'uranium naturel) pour former de l'uranium de retraitement enrichi (URE) entre 3 et 5%, et à nouveau employé pour former des assemblages de combustible neuf. La filière de recyclage d'URT en URE n'est pas indispensable au cycle du combustible nucléaire en France, mais elle permet:

1. de réduire le volume d'URT (donc de déchets nucléaires) sur le territoire ;
2. de diminuer la consommation (donc les importations) d'uranium naturel ;
3. d'émettre 30% de CO₂ en moins que la filière à base d'enrichissement d'uranium naturel.

En revanche, la production d'URE dans une usine d'enrichissement nécessite une ligne de centrifugeuses dédiées, différente de celles utilisées pour l'uranium naturel. Il s'agit aussi d'une méthode de production d'uranium enrichi plus coûteuse que celle à base d'uranium naturel, ce qui couplé à un prix à la tonne faible, explique la faible utilisation de l'URE à l'échelle mondiale.

Les quatre réacteurs CP2 de la centrale nucléaire de Cruas sont les seuls réacteurs français autorisés à utiliser de l'URE, dans une proportion allant de 0 à 100%. De 1994 à 2013, EDF fait recycler de l'URT en URE, et l'utilise dans ses réacteurs de Cruas. Cette production est sous-traitée au russe Tenex et à l'européen Urenco (l'usine française George Bess I n'étant pas en mesure de produire de l'URE). EDF interrompt cette filière en 2013 au motif d'un « process de traitement des effluents non satisfaisant ». Cela entraine une accumulation de l'URT issu du retraitement du combustible usé en France : en 2020 EDF posséderait un stock d'environ 25 000 tonnes d'URT, qui s’accroît d’environ 1 045 tonnes par an.

En 2018, EDF décide de relancer la filière URE, et bien que la nouvelle usine George Bess II ait 2 modules sur 14 adaptables pour produire de l'URE, le choix se porte sur le groupe russe Tenex pour des raisons économiques et industrielles. Ce contrat à 600 millions € courant jusqu'en 2032 fait l'objet de critiques pour son lien avec l'industrie nucléaire russe après l'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022.

L'objectif d'EDF est de reprendre l'utilisation d'URE à Cruas à partir de 2023, en augmentant progressivement la consommation sur quatre ans jusqu'à un maximum de 500 tonnes d'URT annuel. EDF souhaite pouvoir utiliser de l'URE sur certains REP 1 300 MW à partir de 2027 afin de faire baisser ses stocks d'URT, mais n'envisage pas son utilisation à d'autre REP 900 MW. Le 5 février 2024, le réacteur n^o 2 de la centrale de Cruas redémarre avec sa première recharge d'URE.

Combustible MOX (Mélange d'oxyde ou mixed oxyde)

L'exploitation des REP entraine la production de plutonium dans les assemblages combustibles usées. Ce dernier est responsable de la majeure partie de la radioactivité résiduelle des déchets nucléaires, et présente une demi-vie longue (environ 24 000 ans pour l'isotope majoritaire, le plutonium 239). Néanmoins les isotopes impaires - notamment 239 et 241- sont fissibles, ouvrant la possibilité d'une réutilisation comme combustible dans de nouveaux assemblages combustibles.

Initialement, la France prévoit "d'incinérer" le plutonium de ses REP dans de futurs réacteurs de quatrième génération, comme ce fût le cas pour le prototype de réacteur à neutron rapide Superphénix. Cependant la fermeture prématurée de ce dernier et l'abandon de cette filière en France entraine un risque d'accumulation du plutonium sur le territoire à long terme. Le choix est fait dans les années 1980 de réemployer le plutonium dans certains REP 900 MW sous forme de combustible appelé MOX (pour Mélange d'OXyde ou Mixed OXyde). Le MOX est composé à 7% de plutonium (préalablement retraité à l'usine de la Hague) et à 93% d'uranium naturel enrichi. Chaque réacteur autorisé peut charger jusqu'à un maximum de 30% de combustible MOX.

À partir de 1986, EDF décide d'utiliser le combustible MOX dans une vingtaine de réacteurs CPY autorisés. Le nombre de réacteurs « moxés » est étendu à 24, puis 26 à la fin 2007, et enfin à 28 en 2013. Depuis 2013, tous les réacteurs CPY sont autorisés à utiliser du combustible MOX, à l'exception des quatre réacteurs CP2 de la centrale de Cruas, autorisés eux à l'utilisation d'uranium de retraitement enrichi (Cf section Uranium de retraitement enrichi). Les six réacteurs CP0 ne sont pas autorisés à utiliser du MOX, mais uniquement à l'uranium naturel enrichi.

Cycle et gestion du combustible

Dans le but d’accroître la disponibilité et les performances de ses réacteurs, EDF étudie et développe avec les concepteurs et les fabricants concernés, des évolutions des assemblages combustibles, associées à des modalités d’utilisation dans ses réacteurs. On parle de «gestions de combustible». Ainsi un mode de gestion du combustible se caractérise par:

• la durée du cycle : la durée de fonctionnement entre deux recharge, classiquement 12 ou 18 mois ;
• la nature du combustible utilisé : uranium enrichi, MOX ou uranium de retraitement, utilisation de gadolinium ;
• la manœuvrabilité du réacteur : la capacité à varier la puissance du réacteur, de raccourcir ou prolonger la durée d'un cycle, le mode de pilotage ;
• le nombre d'assemblages combustibles changé à chaque rechargement : gestion au tiers (52 assemblages sur 157) ou au quart (39 assemblages sur 157). En pratique, il existe également une petite variabilité du nombre d'assemblage combustible à chaque rechargement.

La gestion « standard » et son optimisation

Initialement, EDF exploite ses réacteurs en gestion dite standard, qui est le modèle utilisé pour valider les études de sûretés. Le mode standard des REP 900 MW est caractérisé par:

• une durée de cycle de 12 mois ;
• un cœur du réacteur rechargé par tiers (52 assemblages combustibles neufs par rechargement) ;
• les 52 assemblages combustibles sont chacun fait de 264 crayons d'uranium faiblement enrichi à 3,25% ;
• un pilotage en mode A pour les réacteurs CP0, et en mode G pour les réacteurs CP1 et CP2.

Dans les années 1980, EDF souhaite allonger la durée du cycle à 16 mois afin d'améliorer la disponibilité de son jeune parc de réacteurs, ainsi que de diminuer la dosimétrie reçue par le personnel lors des arrêts. Il est décidé pour les REP 900 MW de maintenir le rechargement du cœur par tiers (52 assemblages combustibles), mais d'augmenter l'enrichissement de l'uranium de 3.25 à 4.2%. Cet enrichissement plus élevé est responsable d'un excès de réactivité du combustible en début de cycle. Cet excès de réactivité est alors compensé par l'utilisation d'un poison neutronique - le gadolinum - dans quelques assemblages combustibles. Ces assemblages comportent 8 ou 12 crayons « gadolinés » (sur 264 crayons) fait d'un mélange d'uranium et de gadolinium. Des tests sont également réalisés à Gravelines-5 avec deux poisons neutroniques différents : des assemblages avec crayons gadolinés, et d'autres avec des crayons de verre "Pyrex" à base de Bore (B₂O₃). Bien que dégradant moins la conductivité thermique du combustible, les crayons en pyrex sont abandonnés au profit des crayons gadolinés. Un palier d'enrichissement intermédiaire à 3.7% est testé avec succès sur six réacteurs CP1 et CP2 (Gravelines-1 et 2, Dampierre-3, Tricastin-3, Blayais-1 et Chinon-B1), puis étendu aux autres REP 900 MW.

A partir de 1986, la politique d'EDF d'allongement des cycles à 16 mois pour améliorer la disponibilité des réacteurs s'infléchie devant la conjugaison de plusieurs facteurs : le raccourcissement des durées d'arrêts de réacteurs par gain d'expérience, l'utilisation d'assemblages combustibles avec grilles en zircaloy à la place de celles en inconel (diminuant l'exposition du personnel aux rayonnements lors de la manutention du combustible usé), et la perspective d'un parc nucléaire à venir surdimensionné (nombreuses constructions en cours et en projets, et faible croissance de la demande d'électricité).

EDF cherche alors à diminuer les coûts complets du cycle du combustible en améliorant son utilisation dans les réacteurs : fin des années 1980, la combustion massique maximale par assemblage est en moyenne de 33 GWj/t (GigaWatt par jour et par tonne d'uranium), pour un maximum autorisé de 52 GWj/t. Ainsi, EDF opte en 1988 pour le maintien de l'utilisation d'assemblages combustibles enrichis à 3,7%, et une recharge des REP 900 MW par quart (et non plus par tiers) entraînant un retour à une durée du cycle à 12 mois. Cette gestion appelée GARANCE (pour Gestion avancée des REP avec adaptation aux nouveaux cœurs envisagés) permet une baisse des coûts de 12%.

La fin des années 1990 est marquée par de nouvelles évolutions techniques et économiques:

1. un allongement de la durée d'arrêt des réacteurs, avec un quasi-doublement entre 1986 et 1991. Ceci est principalement dû à l'augmentation du volume de contrôles réglementaires à effectuer, ainsi qu'à des opérations de maintenances plus lourdes dues au vieillissement du parc (changement des générateurs de vapeurs à 35 ans, etc.) ;
2. une augmentation de la consommation annuelle d'électricité et des exportations vers les pays voisins,
3. une production d'électricité au charbon plus importante qu'anticipée (qui plus couteuse à EDF que son électricité d'origine nucléaire) ;
4. une diminution du nombre d'heures "marginales" du parc nucléaire (c'est-à-dire des heures de "non-production" mais disponibles si besoin).

EDF décide d'allonger à nouveau la durée des cycles de ses réacteurs afin de maximiser la production, notamment lors de forte demande électrique hivernale. L'optimum technique et financier trouvé est une exploitation des réacteurs CPY en gestion par quart et rechargement tous les 12 mois (les arrêts annuels sont placés en été en période de faible demande électrique) ; et pour les réacteurs CP0 et les vingt REP 1 300 MW une gestion par tiers avec rechargement tous les 18 mois (arrêts programmés en alternance à l'automne et au printemps). Ces nouvelles gestions du parc permettent une nette augmentation du taux de combustion des assemblages à leur décharge, estimée entre 47 et 52 GWj/t à la fin 2019.

La gestion GARANCE des réacteurs CPY « non moxés »

La gestion GARANCE (pour Gestion avancée des REP avec adaptation aux nouveaux cœurs envisagés) est mise en place à partir de 1987, puis étendue à tous les réacteurs CPY n'utilisant par de combustibles MOX. Elle a pour objectif de diminuer les coûts complets du cycle du combustible, et se caractérise par:

• une durée du cycle de 12 mois ;
• un cœur du réacteur rechargé par quart (39 assemblages combustibles neufs par rechargement) ;
• des assemblages combustibles uniquement fait de 264 crayons d'uranium faiblement enrichi à 3,7% ;
• un réacteur piloté en mode G.

Les gestions HYBRIDE MOX puis PARITÉ MOX des réacteurs CPY « moxés »

Parallèlement à la gestion GARANCE, une nouvelle gestion du combustible est développée à partir de 1986 pour l'utilisation de combustible MOX dans une vingtaine de réacteurs CPY. L'objectif est d'utiliser le plutonium issu du retraitement du combustible usagé des réacteurs français, en maintenant un cycle de recharge annuel de 12 mois. Dû au manque de retour d'expérience sur l'utilisation de MOX dans un REP, des premiers tests sont effectuées sur cinq REP 900 MW à la fin des années 1980, à partir d'une gestion standard : cycle de 12 mois avec un cœur rechargé par tiers (soit 52 assemblages combustibles par rechargement). Le premier réacteur français chargé avec du MOX est Saint-Laurent B1 en 1987. En réalité sur 52 assemblages combustibles d'une recharge, seul 36 sont fait de crayons d'uranium faiblement enrichi à 3,25%, tandis que les 16 autres assemblages sont « moxés » avec un mélange d'uranium faiblement enrichi et de 5,3% de plutonium (cette teneur en plutonium ayant l'équivalent énergétique de ceux en uranium enrichi à 3,25%). Bien que les retours soient positifs sur le plan technique, le surcoût de la production de MOX, associé à un faible niveau d'enrichissement de l'uranium à 3,25% pénalise la rentabilité économique de ce modèle. Pour pallier cela, EDF souhaite utiliser avec le MOX de l'uranium un peu plus enrichi à 3,7%, comme dans la gestion GARANCE développée en parallèle. Pour cette raison est créé la gestion HYBRIDE MOX avec les caractéristiques suivantes :

• une durée du cycle de 12 mois ;
• un cœur du réacteur rechargé :
  • par quart pour les assemblages combustibles uniquement fait de 264 crayons d'uranium faiblement enrichi à 3,7% ;
  • par tiers pour les assemblages combustibles MOX fait d'un mélange d'uranium faiblement enrichi et de 5,3% de plutonium au maximum ;
• un réacteur piloté en mode G.

En pratique, plusieurs ratios d'assemblages moxés/non-moxés sont utilisées en gestion HYBRIDE MOX (28 d'uranium et 16 de MOX, ou 32 d'uranium et 8 de MOX). Cette gestion est testée avec succès à partir de 1993 à Dampierre-2 puis étendue aux autres REP 900 MW moxés. Son avantage réside dans une meilleure utilisation des assemblages d'uranium enrichi (consommés pendant 4 cycles grâce à leur gestion au quart), et à l'utilisation sûr du plutonium dans du MOX (grâce à une consommation toujours en 3 cycles permise par leur gestion au tiers). Cependant cette gestion hybride des assemblages moxés et non-moxés complexifie l'exploitation de ces réacteurs ainsi que leurs plans de rechargements. Pour adresser ce problème et maximiser la consommation de plutonium, il est décidé d'augmenter le taux de combustion des assemblages MOX à un niveau équivalent à celui des assemblages non-moxés. Cette augmentation est permise par deux mécanismes : une augmentation du taux de plutonium dans le MOX, et une irradiation plus longue des assemblages moxés en passant à une gestion au quart. Cette nouvelle gestion, appelée PARITE MOX est développée à la fin des années 1990 - début 2000, et testée avec succès à partir de l'été 2007 sur le réacteur Tricastin-1. Ses caractéristiques sont:

• une durée du cycle de 12 mois ;
• un cœur du réacteur rechargé :
  • par quart pour les assemblages combustibles uniquement fait de 264 crayons d'uranium faiblement enrichi à 3,7% ;
  • par quart pour les assemblages combustibles MOX fait d'un mélange d'uranium faiblement enrichi et de 7,08% de plutonium, puis 9,08% à partir de 2017 ;
• un réacteur piloté en mode G.

Devant des retours concluants, la gestion PARITE MOX remplace progressivement la gestion HYBRIDE MOX. Au total, ces réacteurs sont chargés en MOX à hauteur de 30% maximum. Cette gestion du combustible permet une diminution de la production globale de plutonium, et participe à stabiliser la quantité de plutonium produit par le parc nucléaire français.

La gestion CYCLADES des réacteurs CP0

La gestion CYCLADES (pour Cycle combustible pour augmenter la disponibilité par évaluation de sûreté) est développée dans les années 1990, uniquement sur les six réacteurs CP0 du Bugey et de Fessenheim. Elle est utilisée à partir de 2000 avec l'objectif d'allonger la durée de leur cycle à 18 mois afin de diminuer le nombre d'arrêt, d'augmenter la disponibilité des réacteurs, de réduire les coûts de gestion du parc nucléaire, ainsi que de diminuer la dosimétrie reçue par le personnel. Cette gestion est caractérisée par:

• une durée du cycle de 18 mois ;
• un cœur du réacteur rechargé par tiers (52 assemblages combustibles dont certains gadolinés) ;
  • des assemblages combustibles uniquement fait de 264 crayons d'uranium faiblement enrichi à 4,2% ;
  • des assemblages gadolinés fait de 252 crayons d'uranium enrichi à 4,2%, et de 12 crayons gadolinés constitués d'un mix d'uranium enrichi à 2,5% et de 8% de gadolinium ;
• un réacteur piloté en mode A.

Les six réacteurs CP0 sont exploités en gestion CYCLADE depuis 2003, après leur deuxième visite décennale.

Schéma des périodes de production (vert) et d'arrêt (rouge) des REP 900 MW

	Année 1				Année 2				Année 3
	Hiver	Printemps	Été	Automne	Hiver	Printemps	Été	Automne	Hiver	Printemps	Été	Automne
CP0 (gestion CYCLADE)
CPY (gestion GARANCE et Hybride MOX)

Tableau récapitulatif des gestions actuelles du combustible des REP 900 MW

		CP0	CPY
			non-moxés	moxés
Nom de la gestion	Standard	CYCLADE	GARANCE	PARITE MOX
Durée du cycle (mois)	12	18	12	12
Taux d'enrichissement de l'uranium	3,25%	4,2%	3,7%	3,7% (et MOX à 9,08% de Plutonium)
Assemblages gadolinés	Non	Oui	Non	Non
Rechargement du cœur	Tiers	Tiers	Quart	Quart
Mode de pilotage	A ou G	A	G	G

Gestions futures des REP 900 MW : le programme CAMOX

Depuis 2022, EDF étudie à travers son programme CAMOX (pour Cycle Allongé MOX) des cycles de rechargement rallongés à 16 mois pour tous ses REP 900 MW moxés. L'objectif est de diminuer le nombre d'arrêts pour rechargement et d'améliorer la productivité du parc. Le premier réacteur « tête de série » à expérimenter cette gestion est prévu pour 2028. Ce long délai de développement (six ans) est dû à une nécessiter de reprendre en profondeur les études de sûreté dans le but de produire une nouvelle démonstration de sûreté.

Sûreté et maintenance

Maintenance des REP 900 MW : les arrêts simple rechargement, visites partielles et visites décennales

Comme tous les autres réacteurs du parc nucléaire français, les REP 900 MW sont soumis à des arrêts pour rechargement et maintenances (suivant la longueur de leur cycle d'exploitation, cf. section Cycle et gestion du combustible). Un premier arrêt appelé visite complète (VC1) est réalisée dans les 18 premiers mois après la mise en service du réacteur. La VC1 dure plusieurs mois et permet entre autres de s'assurer de la conformité de tous les composants principaux du réacteurs (cuve, circuit primaire, pressuriseur, générateurs de vapeurs, turbine, etc.).

EDF ne réalise pas de maintenance en fonctionnement sur ses réacteurs (à la différence d'autres exploitants comme en Allemagne), mais seulement lors des arrêts. On distingue trois types d'arrêts différents:

• l'arrêt pour simple rechargement (ASR) : d'une durée d'environ quatre à six semaines, il permet essentiellement la recharge d'une partie du combustible et la réalisation de quelques opérations de maintenance courtes ;
• la visite partielle (VP) : d'une durée d'environ deux à trois mois, elle permet la recharge d'une partie du combustible ainsi que des opérations de maintenance plus lourdes (comme le démontage de corps de la turbine, l'inspection du rotor de l'alternateur, l'inspection ou le changement des générateurs de vapeurs, etc.) ;
• la visite décennale (VD) : réalisée tous les dix ans, sa durée est variable de quelques mois pour les premières VD, à plus de six mois pour les quatrièmes VD des REP 900 MW. Elle permet le rechargement d'une partie du combustible, des maintenances lourdes ainsi que des améliorations de sûreté du réacteur.

La visite décennale est une spécificité de la réglementation française. Lors de celle-ci, trois épreuves spécifiques sont réalisées afin de s'assurer de la capacité du réacteur à maintenir son intégrité, même en situation accidentelle:

• l'épreuve hydraulique du circuit primaire : la pression du circuit est portée à environ 200 bars (au lieu des 155 bars de pression nominale d’exploitation), afin de vérifier la résistance de la cuve, du circuit primaire, des générateurs de vapeurs, du pressuriseur et des motopompes primaires à une forte élévation de pression;
• l'inspection de la cuve du réacteur : le cœur est totalement déchargé de son combustible, et un robot muni d’outils de contrôle vérifie l’intégrité de toutes les soudures ainsi que le revêtement de la cuve;
• l'épreuve d'enceinte : l'enceinte de confinement est mise en surpression à l'aide de compresseurs afin de simuler une élévation de pression dû à une brèche sur un circuit primaire ou secondaire. On mesure alors l'étanchéité et la tenue du bâtiment à la surpression.

À l'issu d'un visite décennale, l'autorité de sûreté nucléaire (ASNR) prend position sur la possibilité d'exploiter le réacteur pour dix années supplémentaires.

Modifications post-Fukushima

Le 11 mars 2011 survient l'accident de la centrale nucléaire japonaise de Fukushima, causée par un tsunami secondaire au séisme du Tōhoku. Fin mars, le Conseil d'européen demande à tous ses pays membres la réalisation de tests de résistance de sûreté (stress test) sur leurs installations nucléaires, afin de vérifier la résistance de leurs installations en cas d'accident similaire. En France, celle-ci prend la forme d'une évaluation complémentaire de sûreté demandée par l'ASN en mai 2011, auprès des treize exploitants d'installations nucléaires sur le territoire français (EDF, CEA, Areva, Eurodif, etc.). Concernant les réacteurs nucléaires de puissance, EDF rend ses conclusions à l'ASN qui les rend publiques en septembre 2011. Les principales dispositions génériques proposées par l'exploitant, en complément du traitement des écarts par rapport au référentiel en vigueur, sont les suivantes :

1. La mise en place d'une Source d'Eau Diversifiée (SEG) alimentée par le DUS: c'est un dispositif autonome de pompage direct dans la nappe phréatique pour permettre une ré-alimentation en eau des générateurs de vapeur, du circuit primaire ou de la piscine de désactivation. Ce dispositif n'intervient qu'en cas de perte de la source d'eau principale (fleuve ou mer) ;
2. Le renforcement de la robustesse des turbopompes d'alimentation des générateurs de vapeur ;
3. La mise en place d'un générateur électrique supplémentaire par réacteur appelé Diesel d'Ultime Secours (DUS) ;
   • En cas de perte d'alimentation simultanée du réacteur, des lignes électriques principale et auxiliaire du réseau électrique ainsi que des deux générateurs de secours (SEC-A et SEC-B) d'un réacteur, un DUS est construit à proximité de chaque unité. Il s'agit d'un générateur électrique délivrant 3,5 MWe et alimenté au fioul par deux cuves de 60 000 L (permettant environ quinze jours autonomie). Les DUS sont construits dans des bâtiments « bunkerisés » d'environ 25 m de hauteur et de long, et 12 m de large ; résistants aux inondations, aux séismes et aux tornades. Un DUS doit être démarré puis raccordé manuellement en quelques heures au réacteur, durant lesquelles des batteries maintiennent l'approvisionnement électrique.
4. La mise en place au niveau national d'une Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN) capable d'épauler voire de remplacer les équipes de crise locales et de rétablir et pérenniser le refroidissement des réacteurs. Au total, quatre FARN sont installées sur le territoire à proximité des centrales du Bugey, de Civaux, de Dampierre et de Paluel ;
5. L'étude du renforcement de la robustesse au séisme des dispositifs de filtration des rejets lors de la dépressurisation de l'enceinte.

En outre pour assurer localement un maintien des capacités de commandement en cas de crise, EDF propose d'étudier le caractère opérationnel du bâtiment de sécurité actuel en cas de séisme majeur, étudier un bâtiment de gestion de crise de proximité et enfin étudier une base arrière à quelques kilomètres du site. La réalisation de ces différentes actions s'étalerait entre 2012 et 2020, voire au-delà pour les actions de long terme.

Prolongation d'exploitation et amélioration de la sûreté vers des réacteurs de troisième génération : la VD4 des REP 900 MW

EDF lance en 2008 un vaste programme d'étude technico-économique visant à prolonger l'exploitation de tous ses réacteurs pour plusieurs dizaines d'années supplémentaires, après leurs quarante ans. Ce programme validé, il est nommé Grand carénage, un terme inspiré de la construction maritime qui désigne la réfection générale d'un navire placé en cale sèche. En 2014, selon Dominique Minière (directeur délégué à la Production ingénierie d'EDF) le Grand carénage implique « la rénovation, le remplacement de matériels, l'intégration des mesures post-Fukushima, et l'amélioration du niveau de sûreté des centrales nucléaires ». L'objectif est de tendre vers le niveau de sûreté d'un réacteur de troisième génération (comme l'EPR), avec par exemple la construction d'un récupérateur de corium sous la cuve du réacteur. De manière plus anecdotique certaines composants obsolètes sont retirés, comme la source d'alimentation électrique de secours issue de la vapeur résiduelle des générateurs de vapeur (système TAS LLS).

La première partie des travaux du Grand carénage doit être engagées durant la quatrième visite décennale (VD) des REP 900 MW et 1 300 MW, et durant la troisième visite décennale des réacteurs N4. L'ampleur des modifications s'additionnants aux contrôles réglementaires normaux d'une VD est responsable d'un arrêt prolongé de chaque réacteur, entre 6 mois et un an. Une deuxième phase de travaux survient ensuite, durant à nouveau plusieurs mois.

Le coût de ce vaste programme est estimé par EDF en 2015 à 55 milliards d'euros pour la période 2014-2025. Il s'agit du chantier le plus coûteux de la filière nucléaire depuis la création du parc :

• 10 milliards d'euros sont nécessaires « au déploiement des modifications post-Fukushima » ;
• 20 milliards sont consacrés aux arrêts de réacteurs et aux visites décennales effectuées par l'ASN ;
• 15 milliards financent la maintenance lourde des gros composants (changement des générateur de vapeur, changement du rotor de l'alternateur, nettoyage des tubes des condenseurs, etc.) ;
• 10 milliards sont consacrés à d'« autres projets patrimoniaux ».

Après réévaluation et optimisation en 2018, le coût est rabaissé à 45 Md €₂₀₁₅ (soit 48,2 Md €₂₀₁₈), et enfin à 49,4 Md €₂₀₁₈ en 2020. Cette hausse est expliquée par de nouvelles modifications non prévues initialement. Au total, l'investissement s'élève à 7 Md € d'euros pour prolonger de dix années les 32 REP 900 MW (hors ceux de Fessenheim), soit « un montant inférieur à 1 centime par KWh sur la facture ».

La première VD4 commence avec le réacteur Tricastin-1 en juin 2019, et les derniers REP 900 MW à en bénéficier devrait être Chinon-B4 et Gravelines-6 en 2030.

Événements notables sur des réacteurs CP0 ou CPY

Échelle INES

EDF est légalement obligé de reporter à l'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) tous les événements (supérieurs à INES 0) survenants dans ses centrales nucléaires françaises. Ces derniers sont alors classés par ordre de gravité selon l'échelle internationale INES. En France, il n'est jamais survenu d'évènement INES 3, 4, 5, 6 ou 7 sur aucun des 59 REP exploités par EDF.

Deux accidents INES 4 sont survenus en 1969 puis en 1980 respectivement sur les réacteurs A1 et A2 de la centrale nucléaire de Saint-Laurent-des-Eaux. Ils appartenaient à la filière UNGG, abandonnées depuis 1994.

Chaque année, plusieurs centaines « d'écarts » INES 0 et une centaine « d'anomalies » INES 1 surviennent sur le parc nucléaire français. Sont rapportés ici des incidents notables ou écarts ayant fait l'objet d'un impact médiatique plus importants.

Corrosion sous contrainte (CSC) des premiers générateurs de vapeur

Coupe vertical du fonctionnement d'un générateur de vapeur. Les tubes en U inversés concernés par la CSC apparaissent en rouge/bleu.

Les REP 900 MW sont chacun équipés de trois générateurs de vapeur (GV). Leur fonction est de transférer la chaleur de l'eau du circuit primaire à l'eau du circuit secondaire, ce qui vaporise cette dernière. Chaque GV de REP 900 MW comporte environ 3 300 tubes en U inversés dans lesquels circulent l'eau primaire, l'eau secondaire se trouvant autour des tubes. Chaque tube est fait d'un alliage de chrome et de nickel appelé Inconel 600 MA (pour milled annealed, c'est-à-dire recuit après laminage).

Au début des années 1980 des cas de corrosions sous contraintes (CSC) sont détectés sur les tubes des GV des REP 900 MW. Cette CSC peut entrainer des fuites des tubes au sein des GV, responsable d'une contamination de l'eau du circuit secondaire par celle du circuit primaire chargée de certains gaz radioactifs (comme l'iode 131 ou le césium 137).

EDF doit alors procéder au remplacement des GV en Inconel 600 MA sur les 26 premiers réacteurs de 900 MW, soit un total de 78 GV. Suite à ce retour d'expérience, les huit derniers REP 900 MW seront équipés dès leur construction de GV en Inconel 600 TT (pour Traité Thermiquement et réputés moins sensibles à la CSC). Il s'agit des réacteurs Gravelines-5 et 6, Chinon-B3 et B4, et Cruas-1, 2, 3 et 4.

Les premiers remplacements commencent en 1990 sur le réacteur Dampierre-1 et s'étalent au rythme d'environ un par an jusqu'en 2015, année du dernier changement de GV en Inconel 600 MA sur le réacteur Blayais-3. Chaque GV remplacé coute environ 600 millions de francs à EDF. L'énergéticien souhaite remplacer tous les GV en Inconel 600 MA avant la troisième visite décennale de chaque réacteur, et cible prioritairement les réacteurs avec les GV les plus atteints de CSC. Trois modèles de GV sont utilisés en remplacement:

• dans un premier temps pour les deux premiers réacteurs (Dampierre-1 en 1990 et Bugey-5 en 1993) se sont des GV en Inconel 600 TT de modèle 51B, soit ceux équipant les réacteurs CP2 ;
• dans second temps à partir de Gravelines-1 en 1994, se sont des GV en Inconel 690 TT (alliage plus dosé en chrome, puis traité thermiquement, quasi insensible à la CSC) de modèle 47/22 ;
• enfin dans un troisième à partir de 2003 pour Saint-Laurent-B2, se sont des GV en Inconel 690 TT de modèle 55/19.

Les changements de GV se poursuivent après 2016 sur les huit derniers REP 900 MW. Ils ne sont pas en lien avec une possible CSC, mais dû au vieillissement naturel de ces composants ce qui affecte négativement leur rendement. Les nouveaux GV sont tous en Inconel 690 TT afin de limiter encore la CSC. Depuis 2024, seuls Cruas-2, Chinon-B3 et B4 ont encore leurs GV d'origines. Après leur remplacement tous les REP 900 MW seront équipé de GV en Inconel 690 à l'exception des deux premiers replacement (Dampierre-1 et Bugey-5) encore avec des GV en Inconel 600 TT.

Année de remplacement des générateurs de vapeur des REP 900 MW

Année	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Réacteur	DAM-1			BUG-5	GRA-1	SLB-B1	DAM-3 et GRA-2	TRI-2	TRI-1
Modèle de GV	51B				44/22
Année	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009
Réacteur	GRA-4	TRI-3	FES-1	SLB-B2	DAM-2 et TRI-4			BUG-4 et CHI-B1	DAM-4	BLA-1
Modèle de GV	44/22			55/19
Année	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Réacteur	BUG-2 et BUG-3		FES-2 et GRA-3 et CHI-B2	BLA-2 et BLA-4	BLA-3 et CRU-4			CRU-1		GRA-5
Modèle de GV	55/19
Année	2010	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
Réacteur		GRA-6			CRU-3			CRU-2
Modèle de GV	55/19

Note : l'année indiquée correspond au début des travaux, pouvant parfois se prolonger sur l'année suivante.

Corrosion sous contrainte (CSC) des couvercles de cuve des réacteurs 900 MW

Tous les couvercles des cuves des réacteurs 900 MW sont initialement composés de traversés en alliage d'Inconel 600 MA. Cela les exposent - comme les générateurs de vapeurs - à des risques de corrosion sous contrainte. Tous les couvercles sont remplacés au cours des décennies 1990 et 2000 par de nouveaux couvercles avec des traversées en Inconel 690 TT, quasi insensible à la CSC.

Inondation à la centrale du Blayais de décembre 1999 (INES 2)

Centrale du Blayais vue depuis la rive gauche de la Gironde

Situation du site avant la tempête

À la construction de la centrale nucléaire du Blayais, la plateforme sur laquelle sont construits les quatre réacteurs est surélevée pour éviter une inondation du site. Cependant, EDF et des études indépendantes reconnaitront que la hauteur de cette dernière était insuffisante pour prévenir tous risques d'inondations futures. À la suite de calculs du laboratoire national d'hydraulique, une première digue de protection de 5,20 mètres de haut est construite en 1984. Une note technique du service de l'équipement d'EDF datée de 1997 soutient que cette digue pourrait être insuffisante et préconise d'en augmenter la hauteur de 50 cm. De même, la digue est conçue pour contenir une montée progressive des eaux (comme lors d'une crue), mais pourrait s'avérer insuffisante face à une montée brutale (comme celle causée par une tempête) la digue n'étant pas équipée de dispositif brise-lame. En 1998, le bilan annuel de sûreté de la centrale du Blayais notifie la nécessité d'une surélévation de 50 cm des digues, mais EDF diffère ce rehaussement de 2000 à 2002, lors de la deuxième visite décennale du réacteur n^o 1. La Direction régionale de l'Industrie, de la Recherche et de l'Environnement Aquitaine (DRIRE) mène une inspection sur les risques d'« agressions externes », et communique son rapport à la Direction de la sûreté des installations nucléaires (DSIN) le 19 novembre 1999, soit un mois avant l'évènement. La DRIRE note que « Contrairement à ce qui avait été annoncé, l'inspection n'a pu que constater le décalage dans la mise en conformité de vos installations par rapport au risque d'inondation », et demande à EDF que les travaux soient engagés dans les plus brefs délais.

Tempête Martin du 27 décembre 1999

Le 27 décembre 1999, les vents violents produits par la tempête Martin provoquent une brusque montée des eaux de l'estuaire de la gironde. Une surtension sur le réseau électrique national provoque d'abord l'arrêt automatique des réacteurs n^o 2 et n^o 4, au travers de mécanismes de protection des installations. L'échec de leur îlotage nécessite que leur alimentation électrique nécessaire au refroidissement de leur cœur soit assurée par des groupes électrogènes Diesel de secours prévus à cet effet. Un peu moins de trois heures après, le courant électrique est rétabli sur l'une des deux lignes à très haute tension et prend ainsi le relais des groupes électrogènes. Plus tard, des débris charriés par la Gironde en crue viennent obstruer une pompe de prélèvement en eau, nécessaire au bon refroidissement du réacteur n^o 1, qui se met lui aussi en arrêt automatique. Le dernier réacteur (n^o 3) était lui déjà dans un état d'arrêt à froid, dans le cadre d'opérations de maintenance programmée.

Parallèlement, gonflées par une grande marée et poussées par des vents de plus de 140 km/h, des vagues franchissent la digue de protection au nord-ouest et inondent une partie des sous-sol des réacteurs n^o 1 et n^o 2. Plusieurs galeries sont alors noyés et des systèmes deviennent indisponibles:

• les locaux contenant les pompes du circuit d’eau brute secouru (SEC). Le circuit SEC de chaque réacteur comporte 4 pompes réparties en deux voies indépendantes (A et B), chaque pompe pouvant assurer 100% du débit nécessaire. Sur le réacteur n^o 1, les pompes SEC de la voie A ont été perdues par noyage de leurs moteurs ;
• le fond du bâtiment du combustible contenant les deux pompes d’injection de sécurité à basse pression (RISBP) et deux pompes d’aspersion dans l’enceinte (EAS). Les systèmes auxquels appartiennent ces pompes sont les systèmes de sauvegarde de l’installation qui permettent notamment de faire face à d'éventuelles brèches du circuit primaire ;
• les galeries techniques, cheminant à proximité du bâtiment du combustible et reliant la station de pompage à la plate-forme ;
• des locaux contenants des tableaux électriques, rendus indisponibles.

Conséquences

L'incident ne conduit à aucun dépassement des autorisations de rejet radioactif. Des campagnes de mesures sont réalisées par EDF et par l'IRSN de façon indépendante, et ne relèvent aucune augmentation anormale de la radioactivité ; ce qui est cohérent avec l'absence d'infiltration d'eau jusqu'aux parties nucléaires de l'installation. L'évènement est classé comme un « incident » de niveau 2 sur l'échelle INES. Au total, environ 100 000 m³ d'eau se sont infiltrés sur le site et seront pompés dans les jours suivants.

À la suite de la tempête, EDF met en œuvre trois mesures au Blayais pour se prémunir d'un nouveau risque d'inondation :

1. la rehausse de la digue à 6,20 mètres face à la Gironde (soit un mètre de mieux) et l'ajout d'un dispositif brise-lame ;
2. des travaux pour d'étancher les sous-sols et galeries ;
3. et une procédure préventive d'alerte météo.

Des mesures sont annoncées en avril 2000 dans un rapport parlementaire afin d'améliorer les protections interne et externe d'autres centrales nucléaires françaises exposées à un risque similaire.

La digue de la centrale est rehaussée à 8,50 mètres en 2010, puis à nouveau modifiée en septembre 2025 avec l'ajout d'un nouveau mur pare-houle en béton. Long d'un kilomètre et mesurant 9 mètres de hauteur, il complète la protection de la centrale en cas de phénomène climatique extrême.

Pertes des deux circuits SEC du réacteur n^o 4 de la centrale de Cruas en 2009 (INES 2)

Centrale nucléaire de Cruas (réacteur n^o 4 à droite)

Dans la nuit du 1^er au 2 décembre 2009, des fortes pluies charrient une grande quantité d'algues dans le Rhône, qui viennent obstruer la station de pompage du circuit d’eau brute secouru (SEC) du réacteur n^o 4 de la centrale de Cruas.

Ce circuit comporte deux voies indépendantes et redondantes (SEC A et SEC B). Il n'est pas nécessaire au refroidissement lors du fonctionnement normal du réacteur, mais constitue une source d'eau froide complémentaire en cas d'incident afin alimenter des systèmes importants pour la sûreté (IPS). À 19 h 10, les opérateurs constatent que la voie SEC A fait défaut et conformément à la procédure, déclenchent l'arrêt automatique du réacteur à 19 h 30. À 20 h 30, les équipes d'EDF veulent basculer l'approvisionnement en eaux des systèmes IPS sur la voie SEC B mais se rendent compte qu'elle est également indisponible. Il s'agit de la première fois en France que les deux voies SEC A et B d'un réacteurs se retrouvent indisponibles simultanément. Le plan d'urgence interne est déclenché à 23 h 30 et une solution est trouvée à 0 h 45 avec l'utilisation d'une source d'eau interne à la centrale (bâches PTR). La puissance résiduelle du réacteur arrêté est évacuée par ses générateurs de vapeur en utilisant une autre source d'eau capable d'assurer cette fonction pendant une centaine d'heure.

Plus de 50 m³ d'algues sont évacuées dans la nuit par les agents d'EDF et les deux circuits SEC A et B sont de nouveau opérationnels à 5 h 30. L'évènement est classé par l'ASN comme un « incident » de niveau 2 sur l'échelle INES.

Anomalies de ségrégation carbone des générateurs de vapeur de 2016

Durant la construction de l'EPR de Flamanville, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) est informée par Areva en avril 2015 d'une anomalie sur la teneur en carbone de l'acier du fond de la cuve du réacteur et de son couvercle. Cette anomalie de « ségrégation carbone » peut être responsable d'une altération des propriétés mécaniques des pièces en question. L'affaire révèle un défaut de maitrise de l'usine d'Areva au Creusot où a été forgé la cuve, et s'additionne au même moment à une suspicion de falsifications des dossiers de fabrication de pièces produites entre 2005 et 2014, pouvant équiper le parc nucléaire français .

EDF informe l'ASN en septembre 2015 de possibles anomalies de ségrégation carbone sur des générateurs de vapeurs (GV) équipants ses réacteurs. Fin juin 2016, l'ASN indique que 46 GV présents dans 18 réacteurs français sont susceptibles de présenter sur certaines zones (les « fonds primaires ») une anomalie de ségrégation carbone. Les réacteurs concernés sont tous des CP0/CPY (à l'exception de Civaux-1 et 2 appartenant au palier N4) : Blayais-1, Bugey-4 et 5, Chinon-B1 et B2, Dampierre-2 et 3, Fessenheim-1 et 2, Gravelines-2 et 4, Saint-Laurent-B1, et Tricastin-1, 2, 3 et 4.

Douze réacteurs incriminés ont des GV fournis par l'entreprise japonaise Japan Casting & Forging Corp (JCFC) sous-traitant d'Areva, et les six autres sont équipés de GV produits directement par Areva. La teneur en carbone de l'acier des GV, qui doit être inférieur à 0,2%, atteindrait 0,3% voire 0,39% pour certaines pièces.

Les premières analyses et mesures confirment l’existence de marges de sécurités suffisantes pour garantir l’intégrité des GV en toute situation. Areva et EDF présentent à l'ASN en septembre 2016 un programme d’essais de grande ampleur qui s’échelonne sur 2 à 3 ans, afin de caractériser les propriétés mécaniques des GV affectés par les anomalies de ségrégation carbone. EDF est néanmoins contraint de devoir arrêter prématurément ces 18 réacteurs durant la deuxième moitié de 2016 et début 2017, afin d'effectuer les contrôles nécessaires. Ces arrêts non programmés ou prolongés sont responsables d'une baisse de la disponibilité du parc nucléaire français à l'hiver 2016-2017. En février 2017, seize des dix-huit réacteurs ont redémarré et les deux derniers sont en cours de contrôle.

Phénomène de « corrosion sous contrainte » du parc nucléaire français de 2022

Fin 2021 lors de la deuxième visite décennale du réacteur n^o 1 de la centrale du nucléaire de Civaux (appartenant au palier N4), des microfissures sont détectées à proximité de soudures sur les circuits d’injection de sécurité (dit circuit RIS) en lien avec un phénomène de corrosion sous contrainte (CSC). Un circuit RIS est fait d'un tuyau en acier de 3 cm d’épaisseur et 30 cm de diamètre. Il permet en cas d'incident sur le circuit primaire l'injection d'eau borée afin d'éviter la fusion du cœur.

Des contrôles sont alors effectués sur l'ensemble du parc nucléaire d'EDF, entrainant un arrêt prolongé et non programmé de plusieurs réacteurs durant l'essentiel de l'année 2022. Cela participe à la faible disponibilité du nucléaire français, le tout dans un contexte de crise énergétique mondiale. Rapidement il apparait que les réacteurs les plus sensibles à ce phénomènes sont les plus récents : les quatre réacteurs du paliers N4 sont atteints, ainsi que certains du palier P'4. Cette CSC « générique » c'est à dire non liée à un défaut dans la réalisation de la soudure initiale, s'expliquerait par la conjugaison de plusieurs facteurs:

• la géométrie des lignes des circuits RIS avant leur soudure sur le circuit primaire ;
• l'environnement chimique (composition de l'eau du circuit primaire) ;
• et par des écarts thermiques entre différents points le long des circuits.

Si la composition chimique et la température de l'eau du circuit primaire sont sensiblement similaires entre tous les modèles de REP français (CP0/CPY, P4/P'4 et N4), la géométrie des lignes RIS des REP 900 MW est plus simple, ce qui serait de nature à limiter les contraintes sur les soudures. Même s'il n'est pas retrouvé de signe de CSC générique dans les contrôles des REP 900 MW, certaines CSC seront découvertes et traitées, en lien avec des défauts de soudure initiale (comme sur le réacteur Chinon B3).

Obstruction des arrivées d'eau à la centrale de Gravelines en 2025 (INES 0)

Canal d'amenée de la centrale de Gravelines le 10 août 2025

Dans la soirée du 10 août 2025 à la centrale nucléaire de Gravelines, survient une arrivée massive et soudaine de méduses (du genre Rhizostoma Octopus) au niveau des filtres (prégrilles et tambours filtrants) des stations de pompage d'eau de mer, situées en partie non nucléaire des installations. Ces méduses collantes et gélatineuses entrainent un « colmatage » des filtres. Les réacteurs n^o 2, 3, 4 et 6 alors en fonctionnement sont mis à l'arrêt successivement, conformément aux règles d'exploitation (les réacteurs n^o 1 et 5 étaient eux déjà à l'arrêt dans le cadre de maintenances programmées). Les réacteurs seront progressivement redémarrés entre le 13 et le 23 août 2025, et l'évènement est classé INES 0.

Selon EDF et Elvire Antajan de l'IFREMER, cet afflux soudain de méduse relèverait d'un évènement exceptionnel dû à des vents et des courants imprévisibles qui auraient charriés des bancs de méduses - fréquentes en cette saison - vers le canal d'amenée de la centrale. D'autres scientifiques suggèrent que ces épisodes pourraient devenir plus fréquent, du fait d'une prolifération des méduses dû au dérèglement climatique.

Une situation similaire était survenue dans les années 1990 avec des groseilles de mer, obligeant EDF à modifier les filtres des tambours filtrants de la centrale.

Le réacteur M310 (ou M31), réacteur pour l'exportation

Réacteur M310

Centre nucléaire sud-africaine de Koeberg (2 réacteurs M310)

Présentation

Type	Réacteur à eau pressurisée
Génération	II
Utilisation	Production d'électricité
Statut	Opérationnel 8 réacteurs
Nombre de réacteurs	8
Concepteur	EDF et Framatome
Constructeur	EDF

Caractéristiques

Combustible	uranium faiblement enrichi
Caloporteur	eau légère
Modérateur	eau légère
Neutrons	thermiques
Puissance thermique	2 775 MW ou 2 905 MW
Puissance électrique	924 à 986 MW

En 1975, EDF et Framatome créés la Société française d'ingénierie électronucléaire et d'assistance à l'exportation (SOFINEL) afin d'accompagner l'export de réacteurs nucléaires français à l'étranger. Au total, huit réacteurs de 900 MW dérivés du modèle CP1 sont exportés, et nommés réacteurs M310 (ou M31) :

• les deux premiers à la centrale nucléaire de Koeberg en Afrique du Sud, très proches du modèle CP1 ;
• deux en Corée du Sud à la centrale de Hanul (unités n^o 1 et 2) ;
• et quatre en Chine avec deux centrale nucléaire de Daya Bay, et deux à la centrale de Ling Ao (unités n^o 1 et 2).

Une dernière paire de réacteur M310 devait équiper la centrale iranienne de Darkhovin, mais le contrat de construction d'un montant de 2 milliards de dollars est annulé en avril 1979 après le renversement du chah d'Iran par le nouveau gouvernement provisoire de l'Iran lors de la révolution iranienne. Les pièces d'ingénierie de ces deux réacteurs sont réutilisées en France pour la construction d'une paire supplémentaire à la centrale nucléaire de Gravelines (unités n^o 5 et 6).

Après 1983, les réacteurs M310 incorporent des modifications issues du retour d'expérience des REP 900 MW et 1 300 MW français:

• la puissance thermique de la chaudière est augmentée à 2 905 MWth ;
• les groupes motopompes primaire (GMPP) sont de modèle 100, similaires à ceux des REP 1 300 MW (et non plus de modèle 93D comme les REP 900 MW) ;
• les générateurs de vapeur sont de modèle 55/19 avec tubes en Inconel 690 TT qui est une évolution du modèle 47/22 (lui même une évolution des modèles 51A des réacteurs CP0, 51M des réacteurs CP1 + Saint-Laurent B1 et B2, et 51B des autres réacteurs CP2) ;
• des assemblages combustibles AFA 17x17 (advance fuel assembly) fait d'un alliage d'Inconel et de Zircaloy, proches de ceux utilisés sur les REP 1 300 MW.

Afrique du Sud

L'Afrique du Sud est le premier succès à l'export des REP 900 MW français avec deux réacteurs à la centrale nucléaire de Koeberg, située à une trentaine de kilomètre au nord de la ville du Cap. Ce contrat est contesté à l'échelle internationale car survenant sous le régime de l'apartheid. La construction débute en juin 1976, menée par un consortium d'entreprises françaises composé de Spie Batignolles pour le génie civil, d'Alsthom pour l'îlot conventionnel et de Framatome pour la partie nucléaire. La centrale est exploitée depuis 1984 par l'entreprise publique Eskom et fournie environ 5% de l'électricité nationale.

Chine

Le très fort développement économique et industriel chinois débutant à la fin du XX^e siècle est responsable d'une hausse importante et continue de la consommation d'électricité. Cette hausse est principalement soutenue par le développement massif et rapide de centrales à charbon, et stimule la réalisation d'un programme nucléaire civil chinois. Les autorités s'inspirent du programme nucléaire français très standardisé ayant permis la réalisation à un coût maitrisé d'un parc nucléaire de 63 GW en une vingtaine d'années.

Quatre réacteurs M310 sont construits par un consortium entre EDF et la CGNPC dans la province du Guangdong, à une cinquante de kilomètres de la ville de Hong-Kong. Il s'agit des deux unités de la centrale nucléaire de Daya Bay, et des unités n^o 1 et 2 de la centrale de Ling Ao (située à proximité immédiate de Daya Bay). La chaudière nucléaire est fournie par Framatome et le groupe turbo-alternateur par GEC-Alsthom. Rapidement, un processus de « sinisation » des équipements est entrepris : là où la centrale de Daya Bay est constituée à 99% de composants importés, 30% des composants de Ling Ao sont fournis par des entreprises chinoises. Ces quatre unités restent considérés comme des réacteurs M310 de part leur caractéristiques très proches des réacteurs CP1, avec une salle des machine parallèle au bâtiment réacteur, et une puissance légèrement augmentée à 950 MWe.

Ces quatre M310 servent de base à la CGNPC pour le développement du réacteur chinois CPR-1000 de génération II+ (comme les réacteurs N4 français). Dans les faits, le CPR1000 est un réacteur M310 avec une puissance électrique nette augmentée à 1 000 MWe, une durée de vie à la conception de 60 ans et des commandes numérisées. La quasi totalité des composants sont fabriqués en Chine (incluant la chaudière nucléaire et la salle des machine). Cependant Framatome, intégré dans Areva en 2001, conserve des droits de propriété intellectuelle sur le CPR-1000, cantonnant sa construction à la Chine.

Enfin, la conception des réacteur M310 de la centrale de Daya Bay est aussi reprise par l'entreprise chinoise CNNC, et intégrée à celle de son réacteur chinois CNP-300. Cette fusion aboutie au développement du réacteur CNP-600 puis du CNP-1000.

Corée du Sud

À la fin des années 1970 et début 1980, la Corée du Sud développe son programme nucléaire civil en se reposant sur des modèles de REP de deuxième génération issus de technologies étrangères occidentales:

• le réacteur américain de modèle WH F développés par Westinghouse avec quatre réacteurs construits à la centrale de Kori (unités n^o 1 à 4), et deux à la centrale de Hanbit (unités n^o 1 et 2) ;
• les réacteurs M310 d'EDF/Framatome avec deux réacteurs construits à la centrale de Hanul (les unités n^o 1 et 2), et dont la chaudière nucléaire est fournie par Framatome ;
• et des technologies issues du modèle Système 80 de l'américain Combustion Engineering (qui sera secondairement racheté par Westinghouse).

L'entreprise sud-coréennes KHNP conçoit dans les années 1980 un REP domestique nommé Korean Standard Nuclear Plant (KSNP). Il est développé à partir de technologies issues des trois différents modèles de REP étrangers. Une paire d'unités « pilote » est construite à la centrale de Hanul (unités n^o 3 et 4), suivi d'une dizaine d'autres réacteurs dans les années 1990 et 2000. En 2005, le réacteur KSPN est renommé OPR-1000. Il sert de base à KHNP pour le développement de son réacteur de troisième génération, l'APR-1400.

Liste des réacteurs M310 dans le monde

Pays	Centrale	Unité	Puissance			Début des travaux	Première divergence	Premier raccordement au réseau	Mise en service commercial
			Nette (MWe)	Brute (MWe)	Thermique (MWth)
Afrique du Sud	Koeberg	1	924	964	2 775	1er juin 1976	14 mars 1984	4 avril 1984	21 juillet 1984
		2	930	970	2 775	1er juillet 1976	7 juillet 1985	25 juillet 1985	9 novembre 1985
Chine	Daya Bay	1	944	984	2 905	7 août 1987	28 juillet 1993	31 août 1993	1er février 1994
		2	986	1 026	2 905	7 avril 1988	21 janvier 1994	7 février 1994	6 mai 1994
	Ling Ao	1	950	990	2 905	15 mai 1997	4 février 2002	26 février 2002	28 mai 2002
		2	950	990	2 905	28 novembre 1997	27 août 2002	14 septembre 2002	8 janvier 2003
Corée du Sud	Hanul	1	953	1 014	2 775	26 janvier 1983	25 février 1988	7 avril 1988	10 septembre 1988
		2	957	1 011	2 775	5 juillet 1983	25 février 1989	14 avril 1989	30 septembre 1989

Galerie d'images

• 
  Centrale du Blayais
• 
  Centrale du Bugey
• 
  Centrale de Chinon
• 
  Centrale de Cruas
• 
  Centrale de Dampierre
• 
  Centrale de Fessenheim
• 
  Centrale de Gravelines
• 
  Centrale de Saint-Laurent
• 
  Centrale du Tricastin
• 
  Centrale nucléaire de Koeberg (Afrique du Sud)
• 
  Centrale nucléaire de Daya-Bay (Chine)

Voir aussi

Ouvrages

 : document utilisé comme source pour la rédaction de cet article.

• Nordine Kerkar et Philippe Paulin, Exploitation des coeurs REP, Paris, EDP Sciences, coll. « Génie Atomique », 2008, 304 p. (ISBN 978-2-86883-976-3). 
• Paul Reuss, L'épopée de l'énergie nucléaire: une histoire scientifique et industrielle, Paris, EDP Sciences, coll. « Génie atomique », 8 février 2007, 167 p. (ISBN 2868838804, lire en ligne). 
• Michel Hug, Un siècle d’énergie nucléaire, Académie des Technologies, coll. « Grandes aventures technologiques françaises », 2009, 86 p. (lire en ligne). 
• Hubert Grard, Physique, fonctionnement et sûreté des REP - Le réacteur en production, Paris, EDP Sciences, coll. « Génie Atomique », 2014, 303 p. (ISBN 978-2-7598-0839-7). 
• Cour des comptes, Les coûts de la filière électronucléaire, Paris, 27 janvier 2012, 430 p. (lire en ligne). 

Articles connexes

• Réacteur à eau pressurisée
• Centrale nucléaire en France
• Industrie nucléaire en France

Liens externes

• UARGA, « Rep 900 MW »