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The EPR-fan-zone blog is a site dedicated to the AREVA’s EPR nuclear plant.
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Le blog EPR-fan-zone est un site consacré à l’EPR d’AREVA géré par un simple citoyen.
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.@EDFofficiel vise un coût de production de €60-70/MWh pour des @EDFEPR en série. Est-ce réalisable ?
🔍La @SFENorg décrypte les coûts du nouveau nucléaire dans une note 💡 : https://t.co/WgbQpaNPJS
Parlons un peu sureté dans les modèles de génération 3 ?
L’AP1000 semble moins sûr que l’EPR. Pourquoi ? Car il comporte un vice rédhibitoire vu l’exigence WENRA. L’enceinte de confinement y remplit un double rôle de sûreté : 1) confiner si un accident primaire intervient, 2) assurer la fonction de refroidissement ultime par aspersion / évaporation sur sa peau externe. Si l’enceinte s’avère être défaillante, on perd ces deux fonctions non redondantes.
De plus l’AP1000 prend moins en compte la chute d’avion.
Enfin le systeme des Pompes primaires à rotor noyé est fragile.
La vision du “passif” a ses limites. Ce n’est pas parce que c’est passif que c’est sans échec…
L’AP1000, choix dépassé ? Low Cost ?
WECNuclear a fait sur l’AP1000 le contraire de ce qu’ont fait les Français avec l’EPR. Ils ont pris un réacteur 1 300 MW et ont fait une analyse exhaustive des matériels à retirer pour accroître la fiabilité. Tout est passif : donc n’y a-t-il pas un inconvénient pour les essais périodiques ?
Jean Fluchère
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Automatc translation.
The AP1000 : a good reactor but a little less sure than the EPR.
Let’s talk about safety in Generation 3 models ?
The AP1000 seems less secure than the EPR. Why ? Because it has a fatal flaw because of the WENRA requirement. The containment enclosure fulfills a double safety role: 1) to confine if a primary accident occurs, 2) to provide the ultimate cooling function by spraying / evaporation on its external skin. If the containment enclosure turns out to be faulty, we lose these two non-redundant functions.
In addition the AP1000 takes less account of the plane crash.
Finally, the system of primary pumps with flooded rotor is fragile.
The vision of the “passive” has its limits. It’s not because it’s passive that it’s without fail …
The AP1000, choice overtaken ? Low Cost ?
WECNuclear made the AP1000 the opposite of what the French did with the EPR. They took a 1,300 MW reactor and did a thorough analysis of the equipment to be removed to increase reliability. Everything is passive: so is not there a disadvantage for periodic tests?
Jean Fluchère.
A lire ici
Par Jean-Luc Salanave.
https://www.sauvonsleclimat.org/fr/base-document.aire/hinkley-point-jls
Entre temps, en novembre 2017, une autre excellente nouvelle est tombée : le centre gauche et le centre droit vont cesser de prêcher pour une baisse des outils climatiques non intermittents. Le PCF et la droite n’avait jamais cédé à la facilité électoraliste. (Seuls FI-BH-EELV continuent à nier la science). La voie est ouverte pour la poursuite de la décarbonation en France et dans le monde grâce notamment aux EPR massivement déployés à la place du charbon et du gaz. Vive le climat !
2014 : Version étendue avec les graphiques.
#RenouvellementDesRéacteursNucléaires
Proposition de Hervé Nifenecker, président d’honneur de l’ONG Sauvons Le Climat.
Carte de la répartition des réacteurs.
Ils sont souvent regroupés: il y aura donc peu d’ennuis à remplacer 2X 900MW par un EPR (1650 MW)
Les sites sont bien dispersés (21), et ils sont déjà reliés au réseau,
donc il est assez facile de les interconnecter. L’EPR est bien dimensionné pour des pays comme la France ou l’Allemagne, moins bien pour un pays qui consomme moins d’életricité/Km2, comme sans doute pas mal de pays du tiers monde (mais ça va changer avec le développement et l’explosion démographique)
Sur l’EPR, il y a sans doute des points d’amélioration :
-Les cabinets d’étude adorent faire du neuf, sans se soucier des prix, alors que déjà le “palier 1400MW” avait interpelé.
-Mais les normes très durcies rendaient les très sûrs 900 MW obsolètes (malgré leur unique accident: TMI, qui n’avait pas eu de conséquence sensible et malgré les mesures prises à la suite de cet accident).
-Donc on a voulu compenser les augmentations de prix induites en faisant plus gros.
-symptome donc “concorde”, mais aussi les exigences allemandes qui avaient mis en avant leur “Konvoi”.
Un EPR rationalisé sera in fine excellent. Les bureaux d’étude ont bien sûr à nouveau la tentation de tout reprendre, et ne semblent pas considérer que c’est un problème d’avoir 17 dimensions de portes dans l’EPR tel que celui de Flamanville.
Le mieux est l’ennemi du bien,
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Tous nos sites actuels peuvent recevoir un EPR en remplacement de 2 unités de 900 MW. Et le réseau THT est structuré en fonction des ces gros points d’injection.
La seule difficulté est qu’il ne serait plus possible de faire du refroidissement direct à partir du fleuve.
Les contraintes de différence de températures amont aval ont été durcies depuis l’époque Bugey. Il faudrait donc passer sur aéroréfrigérant partout.
Si nous voulons rivaliser avec les Russes, il faut un outil du style 7 milliards d’euroset 7 ans de délais de construction par EPR. Soit 5 G€ / GW comme l’annonce EDF. Avec la courbe d’apprentissage , c’est tout à fait possible.
A Flamanville, nous avons cumulé trois sources de retard et de surcoût:
1- l’adjonction pendant la construction des modifications post Fukushima,
2 – le fait que nous avons négligé le contrôle qualité en usine. Par exemple, les plots supports du pont tournant ont du être rebutés au moment du montage. Résultat, 1 an de retard et 1 Mds d’€. Or depuis cette affaire le contrôle qualité en usine se remet en place avec des équipes pointues du CEIDRE,
3- La tête de série est toujours une source de surprises et la complexité du design de l’EPR n’a pas facilité la réalisation.
Mais Taishan en Chine est très encourageant.
Un travail sur la préfabrication est possible et aussi une source de gain de temps mais ce n’est pas évident. Il doit tout de même y avoir des possibilités au niveau de l’ingénierie.
Mais prudence. Les vendeurs de Westinghouse disent que l’AP 1000 coute 4 Milliards $ et 4 ans de délais ! Voir Vogtle aux USA et la déconfiture de Toshiba. En outre, certains sont persuadés que l’AP 1000 n’est pas un 3 G et qu’il souffre d’un défaut de conception rédhibitoire en situation de fusion de cœur.
Conclusion.
L’EPR est un produit bien adapté à la France, qui a un réseau très puissant, ainsi qu’à tous les pays dans le même cas. Arrêtons donc de le dénigrer, c’est le bon réacteur pour les 30 années qui viennent car les réacteurs de génération 4 ne seront industrialisables qu’au-delà de 2050 ! Il faut simplement en simplifier/optimiser les aspects réalisation et surtout construction sur site pour réduire les délais, donc les intérêts intercalaires qui pèsent beaucoup sur le coût global. Ce n’est pas mission impossible. Et il n’y a pas d’alternative facile.
Reste que l’EPR est trop puissant pour les besoins d’exportation hors des grands pays à forts réseaux et besoins massifs d’électricité (Chine, Inde et quelques autres). Il faut donc lui adjoindre un réacteur de la gamme des 1 100-1 200 MW du type ATMEA 1 ou autre (Hualong 1 chinois ?). Mais toujours dans la filière REP qui est sûre, largement éprouvée et sans doute la moins chère pour de longues années encore.
Cependant…
Sur le marché du nucléaire : les Russes et KEPCO sont en train de rafler le milieu de gamme. Mais l’EPR pourrait bien rafler le haut-de-gamme: prestige, sécurité, flexibilité. Supposer, comme certains l’osent, que le haut-de-gamme n’existe pas et qu’il y aurait dans la production d’électricité une prime au moins-disant, c’est négliger une niche importante. En fait, c’est un “winner takes all”. Il n’y a la place que pour un modèle haut-de-gamme et le premier sur le marché raflera la mise. TOSHIBA perdra tout, sauf si un gros incident se produisait à Taishan ou Flamanville. L’attention d’EDF doit donc se porter sur les réussites de ces deux démarrages, Tout le reste n’est que littérature. Changer de positionnement se ferait au bénéfice de KEPCO et ROSATOM et changer trop tard de stratégie serait suicidaire pour EDF.
PS : pour le planning de remplacement en France, voir ici https://eprfanzone.wordpress.com/2017/11/12/planning-de-renouvellement-du-parc-decarbone-francais-par-des-epr-proposition-simplifiee/
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Automatic translation in english
In France, EDF will have no trouble replacing 2X 900MW with an EPR.
Map of the distribution of the reactors.
They have often been regrouped: there is no trouble to replace 2X 900MW with an EPR (1650 MW)
The sites are well dispersed (21), and they are already connected to the network, so it’s easy enough to interconnect them. The EPR is well sized for countries such as France or Germany, less well for a country that consumes less electricity / Km2, as probably a lot of third world countries (but it will change with development and population explosion)
On the EPR, there are probably points for improvement:
-Studies love to do something new, without worrying about prices, while already the “1 400 MW generation” had interpellated.
-But the very hardened standards made the very safe 900 MW obsolete (despite their only accident: TMI, which had no significant consequence and despite the measures taken as a result of this accident).
-So we wanted to compensate the price increases induced by making bigger.
-symptom therefore “concord”, but also the German requirements that had put forward their “Konvoi”.
A rationalized EPR will ultimately be excellent. Of course, the design offices are again tempted to start over again, and do not seem to consider that it is a problem to have 17 dimensions of doors in the EPR such as that of Flamanville.
The best is the enemy of good,
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All our current sites can receive an EPR to replace 2 x 900 MW units. And the THT network is structured according to these big points of injection.
The only difficulty is that it would no longer be possible to do direct cooling from the river.
Downstream upstream temperature difference constraints have been tightened since Bugey times. It should therefore pass on air cooler everywhere.
If we want to compete with the Russians, we need a 7 billion $ style tool and 7 years of construction time by EPR. That is 5 G € / GW as the EDF announcement. With the learning curve, it’s possible.
In Flamanville, we have accumulated three sources of delay and extra cost:
1- the addition during the construction of the modifications post Fukushima,
2 – the fact that we neglected quality control in the factory. For example, the support studs of the swing bridge had to be rejected at the time of assembly. Result, 1 year late and 1 billion euros. However, since this affair, quality control in the factory has been reinstated with the specialized teams of CEIDRE,
3- The seed is always a source of surprises and the complexity of the design of the EPR did not facilitate the realization.
But Taishan in China is very encouraging.
Work on prefabrication is possible and also a source of time saving but it is not obvious. There must still be opportunities at the engineering level.
But be careful. Westinghouse sellers say the AP 1000 costs $ 4 billion and 4 years of delay ! See Vogtle in the US and the collapse of Toshiba. In addition, some are convinced that the AP 1000 is not a G3 and that it suffers from a crippling design defect in a situation of core meltdown.
Conclusion.
The EPR is a product well suited to France, which has a very powerful network, and to all countries in the same case. Let’s stop denigrating it, it’s the right reactor for the next 30 years because the Generation 4 reactors will only be industrialized beyond 2050! . Simply simplify / optimize aspects realization and especially on-site construction to reduce delays, so the intermediate interests that weigh heavily on the overall cost. It’s not impossible mission. And there is no easy alternative.
Still, the EPR is too powerful for export needs outside large countries with strong networks and massive electricity needs (China, India and a few others). It is therefore necessary to add a reactor of the range of 1,100-1,200 MW type ATMEA 1 or other (Hualong 1 Chinese?). But still in the REP sector which is safe, widely tested and probably the cheapest for many years yet.
However…
On the nuclear market: the Russians and KEPCO are taking the middle of the range. But the EPR could well grab the top-of-the-range : prestige, security, flexibility. Assuming, as some people dare, that the high-end does not exist and that there would be a premium in electricity generation at least, it neglects an important niche. In fact, it’s a “winner takes all”. There is only room for a top-of-the-range model and the first on the market will grab the bets. TOSHIBA will lose everything unless a big incident occurs at Taishan or Flamanville. EDF’s attention must therefore be focused on the success of these two starts, All the rest is just literature. Changing positions would benefit KEPCO and ROSATOM, and changing strategies too late would be suicidal for EDF.
Article de la SFEN sur l’organisation du chantier :
http://www.sfen.org/fr/rgn/hinkley-point-cgn-croit-en-la-technologie-epr-et-en-le-leadership-dedf
Petit rappel historique.
Il faut garder en tête que l’EPR s’appelait à l’époque European Pressurized reactor, avant de devenir Evolutionary Pressurized reactor. Il allait de soi que l’EPR devait être répondre aux attentes d’EDF et des électriciens allemands, ainsi qu’aux exigences des Autorités de sûreté françaises et allemandes. C’est sans grande surprise qu’il en est sorti un modèle compliqué, parlant aussi bien l’allemand que le français, mais c’était l’équation imposée dès le départ.
Faire porter le chapeau à Siemens serait excessif. Siemens et Framatome ont conçu dans la douleur un produit répondant au cahier des charges qui leur était imposé. Le chapeau est donc à faire porter à la politique française d’avoir choisi une coopération avec un pays dans lequel on savait qu’il était hors de question de construire du nucléaire. (Il semble que dans les années 90 les Verts allemands étaient encore plus forts qu’aujourd’hui.)
L’EPR est donc incroyablement fiable, et ne doit plus inquiéter les citoyens tant l’excellence est atteinte à ce niveau de sureté.
(Pour mémoire :
L’accord avec Siemens résulte de l’échec du rachat de Westinghouse par Framatome…
CBS vendait Westinghouse, Framatome a misé trop bas et BNFL a gagné, puis a racheté Combustion Engineering qu’il a fusionné avec Westinghouse.)
@edfehinkleyc in UK :
60 years: EPR =740 TWh
CAPEX = 14€/MWh for 10 G€ for 1 EPR.
And for 5 G€/GW as EPR NM planed cost ? And for 80 years ? 100 years ? Less !
The EPR will provide 22% more electricity than a traditional reactor (for the same amount of fuel) and reduce waste by MWh by about 22%.
Market price (with social cost of carbon +capital cost of capacity) =£72/MWh(=-20%) Profitability : 9,2% in UK, more in France in the future.
(If 4 years late in UK (cost= +3,5 B€) so Profitability = 7,8%)
60 ans d’EPR = 740 TWh
CAPEX = 14€/MWh pour 10 G€ pour 1 EPR.
Et pour 5 G€ /GW comme l’EPR NM le prévoit pour son coût ? Et pour 80 ans ? 100 ans ? Encore moins que cela !
L’#EPR fournira 22% d’électricité en plus qu’un réacteur traditionnel (pour une même quantité de combustible) et réduira d’environ 22% les déchets au MWh.
https://fr.m.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9acteur_pressuris%C3%A9_europ%C3%A9en
Prix du marché UK (avec coût social du carbone + coût en capital) = £ 72 / MWh (c’est à dire 20% de moins)
Rentabilité: de l’EPR : 9,2% au RU pour cette nouvelle tête de série, et davantage en France dans le futur.
(si 4 ans de retard pour le démarrage de l’EPR : le coût augmente de +3,5 G € et la rentabilité diminue alors à 7, 8%)
(Offshore wind = £137/MWh,+ £ X… for intermittency (HP= £92.50))
L’enjeu de l’EPR dépasse le citoyen.
Cette filière c’est potentiellement 2 Exa Wh (= 2 000 PWh = 2 000 000 TWh) pour 2 000 milliards de € Capex + Opex (sur 80 ans).
(Unités de valeur : https://fr.wikipedia.org/wiki/Ordres_de_grandeur_d’%C3%A9nergie)
Le déficit d’Areva ne représente donc que 0,005% de sa filière…? Une somme modeste finalement si le pari réussi et qu’il emporte les parts du marché mondiales qu’il est en droit d’espérer si le président français le soutien.
Comparatif entre la génération actuelle et l’EPR :
Avec un taux d’actualisation à 8% : les coûts de jouvence + les coûts post Fukushima: 55 G€ pour 20 ans supplémentaires pour 63 GW : soit 1 500 €/kW soit 47 €/MWh jusqu’en 2040.
A comparer à un EPR tête de série à 10,5 G€ soit 6 560 €/kW, soit 100 €/MWh.
Mais installer un seul EPR sur un site comme à Flamanville est non représentatif des économies d’échelle. Simplement pour des problèmes de coûts de construction, les installations des constructeurs sur site coûtent cher. En les faisant glisser vers la 2ème installation, il y a des gains importants. En outre, le REX d’un chantier sur l’autre a lieu immédiatement.
En outre, en exploitation, un seul réacteur sur un site pose les problèmes de la taille critique des équipes de maintenance et des équipes qui gréent les postes de commandement en situation accidentelle. D’autant que la pointe du Cotentin est un cul de sac électrique en France, donc plus onéreux à opérer.
Les sites “4 tranches” 900 MW seront plus aptes à recevoir 2 EPR. Les sites 2 tranches moins.
Il semble réaliste d’ici 2040 de stabiliser le prix à 7 G€ / EPR soit l’électricité à 70 €/MWh.
Donc, sans taxe ni réseau supplémentaire, un surcoût de moins de 15% sur notre facture d’électricité (contrairement aux ENR où le stockage impose un facteur 10 au moins en coûts à CO2 égal, dixit le polytechnicien chevronné JM Jancovici).
Annexe :
https://fr.wikipedia.org/wiki/Ordres_de_grandeur_d’%C3%A9nergie
Le Contrat Pour Différence de l’EPR (CpD, CfD en anglais), qu’est ce que c’est ? En quoi sauvera-t-il le #climat en rendant possible la relance du nucléaire par la prise en compte du ling terme par les États ?
Ce lien d’EDF étant cassé au 11/11/2017 : https://t.co/75mNg19MnB
Lire aussi l’article d’un nuclearo-sceptique ici :
http://energie-developpement.blogspot.fr/2016/07/CfD-contract-for-difference-EDF-Hinkley-nucleaire.html?m=1
Pour réintroduire de la justice dans le marché il faudra convenir d’un #CfD à 45 € /MWh.
#ContractForDifference
Pour le fond de cuve, contrairement aux REP où se trouvent l’instrumentation in core qui fait du puits de cuve une zone rouge, dans l’EPR, une fois le combustible complètement déchargé, le fond de cuve est accessible aux contrôles. D’où le traitement différent dans l’avis de l’ASN.
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quand le combustible est déchargé et les détecteurs in core dans leur protection biologique, le puits de cuve est classé orange mais nécessite une autorisation particulière et un temps d’exposition limité. En effet dans ce cas là, ce sont les détecteurs in core qui sont sources de rayonnements.
–
Quand le coeur est déchargé, les capteurs in core ne sont pas dans la cuve mais dans leur protection biologique. (Voir les 2 schémas)
Les capteurs in core sont insérés dans le combustible lors des campagnes de mesures fines du flux interne qui ont lieu périodiquement, normalement tous les mois.
Lorsque les relevés de flux sont terminés, ils sont retirés et placés à l’horizontale à coté du puits de cuve dans leur protection biologique. Des tubes qui font un arc de 90 ° leur servent de guidage entre la protection biologique et l’entrée par le fond de cuve.
Les relevés de flux sont envoyés au département calcul de coeur qui mesure les usures du combustibles à différentes hauteur d’une part et le changement de dureté du flux de neutrons en raison de la proportion en hausse des fissions du Pu auto-produit. Après quoi, le département calcul de cœur envoie au site les nouveaux éléments de réglage des chambres de mesures du flux extérieures à la cuve.
Rentrer les détecteurs in core en l’absence du combustible équivaudrait à avoir un “spaghetti” qui émergerait de 4 mètres au dessus des structures internes inférieures. Il y aurait de fortes chances pour qu’ils deviennent inutilisables. En effet un détecteur in core fait environ 10 cm de hauteur et à un diamètre légèrement inférieur au tube central du squelette de l’assemblage. Il est poussé et retiré par un téléflex. Ce détecteur et son téléflex étant soumis au flux de neutrons sont fortement activés d’où la position de repos dans une protection biologique importante.
Enfin quand le coeur est encore chargé, le combustible émet des neutrons retardés et c’est la raison pour laquelle le puits de cuve n’est déclassé en zone orange qu’après déchargement complet.
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