/ Réponses aux questions

Question de : Mazaud Mireille - ORADOUR 87520 - le 28/10/2005
Pour vous la démocratie participative c'est "cause toujours" ?

Pourquoi avoir caviardé un texte circulant sur le webb depuis des mois ?

Que ferez vous de l'uranium apauvri stocké à Bessines(87) ?

J'aimerai en savoir plus sur le réacteur BWR à sureté passive ?

Réponse de : EDF
L'uranium appauvri stocké à Bessines est la propriété de Cogema. Il est entreposé dans des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE) sous forme chimique stable U3O8, sous contrôle de la DRIRE.
Cet uranium appauvri constitue une option de ressource énergétique qui pourra être utilisée dans les réacteurs du futur (Génération 4) envisageables à l'horizon 2040.
Cet uranium appauvri représenterait, alors, plusieurs centaines d'années de production.

Concernant la dernière partie de votre question, voici quelques précisions sur le réacteur BWR à sûreté passive.
L’idée de base est d’utiliser de l’énergie gravitaire pour le fonctionnement des systèmes de sauvegarde. Cette option, qui permet de se passer de sources de puissance pour le fonctionnement des systèmes classés, conduit aussi à ne pas utiliser de générateurs Diesel classés. La conception repose donc sur une architecture à deux couches de systèmes :
- des systèmes non classés, actifs, disposant d’une alimentation électrique secourue au moyen de générateurs Diesel non classés.
- des systèmes classés passifs, dimensionnés avec toutes les contraintes appliquées aux systèmes de sauvegarde. Ces systèmes n’interviendraient qu’après défaillance de tout ou partie des systèmes de sûreté précédemment mentionnés.

Cette approche permet en pratique de déclasser plusieurs systèmes supports qui sont des systèmes de sauvegarde dans les conceptions traditionnelles.
L’approche passive permet une simplification notable de le conception des systèmes de sauvegarde. Les contreparties de cette simplicité sont :
- des contraintes d’installation sur les circuits fluides : la circulation des fluides étant assurée par les forces de gravité, il est impératif que les réservoirs et les sources froides soient situées au dessus des zones qu’elles doivent desservir. Ainsi, l’évacuation de la puissance résiduelle du confinement se fera généralement par le biais d’un réservoir d'eau de grande capacité placé en tête du confinement,
- des précautions particulières pour le dimensionnement des structures au séisme, principalement en raison de la présence de grandes masses d’eau dans les zones hautes des réacteurs,
- des dispositions de conception permettant de garantir un bon fonctionnement des systèmes en présence de forces motrices faibles et de réserves électriques limitées par la capacité des batteries.

Notre conception de la démocratie participative c’est de laisser à tous les citoyens les moyens d’influencer les choix techniques ayant des impacts importants sur l’environnement en posant des questions susceptibles de faire bouger ce qui peut apparaître comme des certitudes.
Dans une première approche, il s’agirait plutôt de « causer juste » que de « causer toujours ». Mais comme le débat porte sur une potentielle tête de série donc un équipement qui pourrait connaître des prolongements pendant des décennies, l’idée que la démocratie participative enclenche un débat durable de ces questions dans le pays n’est pas à écarter. Dans ce cas, il s’agirait moins de « cause toujours » que de « causer durablement ».
Votre question est imprécise. On peut supposer que le caviardage dont vous parlez concerne le retrait, pour cause de risque de compromission, de l’offre faite par le Réseau « sortir du nucléaire » de communiquer un texte couvert par le secret défense. Ce retrait de six lignes dans un texte occupant de nombreuses pages du « Cahier collectif d’acteurs » n’a rien ôté à ce texte, comme sa lecture en particulier l’affirmation de la page 90 : « L’EPR ne résisterait pas à un crash suicide-le prouve ».

Question de : CLOSON Daniel - Sainte Foy 69110 - le 04/11/2005
Quand y aura-t-il un EPR en bord de fleuve, là où est située la majorité des centrales européennes ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la capacité du réacteur EPR à fonctionner en bord de fleuve.
Le réacteur EPR peut fonctionner en bord de fleuve. Par rapport à un fonctionnement en bord de mer, seul le circuit de refroidissement principal serait modifié.

Néanmoins, aujourd'hui, seule la construction d'une centrale électronucléaire de type EPR sur le site de Flamanville, si celle-ci est confirmée à l'issue du débat public, est en projet.
Si la décision, en 2015, est de remplacer tout ou partie du parc actuel par du nucléaire, la construction de réacteurs EPR en bord de fleuve sera alors envisagée.

Question de : BONJEAN Audrey - VILLLEURBANNE 69100 - le 04/11/2005
Quel est le type de combustible utlisé ? (Mox ou traditionnel)

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le type de combustible qui serait utilisé pour le fonctionnement du futur réacteur EPR.

L’EPR offre la possibilité de fonctionner soit avec du combustible Uranium enrichi de type UOX comme sur l’ensemble du parc nucléaire actuel, soit avec du combustible MOX. Si le projet est confirmé à l'issue du débat public, il est prévu que le réacteur de Flamanville 3 fonctionne au moins les premières années avec du combustible traditionnel à base d'uranium enrichi.

Question de : PENEL Nicolas - LYON 69002 - le 04/11/2005
L'EPR résoud-il le problème des pertes d'énergie en ligne qui frappe les centrales nucléaires actuelles et l'EPR est-il capable d'adapter sa production à la consommation fluctuante ?

Réponse de : EDF
La première partie de votre question porte sur les pertes du réseau électrique très haute tension. Cette question est de la compétence du RTE (gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France).
Nous transmettons votre question à la Commission Particulière du Débat Public en charge du débat public sur le projet de ligne Très Haute tension Cotentin-Maine qui a lieu actuellement (www.debatpublic-thtcotentin-maine.org).

Pour ce qui concerne la seconde partie de votre question, le réacteur EPR, comme les unités de production électronucléaires existantes, pourra effectivement s’adapter à la demande des consommateurs.

Question de : BERAHA Robert - LYON 69004 - le 04/11/2005
Est-ce que les autorités de sûreté françaises et/ou allemandes ont influencé la mise au point de la conception de l'EPR?
Donner des exemples éventuellement.

Réponse de : EDF
Le réacteur EPR est le résultat d’une collaboration entre concepteurs, exploitants et autorités de sûreté français et allemands.
Les autorités de sûreté ont été associées dès la définition de la conception, et c'est le résultat de cette réflexion commune qui a abouti à toutes les évolutions majeures en termes de sûreté (les 4 trains de systèmes de sauvegarde, l'extension de la coque béton au-delà du bâtiment réacteur, le récupérateur de combustible fondu...)

Cette instruction se poursuit. Un certain nombre de demandes complémentaires ont d’ores et déjà donné lieu à des évolutions de la conception. Nous pouvons vous citer à titre d'exemple l’ajout d’un troisième train du système de refroidissement de la piscine combustible.

Question de : BENATEAU Gilles - MIRIBEL 01700 - le 04/11/2005
Lyon dispose d'une unité d'EDF chargée de déconstruire les anciens réacteurs (retour à l'herbe).
Lors des études et de la conception d'EPR, cette question de la déconstructrion a-t-elle été prise en compte ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la prise en compte de la déconstruction dans les études de conception d’EPR.

La question de la déconstruction a bien été prise en compte dans les études de conception de l’EPR, notamment :
- identification et classification des locaux et circuits en fonction de leur radioactivité pour en faciliter la future déconstruction ;
- choix des matériaux permettant de réduire la radioactivité des circuits pour en réduire le volume des déchets radioactifs (élimination des alliages riches en cobalt qui une fois activés deviennent fortement irradiant) ;
- Les installations sont conçues pour faciliter leur démontage.

Question de : PENEL Nicolas - LYON 69002 - le 04/11/2005
Le coffrage du réacteur de Tchernobyl fuit aprés quelques années : quelle garantie que le coffrage résiste avec le temps à un accident nucléaire même confiné sur le moment ?

Réponse de : EDF
Si votre question porte sur la tenue dans le temps du sarcophage de Tchernobyl. EDF n'a pas la compétence pour répondre à cette question.
Votre question nous permet toutefois de vous donner quelques précisions sur la différence de conception entre les réacteurs de type REP (technologie utilisée en France) et le réacteur de type Tchernobyl.

Quelques éléments :
- la réaction en chaîne reste maîtrisée quel que soit le niveau de puissance dans les réacteurs REP (ce qui n’est pas le cas pour les réacteurs de type Tchernobyl) ;
- le système de contrôle de la réactivité est efficace en moins de 2 secondes sur les réacteurs de type REP, contre 20 secondes pour les réacteurs de type Tchernobyl ;
- les centrales de type REP ont une enceinte de sécurité alors que les réacteurs de type Tchernobyl n’en possèdent pas, d'où la nécessité d'avoir eu à réaliser un coffrage suite à l'accident. Cette enceinte fait l'objet d'un contrôle permanent et de tests périodiques d'étanchéité. Tous les 5 ans, cette enceinte est testée à 5 fois la pression atmosphérique.

Question de : PENEL Nicolas - LYON 69002 - le 04/11/2005
La France est-elle le terrain d'essai du réacteur EPR et la population française a-t-elle vocation de financer le développement des intérêts de l'industrie du nucléaire et de tester la fiabilité du matériel, voire sa nocivité?

Réponse de : EDF
Le projet de construction d’un réacteur EPR a pour vocation de préparer le renouvellement du parc nucléaire actuel, en disposant d'un réacteur précurseur éprouvé et qualifié en France avant le lancement d'une éventuelle série en 2015.

Rappelons toutefois que l’énergie nucléaire est une énergie qui ne produit pas de gaz à effet de serre et ne dépend pas du prix du pétrole.

Par rapport aux centrales nucléaires actuelles, l’EPR, fruit de l'expérience française et allemande, produira 22 % d’énergie en plus pour une même quantité de combustible et avec encore plus de sûreté.

Question de : ROULLAND Michel - FLAMANVILLE 50340 - le 10/11/2005
L'agriculture à Flamanville est bien présente . Quelle conséquence aura l'EPR sur cette activité ? et sur toutes les petites propriétés ?

Réponse de : EDF
Le projet EPR aura un impact très limité sur l'agriculture.
La construction de l'usine elle-même ne requiert pas de nouvelles emprises de terres, le site ayant été prévu pour recevoir 4 unités de production dès son ouverture. De même comme les évacuations existantes d’énergie vers le poste de Menuel sont suffisantes, il n’y aura pas de nouvelles lignes à proximité de Flamanville.
Pour permettre l'accueil des personnels travaillant sur le chantier, le personnel des arrêts programmés des unités de production et les futurs personnels d'exploitation, une extension des capacités supplémentaires de stationnement est à l'étude : 2 hectares (ou 3 hectares maximum), en concertation avec les autorités locales.
Les documents d'urbanisme prévoient, par ailleurs, la réalisation de nouvelles voies de circulation notamment à Flamanville . Celles-ci sont en cours d'étude, elles devraient avoir un impact foncier et architectural limités et pourraient contribuer à une meilleure sécurisation du trafic à la tranquillité des hameaux et améliorer la gestion de la circulation des engins agricoles.

Question de : SANSON Françoise - EQUEURDREVILLE HAINNEVILLE 50120 - le 10/11/2005
La centrale nucléaire actuelle de Flamanville doit fermer quand ?
Actuellement, combien d' agents EDF travaillent sur cette centrale ?

Réponse de : EDF
Les deux réacteurs actuellement en activité sur le site de Flamanville ont été raccordés au réseau national d'électricité en 1985 et 1986. Ils ont été conçus pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années. EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Les deux réacteurs Flamanville 1 et Flamanville 2 devraient fonctionner au moins jusqu'en 2025 et 2026.

Aujourd'hui environ 680 salariés EDF travaillent sur les deux réacteurs en activité à Flamanville.

Question de : MARY Gilles - FLAMANVILLE 50340 - le 10/11/2005
Quel serait l'impact sur le plan d'occupation des sols ? (non l'EPR lui-même mais les constructions liées à l'accueil des populations y travaillant ) préservation du caractère rural de Flamanville ?
Préservation du site naturel / tourisme ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l’impact de l’EPR sur le plan d’occupation des sols de la commune de Flamanville.
Celui-ci relève de la responsabilité des élus de la commune. Nous savons que ce sujet est actuellement en cours de réflexion.
En ce qui concerne l’implantation de l’EPR proprement dite, si celle-ci est confirmée à l’issue du débat public, le site ayant été préparé pour quatre unités de production, dès son ouverture, il ne devrait pas être impacté d'une manière importante par le projet EPR.

Question de : BIHEL Catherine - LES PIEUX 50340 - le 14/11/2005
Cohabitation des travaux EPR et démantèlement de l'existant ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l'éventuelle cohabitation des travaux de construction du réacteur EPR et des travaux de déconstruction des réacteurs existants sur le site de Flamanville.

Aujourd'hui, le projet de construction d'une tête de série EPR à Flamanville fait l'objet d'un débat public. Si, à l'issue de ce débat, le projet est confirmé, les travaux de construction débuteront fin 2007. A cette date, la déconstruction des deux unités de production existantes ne sera pas à l'ordre du jour puisque ces unités auront une vingtaine d'années et qu'elles ont été construites pour une durée d'au moins 40 ans.

Question de : ALLAIN Louis - BARNEVILLE-CARTERET 50270 - le 14/11/2005
Votre postulat de construction est :
- les anciennes centrales nucléaires (40 ans de vie) sont à renouveler.
L'EPR prévoit-il dans sa construction, son futur démantèlement avec "facilité" et son coût en est-il connu ces décennies actuelles ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la prise en compte de la déconstruction dans les études de conception d’EPR et de son coût.

La question de la déconstruction a bien été prise en compte dans les études de conception de l’EPR, notamment par :
- l’identification et la classification des locaux et circuits en fonction de leur radioactivité pour en faciliter la future déconstruction ;
- le choix des matériaux permettant de réduire la radioactivité des circuits pour en réduire le volume des déchets radioactifs (élimination des alliages riches en cobalt qui une fois activés deviennent fortement irradiant) ;
- la conception des installations pour faciliter leur démontage.

Concernant le coût de la déconstruction, EDF le provisionne durant toute la phase d'exploitation pour ne pas le laisser à la charge des générations futures. Depuis l'origine du parc nucléaire, l'entreprise intègre ce coût dans le prix du kWh.
Une étude du Ministère de l'Industrie et du Commerce datant de 1991 a estimé le coût de référence à environ 15% des dépenses d'investissement pour les centrales à eau pressurisée (centrales actuelles et EPR). Cette évaluation confirme les hypothèses de la Commission PEON datant de 1979. L'étude OCDE/AEN de 2003 a conforté ces estimations.
Pair ailleurs, la Cour des Comptes a souligné le caractère détaillé et scrupuleux avec lequel EDF a évalué ces coûts, ainsi que leur cohérence avec l’expérience internationale.

Question de : GANDON René - EQUEURDREVILLE 50120 - le 14/11/2005
L'incorporation de neutrons dans les noyaux des atomes de plutonium conduit à des masses d'isotopes plus élevées. Jusqu'où allons-nous aprés 1.2.3 années de recyclage des MOX et quels sont le devenir et les conséquences de Ani241, cf252 et cm244 ?

Réponse de : EDF
Le plutonium se forme dans le combustible à l'uranium par captures successives de neutrons à partir de l'isotope U238 ; la fission des isotopes fissiles (Pu 239 et 241) contribuent déjà pour environ 35% à la production d'énergie du combustible initialement enrichi à l'uranium.
Le retraitement permet de séparer le plutonium résiduel (environ 1% en masse) et de le recycler dans des assemblages MOX avec une teneur aujourd'hui d'environ 7%. Ce recyclage contribue aujourd'hui à la production nucléaire à hauteur de 8 à 10%.
Après usage énergétique, le combustible MOX usé contient encore du plutonium résiduel (entre 4 et 5%) avec des isotopes pairs non fissiles en spectre thermique (Pu 240 et 242) dont la proportion se trouve encore accrue. Le retraitement du MOX est possible (il a déjà été pratiqué) mais un deuxième recyclage du plutonium dans les réacteurs actuels à spectre neutronique thermique, théoriquement possible, conduirait progressivement à des limites en terme de teneur globale en Pu et à des teneurs corrélatives encore plus importantes en actinides mineurs, notamment du curium.
Le plutonium contenu dans les combustibles MOX usés après recyclage pourra être réutilisé, après retraitement le moment venu, en tant qu'option de ressource à long terme pour permettre le démarrage de futurs réacteurs de Génération 4 à spectre rapide. Ces réacteurs permettent de valoriser davantage la fission des différents isotopes du plutonium et de valoriser plus complètement la ressource uranium.

Question de : DUREL Michel - l'ETANG BERTRAND 50260 - le 14/11/2005
Est-ce-que les 2 réacteurs actuelles fonctionneront en même temps que l'EPR ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l'éventuelle cohabitation du réacteur EPR et des réacteurs existants sur le site de Flamanville.

Aujourd'hui, le projet de construction d'une tête de série EPR à Flamanville fait l'objet d'un débat public. Si, à l'issue de ce débat, le projet est confirmé, les travaux de construction débuteront à partir de 2008. Le fonctionnement de ce réacteur étant alors prévu à partir de mi 2012. A cette date, les deux unités de production existantes fonctionneront encore puisque ces unités auront une vingtaine d'années et qu'elles ont été conçues, comme l’ensemble des unités du parc actuel, pour une durée minimale de 40 ans.

Question de : AMBROSIWIZ  - FLAMANVILLE - le 14/11/2005
Y aura-t-'il de nouvelles emprises de terres ? Si oui, le lieu et la superficie ?

Commentaire :
Coordonnées incompréhensibles, même aprés recherche dans l'annuaire des pages jaunes et des renseignement (12).

Réponse de : EDF
Dans le périmètre de la centrale, il n'y aurait pas de besoin de nouvelles emprises de terres, le site ayant été prévu pour recevoir 4 unités de production dès son ouverture. Néanmoins afin de permettre l'accueil des personnels travaillant sur le chantier, le personnel d'arrêt de tranche et ensuite le personnel d'exploitation de la troisième unité, des extensions des capacités de stationnement sont à l'étude : extension du parking sud vers l'est et création d'un parking à l'est sous les lignes.

L'amélioration et la sécurisation des dessertes routières dans le canton pourrait conduire à quelques acquisitions foncières limitées pour des aménagements de giratoires, d'intersections et/ou de rectifications de virages. Elles pourraient être complétées du fait de la réalisation de plusieurs voies nouvelles sur Flamanville et Les Pieux qui sont inscrites dans leurs documents d'urbanisme. Ces projets sont indépendants de l'EPR et se justifient par l'aménagement du développement des communes, l'augmentation du trafic et le souhait d'améliorer la sécurité et la tranquillité. L'EPR renforcerait encore naturellement leur utilité.

En tout état de cause, l'impact sur le foncier de l'adaptation des infrastructures ou des projets éventuels d'accueil et d'hébergement de nouveaux arrivants qui s'implanteraient sur le territoire du fait de l'EPR fera l’objet de concertations avec les acteurs locaux dans le cadre des programmes d’accueil du chantier, si le projet est décidé à l’issue du débat public.

Question de : MARY Giilles - FLAMANVILLE 50340 - le 14/11/2005
Quels aménagements (notamment routiers) sont prévus pour faciliter l'accès des personnes qui travailleront sur le site (pour son aménagement et son fonctionnement) sans nuire aux riverains concernant ces voies d'accès ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur les infrastructures d’accès prévues et leurs impacts pour les riverains.

L'accès normal à la centrale se fait par l'utilisation du RD650 puis du RD23. Cet accès existant a la capacité d'absorber les trafics liés à la construction de l'EPR.

Indépendamment de l'EPR le conseil général travaille en permanence à la sécurisation des accès : par exemple, amélioration du tracé entre Quettetot et Les Pieux, amélioration de la sécurité de certains carrefours (en particulier, réflexion en cours sur le carrefour de Diélette).

Cependant, la centrale de Flamanville n'est pas desservie aujourd'hui complètement par une voie départementale comme le sont la plupart sinon la totalité de tous les grands établissements industriels générant un trafic conséquent. Aussi, le conseil général a le projet d'assurer la maîtrise d'ouvrage d'une voie nouvelle de desserte du site, côté sud (réalisation, gestion et entretien), permettant un écoulement plus fluide du trafic, en direction de Les Pieux. Ce projet est inscrit de longue date au POS de Flamanville et repris dans son projet de PLU en cours d'examen.

Question de : JOSSELIN Kévin - le 16/11/2005
combien faut-il de temps à partir du moment où la centrale nucléaire est construite pour la démarrer?

Réponse de : EDF
7 mois environ sont nécessaires entre la mise en place du combustible dans le réacteur et le fonctionnement du réacteur à pleine puissance.

En complément, vous trouverez ci-après quelques éléments sur le planning de construction et de mise en service.
À la suite du débat public et de la publication du bilan de la CNDP, EDF prendra sa décision définitive sur le projet Flamanville 3. Si celle-ci est de poursuivre le projet, la construction des bâtiments industriels débutera après l’obtention du Décret d'Autorisation de Création et du permis de construire. Elle sera suivie par les montages et les essais. L’unité de production sera progressivement mise en service, avec des étapes-clés : chargement du combustible, première réaction nucléaire dans le réacteur (divergence), production du premier kilowatt heure sur le réseau électrique, enfin montée en pleine puissance. 57 mois sont prévus entre le premier béton et la pleine puissance, qui pourrait intervenir mi-2012.

Question de : DUMOULINB Pierre - TORCE 35370 - le 21/11/2005
Quel est l'interêt d'une centrale EPR par rapport nucléaire classique?

Réponse de : EDF
Votre question porte les avantages d'un réacteur EPR par rapport aux réacteurs actuellement exploités par EDF en France. En premier lieu, il est important de rappeler que le réacteur EPR est un réacteur à eau pressurisée, c'est à dire qu'il est du même type que ceux actuellement en exploitation en France. Il est le fruit d'une coopération franco-allemande. Il bénéficie d'une très large expérience nationale et mondiale ce qui lui permet d'intégrer à la conception les meilleures techniques disponibles au bénéfice de la sûreté et de son impact sur l'environnement. C’est un réacteur que l’on peut qualifier d’"évolutionnaire". C'est un peu comme dans l'industrie automobile ou aéronautique quand un nouveau modèle sort. Ce dernier est toujours basé sur le même principe mais il est encore plus sûr et plus respectueux de l'environnement que les modèles précédents. Nous vous proposons de vous reporter au dossier du maître d'ouvrage EDF réalisé pour le débat public qui consacre un chapitre entier sur les performances du réacteur EPR en terme de sûreté et d'environnement. Si vous ne possédez pas ce dossier, ce dernier est disponible soit sur le site de la Commission Particulière du débat public en charge de ce débat (www.debatpublic-epr.org), soit sur simple demande adressée à cette commission.

Question de : GENIN Patrick - LAVAL 53000 - le 21/11/2005
L'EPR N3 prévu est-il si novateur ?
Il ne présente pas un palier technologique présentant une réelle rupture par rapport aux centrales actuelles. Il faut savoir attendre

Réponse de : EDF
Le réacteur EPR est un réacteur à eau pressurisée, c'est à dire qu'il est du même type que ceux actuellement en exploitation en France, ce qui constitue un de ses atouts. Il est le fruit d'une coopération franco-allemande. Il bénéficie d'une très large expérience internationale, ce qui lui permet d'intégrer à la conception les meilleures techniques disponibles au bénéfice de la sûreté et de l’impact sur l'environnement.
Le réacteur est qualifié d’"évolutionnaire". C'est un peu comme dans l'industrie automobile ou aéronautique, quand un nouveau modèle sort. Il est toujours basé sur le même principe mais il est encore plus sûr, plus efficace et plus respectueux de l'environnement que les modèles précédents.

Une des alternatives au projet Flamanville 3 aurait pu être d’attendre les réacteurs de génération 4. Mais selon les experts, c’est au plus tôt à l’horizon 2040/2045 que ces réacteurs pourront équiper les centrales électronucléaires, avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté.
A cet horizon, toutes les centrales nucléaires françaises auront dépassé leur durée de vie de conception de 40 ans et 21 d’entre elles auront dépassé les 60 années de fonctionnement, ou en seront très proches.
Ainsi, attendre les réacteurs de génération 4 obligerait EDF à faire un double pari industriel sur la mise à disposition effective et compétitive des réacteurs de génération 4 dès 2040 et sur la prolongation significative de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires actuelles. C’est pour ces raisons que cette alternative n’a pas été retenue.

Question de : VOLTE Albin - PARIS 75013 - le 02/12/2005
Est-ce que l'EPR peut contribuer à la mise en oeuvre de réacteurs de génération 4, notamment ceux qui produiront de l'Hydrogéne qui pourrait être utilisé pour les transports et les pièces de consommation d'élèctricité ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la contribution du réacteur EPR à la mise en œuvre des réacteurs de génération 4.

L’EPR est un réacteur « évolutionnaire » en référence aux réacteurs du parc nucléaire actuel. C’est à dire que le réacteur EPR s’inscrit dans la continuité des réacteurs à eau pressurisée (REP) actuels tout en présentant un certain nombre d’améliorations en terme de sûreté et d’environnement.

Pour autant, « l’après EPR » se prépare déjà. En effet, à l’initiative du Département de l’Énergie (DOE) des USA, dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, États-Unis, France, Japon, Royaume-Uni et Suisse) se sont associés dans le cadre d’un forum international pour étudier les technologies nucléaires du futur. Le forum a retenu six projets de réacteurs. Tous ces projets sont « révolutionnaires » car leur technologie est très éloignée de celle des réacteurs actuels, EPR compris. Ils pourraient être disponibles en version industrielle vers 2040, selon les experts.

Quatre projets sont à neutrons rapides avec pour objectifs le recyclage des produits issus de la fission présents dans les combustibles usagés des réacteurs actuels et du réacteur EPR si le projet est confirmé à l’issue du débat public, voire des réacteurs de génération 4 à très haute température (cf ci-dessous).

Les deux autres projets sont des réacteurs non surgénérateurs mais qui, du fait de leur très hautes températures, pourront produire de l’hydrogène qui pourra être utilisée dans les transports.

Pour répondre précisément à votre question, la construction de l’EPR, réacteur de génération 3 et la recherche sur les réacteurs de génération 4 se poursuivent en parallèle, les temps d’élaboration et de maturation de ces projets étant très longs. Cependant, toutes les technologies de production d’électricité à partir d’énergie nucléaire se nourrissent des concepts existants pour chercher à les améliorer.

En ce qui concerne la production d’hydrogène, elle concerne le projet VHTR (Very High Temperature Reactor) qui fonctionnerait à très haute température (900 à 1500°C), condition essentielle pour produire de l’électricité de manière compétitive. Son concept est très différent de celui de l’EPR. Les difficultés techniques liées à la résistance des matériaux à de telles températures ne sont pas encore résolues à ce jour.

Question de : PRIEUR Michel - LIMOGES 87000 - le 12/12/2005
Quelle est la quantité d’uranium appauvrie qui résultera de l’enrichissement nécessaire au fonctionnement de l’EPR ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur les modalités d’enrichissement de l’uranium pour le combustible de l’EPR.
Nous ne disposons pas aujourd'hui des études détaillées de gestion optimisée du combustible pour l'EPR. Ces études seront faites dans le cadre de la rédaction du rapport provisoire de sûreté et permettront de prendre en compte les améliorations attendues en terme de rendement neutronique et de consommation d'uranium enrichi.

On peut néanmoins donner quelques ordres de grandeur à partir des estimations disponibles aujourd'hui et des hypothèses suivantes :
- une puissance électrique de 1600 MWe et un coefficient de production annuel moyen de 91%, soit une production moyenne annuelle électrique de 12,75 TWhe
- un rendement thermodynamique de l'ordre de 37%.

Concernant le combustible, on retient une plage de taux de combustion moyen compris entre 54 GWj/t et 62 GWj/t, pour des enrichissements en U235 respectifs compris entre 4,5 et 4,95% (et un taux de rejet en uranium appauvri de 0,3%).

Ceci conduit en moyenne à une consommation annuelle de combustible enrichi de l'ordre de 27t pour une gestion enrichie à 4,5% et 23 t pour une gestion enrichie à 4,95%.

Ceci correspond respectivement à une consommation moyenne d'uranium naturel de 272t et 262t et à une quantité d'uranium appauvri entreposé de 245t et 239t.

Globalement, pour alimenter les réacteurs des centrales nucléaires actuelles, l'uranium naturel est importé dans sa totalité, déduction faite du recyclage des matières valorisables que sont le plutonium, sous forme de MOX, et l'uranium issu du retraitement, qui présente un enrichissement voisin de l'uranium naturel, et qui peuvent représenter ensemble jusqu'à 20% environ des besoins à couvrir.

Question de : PRIEUR Michel - LIMOGES 87000 - le 12/12/2005
Pour faire fonctionner l’EPR, combien faut-il importer d’uranium supplémentaire et en quoi cela contribue à l’indépendance énergétique nationale ?

Réponse de : EDF
Vous vous demandez dans la première partie de votre question quel sera le volume d’uranium naturel à importer pour pouvoir faire fonctionner l’EPR.

Nous ne disposons pas aujourd'hui des études détaillées de gestion optimisée pour l'EPR. Ces études seront faites dans le cadre de la rédaction du rapport provisoire de sûreté et permettront de prendre en compte les améliorations attendues en terme de rendement neutronique et de consommation d'uranium enrichi.

On peut néanmoins donner quelques ordres de grandeur à partir des estimations disponibles aujourd'hui et des hypothèses suivantes :
- une puissance électrique de 1600 MWe et un coefficient de production annuel moyen de 91%, soit une production moyenne annuelle électrique de 12,75 TWhe
- un rendement thermodynamique de l'ordre de 37%.

Concernant le combustible, on retient une plage de taux de combustion moyen compris entre 54 GWj/t et 62 GWj/t, pour des enrichissements en U235 respectifs compris entre 4,5 et 4,95% (et un taux de rejet en uranium appauvri de 0,3%).

Ceci conduit en moyenne à une consommation annuelle de combustible enrichi de l'ordre de 27t pour une gestion enrichie à 4,5% et 23 t pour une gestion enrichie à 4,95%.

Ceci correspond respectivement à une consommation moyenne d'uranium naturel de 272t et 262t et à une quantité d'uranium appauvri entreposé de 245t et 239t.

Globalement, pour alimenter les réacteurs des centrales nucléaires actuelles, l'uranium naturel est importé dans sa totalité, déduction faite du recyclage des matières valorisables que sont le plutonium, sous forme de MOX, et l'uranium issu du retraitement, qui présente un enrichissement voisin de l'uranium naturel, et qui peuvent représenter ensemble jusqu'à 20% environ des besoins à couvrir.

Vous vous demandez également en quoi le fait d'importer de l'uranium participe à l'indépendance énergétique de la France.

La France ne produit plus d'uranium et l'importe de pays étrangers. Mais il faut savoir que les ressources d'uranium sont bien réparties géographiquement contrairement aux ressources fossiles pétrole et gaz, et se trouvent pour une grande part dans des pays stables (Canada, Australie).

Le risque d'une crise d'approvisionnement et par conséquent d'une envolée brutale des prix est donc extrêmement faible comparé au gaz et au pétrole.
Ensuite, il est important de noter que le minerai d'Uranium ne représente que 5% au maximum du coût de l'électricité produite par une centrale nucléaire, les 95% restants représentent de la valeur ajoutée créée majoritairement en France. A l’inverse, le gaz représente presque 70% du coût de l'électricité produite par une centrale à cycle combiné.

Ces deux éléments font qu’il existe un quasi-consensus pour que l’électricité d’origine nucléaire soit considérée comme participant à l’indépendance nationale. De plus le Ministère de l’économie et des finances calcule ainsi le taux d’indépendance énergétique.

A titre d'illustration de cette indépendance, si toute l'électricité d'origine nucléaire était produite par des centrales à cycle combiné à gaz (moyen dont le rendement énergétique est le meilleur aujourd’hui parmi les moyens de production à combustibles fossiles), la facture énergétique française augmenterait de l'ordre de 20 Milliards d'Euros par an (pour information cette facture énergétique était en 2004 de 30 Milliards d’Euros dont 24 Milliards d’Euros pour le pétrole - source MINEFI).

Question de : PAUMIER Hélène - SAINTE- GREVE 38120 - le 19/12/2005
Film EDF : au sujet du tunnel qui évacue l’eau et se termine par un diffuseur. Cette évacuation sert-elle en permanence ou bien à certaines occasions ? Merci de préciser le rôle de ce tunnel.

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la technique de rejets d’eau au large envisagée pour le réacteur EPR de Flamanville, si celui-ci est décidé à l’issue du débat public en cours.

Le fonctionnement de toute unité de production d’électricité thermique (fossile ou nucléaire) a besoin d’un apport d’eau pour refroidir ses installations.
Plus précisément, la vapeur produite (soit par le gaz, le pétrole, le charbon ou l’uranium) est dirigée dans la turbine accouplée à l’alternateur qui produit l’électricité. La vapeur, qui a perdu une partie de son énergie, est retransformée en eau pour être renvoyée vers le générateur de vapeur : elle se condense sur les tubes du « condenseur » (boîte traversée par plusieurs milliers de tubes froids où circule de l’eau de mer dans le cas d’un site en bord de mer).

Dans le cas du site de Flamanville, l’eau de mer qui refroidit le condenseur est aspirée dans le chenal et est rejetée via la galerie de rejets à plusieurs centaines de mètres du rivage. Cette galerie de rejet est donc utilisée en permanence, à partir du moment où la centrale produit de l’électricité.

Question de : EYMON Fabrice - LAVAL 53000 - le 29/12/2005
L'option nucélaire conditionne la distribution du courant produit par des lignes de Hautes et de moyennes tensions. Hors cette option, se traduit par la perte d'énergie dans la phase transport . Ne serait-il pas plus simple de favoriser les solutions qui évitent cet état ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le choix d’une production d’électricité décentralisée sur le territoire français plutôt qu’une production centralisée.

Le réseau de transport européen interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine électrique n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité dans la ville concernée. Rapidement l’intérêt de développer des systèmes solidaires de mutualisation est apparu : si l’on interconnectait les deux villes, et si une des deux centrales était hors service, celle qui restait pouvait alimenter l’autre ville. Le principe s’est étendu et les interconnections ont concerné les régions, puis les pays. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.

Le réseau de transport interconnecté européen permet le secours mutuel entre pays, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon le gestionnaire du réseau de transport d’électricité - RTE, les pertes sur le réseau 400 000Volts sont de 1% de l’énergie transportée). Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser la production d’électricité, c’est à dire de produire à chaque instant l’électricité la plus compétitive en fonction des différents moyens de production et des besoins des clients.

On peut ainsi privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante.

Grâce au réseau de transport, il n’est pas indispensable d’implanter les centrales sur les lieux mêmes de consommation.

Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrale appartient au producteur. Celui-ci a la charge de se raccorder au réseau de transport. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau électrique et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi (décret d’avril 2001).

Question de : CHATAIGNERE Daniel - LA CHAPELLE ANTHENAISE 53950 - le 29/12/2005
Quel est l'épaisseur de l'enceinte de confinement ?

Réponse de : EDF
L’enceinte de confinement du réacteur EPR est composée d’une enceinte interne et d’une enceinte externe.
L’enceinte interne a une épaisseur d’environ 1 mètre, est réalisée en béton précontraint et est recouverte une peau d’étanchéité métallique limitant encore les fuites dans l’espace entre-enceinte.
L’enceinte externe est réalisée en béton armé et a une épaisseur bien supérieure à 1 mètre.

Question de : FRY Muriel - LA DOREE 53190 - le 29/12/2005
Vive les études scientifiques sur le fondement des glaciers, de l'Atlantique et de l'artique . La montée du niveau de la mer . Quel sont les calculs qu'EDF a pris en compte pour tous les sites des centrales nucléaires ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur les marges prises par EDF pour protéger ses installations nucléaires en cas de montée du niveau de la mer.

Lors des études de conception, chaque site est analysé avec précision et l’inondation externe fait bien entendu partie des agressions étudiées.
Plus précisément, pour le site de Flamanville, la plate-forme où se situe les installations nucléaires est située 4,6 m au-dessus du niveau maximum imaginé (Cote Majorée de Sécurité qui correspond à la conjonction des aléas - « surcote marine millénale » et « houle »). Cette marge, que l’on retrouve sur chacun des sites nucléaires, est tout à fait suffisante pour faire face à une montée du niveau de la mer liée au réchauffement climatique.
En effet, cette augmentation du niveau de la mer est estimée dans le pire des cas à environ 90 cm dans l’hypothèse d’une augmentation de la température de 6°C d’ici à 1 siècle (source : rapport "changements climatiques : quels impacts en France" (publié par Greenpeace) chapitre 1.4 ("changements climatiques futurs globaux") rédigé par Hervé Le Treut, spécialiste reconnu de la question).

Question de : Chataignère Daniel - La Chapelle Anthenaise 53950 - le 08/01/2006
Même si le rendement espéré est de 37 %, ne serait-il pas judicieux de fonctionner en cogénération plutôt que de gaspiller de la puissance à réchauffer de l'eau de mer? Quelle est la puissance thermique nécessaire au refroidissement? (condensation de la vapeur, je suppose)

Réponse de : EDF
Vous posez la question de la capacité technique à faire de la cogénération avec une centrale nucléaire telle que l’EPR.

Une centrale thermique (classique ou nucléaire) produit de la chaleur dont seule une partie est transformée en électricité. Cette perte n’est pas due à une mauvaise conception ni à une mauvaise exploitation de la centrale, mais à cause de phénomènes thermodynamiques mis en évidence par Carnot (scientifique du 19e siècle qui a mis en évidence le deuxième principe de la thermodynamique).
L'objectif de rendement de Flamanville 3 est de 37%, ce qui signifie que 63% de l'énergie produite par le réacteur sera dissipée sous forme de chaleur.
Cependant cette chaleur est à relativement basse température (aux alentours de 35°C) et ne peut être utilisée pour le chauffage urbain par exemple.

EDF, avec les collectivités territoriales des sites d'implantation, réfléchit à une meilleure utilisation des rejets d’eau tiède de ses centrales. Nous pouvons citer par exemple, sur le site de Gravelines dans le nord de la France, l'utilisation des rejets thermiques du site pour la pisciculture et en particulier l'élevage de bars ou encore sur le site de Chinon en Touraine pour le chauffage de serres.
Il est pour le moment techniquement possible de faire des installations nucléaires mixtes qui produisent de manière sûre et économiquement viable de la chaleur à très haute température et de l'électricité. Mais dans ce cas, la production de chaleur se fait au détriment de celle de l'électricité. On prélève en effet de la vapeur avant qu'elle ne soit complètement détendue dans la turbine pour produire la chaleur qui est ensuite véhiculée jusqu'aux utilisateurs finaux par un réseau de tuyauteries.
A notre connaissance, il n'existe en Europe qu'une seule centrale nucléaire qui produise de la chaleur, en Suisse. Cette technique impose la proximité des lieux de production et de consommation. Elle présente en outre quelques inconvénients: un réseau de tuyauteries de grand diamètre, et l'interruption de la fourniture de chaleur quand la centrale est arrêtée (9% du temps pour l'EPR).

De plus, nos sites d'implantation sont situés à l'extérieur des agglomérations, pour des raisons pratiques. La centrale doit être implantée à proximité d'un cours d'eau ou de la mer pour permettre son refroidissement (même si l’on y faisait de la cogénération) et elle nécessite une surface au sol importante, de l'ordre d'une centaine d'hectares. De telles surfaces, à des coûts acceptables, ne se trouvent pas dans les zones fortement urbanisées, ce qui rend donc très difficile la cogénération pour le chauffage urbain avec de grosses unités de production centralisée de type nucléaire. On pourrait imaginer la cogénération pour des usages industriels de vapeur en grosse quantité. C’est le cas par exemple pour les industries papetières. Dans cette hypothèse, il serait alors nécessaire que l’industriel s’installe à proximité de la centrale. EDF est ouvert à de tels partenariats, qui ne se sont jamais encore concrétisés. Nous ne développons pas la cogénération sur tous les moyens de production, favorisant plutôt la cogénération à partir de centrales thermiques à gaz.

Question de : motycka alice - le 12/01/2006
Concrètement, qu'est ce que l'EPR va changer par rapport aux centrales de deuxième génération, je veux dire d'un point de vue technique?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur les évolutions techniques du réacteur EPR par rapport aux réacteurs de deuxième génération en fonctionnement en France.

En premier lieu, il est important de rappeler que le réacteur EPR est un réacteur à eau pressurisée, c'est à dire qu'il est du même type que ceux actuellement en exploitation en France. Il est le fruit d'une coopération franco-allemande. Il bénéficie d'une très large expérience nationale et mondiale ce qui lui permet d'intégrer à la conception les meilleures techniques disponibles au bénéfice de la sûreté et de son impact sur l'environnement.
C’est un réacteur que l’on peut qualifier d’"évolutionnaire".
C'est un peu comme dans l'industrie automobile ou aéronautique quand un nouveau modèle sort. Ce dernier est toujours basé sur le même principe, mais il est encore plus sûr et plus respectueux de l'environnement que les modèles précédents.

Nous pouvons citer par exemple :
- l’équipement de quatre systèmes de sauvegarde indépendants et géographiquement séparés permettant le refroidissement et le pilotage de l’installation en toute circonstance,
- le récupérateur de combustible fondu permettant de dissémination de la radioactivité en cas d’un hypothétique accident grave

Pour plus de détails, nous vous proposons de vous reporter au dossier du maître d'ouvrage EDF réalisé pour le débat public qui consacre un chapitre entier sur les performances du réacteur EPR en terme de sûreté et d'environnement. Si vous ne possédez pas ce dossier, ce dernier est disponible soit sur le site de la Commission Particulière du débat public en charge de ce débat (www.debatpublic-epr.org), soit sur simple demande adressée à cette commission.

Question de : Nifenecker Hervé - Vizille 38220 - le 15/01/2006
Débat Public EPR ( Interface Homme Machine et Automatisation)

Dans le cadre de l’évolution du degré d’automatisation des tâches d’exploitation, les orientations de conception pour la prise en compte du facteur humain dans la réalisation de la salle de commande soulèvent les questions suivantes :

1) L’accroissement du niveau d’automatisation complexifiant le contrôle commande, comment est assurée la validation du système de contrôle et de supervision (IHM, algorithmes et logiciels) pour la première mise en service ainsi que pour les évolutions (non régressions) ?

2) Comment avez vous décliné la norme CEI 61839 (2000) préconisant une décomposition fonctionnelle (plutôt que systémique) pour les moyens de contrôle et de commande destinés à l'opérateur ? Cette déclinaison facilite-t-elle pour l’opérateur l’identification, le repérage et la localisation des informations ainsi que la navigation dans les vues proposées ?

3) Conformément aux recommandations internationales (IAEA) pour le traitement d'alarmes : les voyants d'alarmes sont-ils intégrés dans les vues de l'imagerie ainsi que sur le synoptique mural ? Sinon pourquoi ? Est-on en conformité avec la norme CEI 62241 (2004) ?

4) Une visualisation dynamique et interactive permet-elle le suivi des automatismes & procédures en cours ? Si oui, cette visualisation permet-elle l'identification des dysfonctionnements en cas de perte d’un ou plusieurs automate(s) ?

5) Les interfaces proposées favorisent-elles les capacités de diagnostic et de reprise en main sur un dysfonctionnement mineur d’automatisme afin d’éviter un Arrêt d’Urgence inutile ? Sinon comment garantir une accroissement de la disponibilité en tenant compte du facteur humain ?

6) L’accroissement du niveau d’automatisation induisant inévitablement une perte de compétences au niveau des opérations masquées, des interfaces spécifiques sont-elles développées pour maintenir ces compétences au regard de la perte de pratique quotidienne ? Si oui, quelles sont leur nature ? Si non comment garantir une accroissement de la sûreté tenant compte du facteur humain ?

Réponse de : EDF
1) L’accroissement du niveau d’automatisation complexifiant le contrôle commande, comment est assurée la validation du système de contrôle et de supervision (IHM, algorithmes et logiciels) pour la première mise en service ainsi que pour les évolutions (non régressions) ?

Par rapport au palier précédent de centrales nucléaires (le palier N4), les évolutions sur le niveau d’automatisation concernent essentiellement :
- La mise en place de fonctions de limitation qui ont pour objectif de faire revenir le réacteur en état sûr avant de solliciter les automatismes de protection et de sauvegarde.
- L’automatisation de certaines séquences de conduite normales et accidentelles, est actuellement en cours d’étude.

La validation du système de supervision et de contrôle commande s’inscrit dans le cadre d’un processus d’évaluation en plusieurs étapes successives. Ces différentes étapes de validation prennent en compte les aspects Facteur Humain (FH).

Les principes et concepts de conduite informatisée ont déjà fait l’objet de 2 campagnes d’évaluation (en 2002/2003 puis en 2005) sur une maquette conforme aux spécifications d’Interface Homme Machine (IHM) de l’EPR permettant de commander une centrale simulée. Ces campagnes d’essais sont réalisées sur la base de scénarios de conduite normale, incidentelle et accidentelle, avec des équipes de conduite venant des différents paliers de centrales nucléaires du parc actuel. Les résultats de ces évaluations alimentent ensuite les étapes en aval du projet. D’autres évaluations complémentaires, avec également la participation d’équipes de conduite, sont programmées en 2006 et 2007. Elles concernent l’aménagement de la salle de commande, la rédaction des documents opératoires, ainsi que l’IHM associée aux séquences de conduite automatisées.

La validation d’ensemble des moyens de conduite de l’EPR, avant la mise en service sur site, débutera sur les simulateurs d’études EPR équipés d’une IHM représentative (à partir de 2008 pour la conduite incidentelle et accidentelle et à partir de 2009 pour l’ensemble de la conduite). Elle se poursuivra sur le simulateur de formation à partir de fin 2010.

La prise en compte du FH dans le projet EPR (conduite et autres métiers d’exploitation) et les phases d’évaluations des moyens de conduite associées font par ailleurs l’objet d’examens réguliers de la part de l’Autorité de Sûreté nucléaire française.

2) Comment avez vous décliné la norme CEI 61839 (2000) préconisant une décomposition fonctionnelle (plutôt que systémique) pour les moyens de contrôle et de commande destinés à l'opérateur ? Cette déclinaison facilite-t-elle pour l’opérateur l’identification, le repérage et la localisation des informations ainsi que la navigation dans les vues proposées ?

La norme CEI 61839 (« Centrales nucléaires de puissance – Conception des salles de commande – Analyse fonctionnelle et affectation des fonctions »), définit le processus d’analyse fonctionnelle et d’allocation des fonctions (à l’opérateur ou à un automatisme) pour la conception des moyens de contrôle et de commande. Elle a pour objectif d’identifier toutes les fonctions de commande et de s’assurer que l’IHM affectée à ces fonctions en sera un support correct pour les opérateurs.

La démarche de conception mise en œuvre pour le projet EPR s’inspire de la norme mais elle ne la décline pas en suivant les exemples de découpages fonctionnels proposés dans les annexes du document. En effet, les IHM qu’il faudrait associer à ces approches fonctionnelles de la conduite sont à l’heure actuelle assez novatrices. Elles sont au stade de la recherche à EDF ou au niveau international dans le domaine du nucléaire.

La structuration fonctionnelle retenue pour la conduite de l’EPR s’appuie sur un modèle des tâches décrivant l’ensemble des activités réalisées en salle de commande (prendre connaissance de l’état de l’installation, surveiller la tranche, suivre des interventions de maintenance, …). Ce modèle des tâches, avec les besoins de l’exploitant et quelques principes directeurs pour la conception issus du retour d’expérience du palier N4, a servi de base pour définir la structure de l’imagerie de conduite et définir les fonctionnalités du cahier des charges du contrôle commande.
Les choix de conception retenus font ensuite l’objet de campagnes d’évaluation régulières avec des équipes de conduite pour s’assurer de leur adéquation avec les activités réalisées en salle de commande.

3) Conformément aux recommandations internationales (IAEA) pour le traitement d'alarmes : les voyants d'alarmes sont-ils intégrés dans les vues de l'imagerie ainsi que sur le synoptique mural ? Sinon pourquoi ? Est-on en conformité avec la norme CEI 62241 (2004) ?

Tous les écrans de l’imagerie de conduite, y compris ceux du synoptique, comportent un « bandeau supérieur ». Dans ce bandeau supérieur, des voyants informent en permanence et en temps réel l’opérateur de la présence d’alarmes pour chacune des catégories d’alarmes retenues. Par ailleurs, un signal sonore avertit également l’opérateur de toute apparition d’une alarme.

La liste des alarmes est directement accessible et affichable sur tous les écrans de conduite et sur les images du synoptique. Elle comporte différents mécanismes de tri, de filtrage, et elle permet d’accéder aux fiches d’alarmes qui indiquent entre autres la conduite à tenir.

Le système de traitement d’alarmes est une évolution par rapport au système d’alarmes du palier N4 qui prend en compte son retour d’expérience. Une étude de conformité avec la norme CEI 62241 (« Centrales nucléaires de puissance – Salle de Commande Principale – Fonctions et présentation des alarmes »), parue en 2004, c'est-à-dire après que les choix de présentation des alarmes aient été réalisés pour l’EPR, est par ailleurs en cours de réalisation pour l’EPR .

4) Une visualisation dynamique et interactive permet-elle le suivi des automatismes & procédures en cours ? Si oui, cette visualisation permet-elle l'identification des dysfonctionnements en cas de perte d’un ou plusieurs automate(s) ?

Plusieurs types de visualisations actuellement prévues au niveau de l’imagerie de conduite permettent de suivre les automatismes et procédures en cours, de façon plus ou moins directe en fonction des activités en cours de réalisation et des images de conduite affichées sur les écrans :
· des images de suivi des séquences de conduite automatiques (actuellement en cours d’étude).
· des images de surveillance, dont certaines seront dédiées au suivi de l’état des régulations
· des images de commande des matériels. Ces images permettent également d’identifier les matériels qui sont sous la dépendance d’un automatisme ou d’une régulation (fonctionnement en mode automatique),
· des images d’état, qui permettent de suivre l’installation lors de l’exécution de procédures de conduite,
· des images de décomposition associées aux informations de synthèse, pour permettre aux opérateurs de facilement et rapidement comprendre comment ces informations ont été élaborées par le système,
· des modes opératoires informatisés (partie détaillée des procédures de conduite, la partie stratégie de conduite d’une procédure est quant à elle portée sur un support papier) comportant des outils de traçage (cochage informatique) pour suivre l’avancement des actions dans leur réalisation. Ces modes opératoires pourront également être utilisés (actuellement en cours d’étude) pour guider les phases de reprise en manuel d’un automatisme.
· le système de traitement des alarmes qui avertit entre autres les opérateurs sur le déclenchement des automatismes de protection et de sauvegarde, et les basculements en Normal/Secours.


5) Les interfaces proposées favorisent-elles les capacités de diagnostic et de reprise en main sur un dysfonctionnement mineur d’automatisme afin d’éviter un Arrêt d’Urgence inutile ? Sinon comment garantir une accroissement de la disponibilité en tenant compte du facteur humain ?

Les interfaces associées aux différents types d’automatismes doivent favoriser l’exploitation en temps réel par les opérateurs, ainsi que contribuer à la disponibilité de l’EPR. Leur spécification prend en compte les points suivants :
· les modalités de suivi des séquences automatiques : forme et contenu des informations sur les automatismes affichées dans l’imagerie de conduite,
· la compréhension par les opérateurs des actions réalisées par les automatismes sur les matériels et sur le process : suivi et degré de décomposition dans l’imagerie de conduite,
· les possibilités et modalités de reprise en manuel,
· les risques associés, sur le process et pour les opérateurs (perte éventuelle de compétence),
· la prise en compte du retour d’expérience d’exploitation sur des systèmes similaires.

L’accroissement de la disponibilité ne repose pas uniquement sur les automatismes. Il s’appuie également :
· sur les outils de surveillance et de détection mis à la disposition des opérateurs,
· sur l’utilisation des fonctions de limitation (spécificité EPR) qui ont pour objectif de récupérer automatiquement la tranche avant de solliciter les automatismes de protection et de provoquer un Arrêt Automatique du Réacteur.


6) L’accroissement du niveau d’automatisation induisant inévitablement une perte de compétences au niveau des opérations masquées, des interfaces spécifiques sont-elles développées pour maintenir ces compétences au regard de la perte de pratique quotidienne ? Si oui, quelles sont leurs natures ? Si non comment garantir un accroissement de la sûreté tenant compte du facteur humain ?

L’automatisation de séquences de conduite sur l’EPR est l’objet d’études approfondies. L’ensemble des séquences de conduite fait l’objet d’un examen attentif au cours duquel se pose la question de la plus value de l’automatisation par rapport à la réalisation des activités en manuel par les opérateurs. Lors de cet examen sont notamment étudiés le retour d’expérience des centrales déjà en exploitation, les gains potentiels, les risques et parades associés.

De manière générale, l’automatisation ne concerne que des séquences de conduite pour lesquelles l’opérateur n’apporte pas ou peu de valeur ajoutée par rapport à l’automatisme. Le fait de déléguer à la machine ces actions automatiques permet aux opérateurs de se focaliser sur d’autres tâches d’exploitation pour lesquelles ils apportent une forte plus-value, telle que la surveillance de l’installation.

L’interface homme machine (IHM) associée aux séquences de conduite automatisée est actuellement en cours d’étude. La conception de ces IHM, s’appuie sur les principes directeurs suivants :
· les opérateurs doivent être capables de comprendre ce que réalisent les automatismes, et de suivre l’avancement des séquences automatisées,
· les opérateurs doivent être en mesure de reprendre la main sans risques (identification des modalités et de points de reprise en manuel),
· les opérateurs doivent être capables de réaliser les séquences de conduite automatisées en manuel.

Question de : FOURCAUD Cyril - MARSEILLE 13006 - le 16/01/2006
Quelles seront les quantités de combustibles utilisées chaque année par l'EPR ?

Réponse de : EDF
Nous ne disposons pas aujourd'hui des études détaillées de gestion optimisée pour l'EPR. Ces études seront faites pour le rapport provisoire de sûreté et permettront de prendre en compte les améliorations attendues en terme de rendement neutronique et de consommation d'uranium enrichi.

On peut néanmoins donner quelques ordres de grandeur à partir des estimations disponibles aujourd'hui et des hypothèses suivantes cohérentes avec les informations fournies dans le dossier du débat public:
- une puissance électrique de 1600 MWe et un coefficient de production annuel moyen de 91%, soit une production moyenne annuelle électrique de 12,75 TWhe
- un rendement thermodynamique de l'ordre de 37%.

Concernant le combustible, on retient une plage de taux de combustion moyen compris entre 54 GWj/t et 62 GWj/t, pour des enrichissements en U235 respectifs compris entre 4,5 et 4,95% (et un taux de rejet en uranium appauvri de 0,3%).

Ceci conduit conduit en moyenne à une consommation annuelle de combustible enrichi de l'ordre de 27t pour une gestion enrichie à 4,5% et 23 t pour une gestion enrichie à 4,95%.

Ceci correspond respectivement à une consommation moyenne d'uranium naturel de 272t et 262t. et à une quantité d'uranium appauvri entreposé de 245t et 239t.

Globalement, pour alimenter le parc nucléaire, l'uranium naturel est importé pour sa totalité, déduction faite du recyclage des matières valorisables que sont le plutonium, sous forme de MOX, et l'uranium issu du retraitement, qui présente un enrichissement voisin de l'uranium naturel, et qui peuvent représenter ensemble jusqu'à 20% environ des besoins à couvrir.

Question de : BESLU Pierre - AIX EN PROVENCE 13100 - le 17/01/2006
A-t-on cherché, pour EPR, à réduire au niveau de la conception le champ de rayonnement autour des circuits, et plus précisément chercher à réduire l’exposition du personnel d’exploitation ?

Réponse de : EDF
Le réacteur EPR étant le fruit de l’expérience acquise depuis plus de 1300 années.réacteur tant en France qu’à l’extérieur de nos frontières, il bénéficie de toutes les meilleures techniques disponibles dans tous les domaines, et notamment sans le domaine de la radioprotection des travailleurs.

Pour les travailleurs, l’objectif visé pour la dosimétrie collective des intervenants pour les opérations d’exploitation et de maintenance du réacteur EPR est de 0.35 Homme.Sievert par an (en 2004, la performance moyenne du parc s'élevait à 0.8 HSv/an).
A la conception, des dispositions sont prises pour réduire cette dosimétrie, par exemple automatiser certaines opérations, ajouter des écrans protecteurs, faciliter le montage et le démontage ainsi que le démantèlement futur.

Enfin, aujourd’hui, tous les travailleurs sur une centrale, salariés d’EDF ou non, sont soumis à un suivi médical et l’exploitant veille à ce qu’ils ne soient jamais exposés aux rayonnements au-delà des limites autorisées. La dosimétrie reçue par un travailleur du nucléaire est en moyenne de 1,7 milliSievert par an (mSv/an) tandis que la loi préconise une dosimétrie maximale de 20 mSv pour les travailleurs du nucléaire.

Par ailleurs, sur l’ensemble des centrales nucléaires EDF, nous appliquons le principe de recherche systématique des moyens de réduire la dose reçue par les travailleurs aussi bas que raisonnablement possible (nous appelons cette pratique la méthode ALARA). Cela consiste a réaliser, en amont de tous les chantiers, une étude approfondie des risques et d’imaginer tous les moyens de réduire ces risques et d’en protéger les intervenants.

Question de : PERROUX Julien - TOULOUSE 31100 - le 30/01/2006
Quelle est la durée de vie réelle de la génération actuelle de réacteurs ? Pourrait-on attendre les réacteurs 4 (ou accélérer leur développement) au lieu de développer l’EPR ?

Réponse de : EDF
Les réacteurs du parc nucléaire actuellement en exploitation en France ont été conçus pour une durée de fonctionnement de 40 ans.

Le parc électronucléaire actuel d’EDF a la caractéristique majeure d’avoir été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité. Si chacune de ces centrales s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des centrales nucléaires existantes pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance.
Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3.

En effet, les centrales nucléaires évoluent tout au long de leur existence. Tous les matériels font l’objet d’un programme de surveillance et de maintenance, sont contrôlés périodiquement et rénovés ou, au besoin, remplacés. Toutes les modifications effectuées par EDF pour améliorer la sûreté des installations sont réalisées après accord de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (DGSNR) et sous son contrôle permanent.
Lors des arrêts décennaux, des visites approfondies des matériels permettent de déterminer leur aptitude pour la poursuite de l’exploitation pendant les 10 années suivantes. A l’occasion des ces arrêts décennaux, la DGSNR peut formuler de nouvelles exigences dont elle vérifie ensuite la bonne prise en compte par l’exploitant. Rien n’est donc acquis sur le long terme et EDF ne peut pas avoir la certitude qu’une unité de production fonctionnera au-delà de sa prochaine visite décennale.


En ce qui concernent les réacteurs de génération 4, une réflexion internationale est en cours. Leur mise au point pourrait intervenir aux alentours de 2040-2045 selon les experts et ne pourrait donc pas remplacer les premiers réacteurs actuels qui pourraient s’arrêter à partir de 2020.

En effet, à l’initiative du Département de l’Énergie (DOE) des USA, dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, États-Unis, France, Japon, Royaume-Uni et Suisse) se sont associés dans le cadre d’un forum international baptisé “Génération 4” pour étudier les technologies nucléaires du futur. Le forum a retenu six projets de réacteurs.
Quatre systèmes sur six sont à neutrons rapides et cinq font appel au cycle fermé, avec comme objectif le recyclage intégral des actinides présents dans les combustibles usagés.
Les principaux défis à relever pour permettre le développement industriel des réacteurs de génération 4 sont considérables. Ils portent notamment sur la conception de nouveaux cœurs (en particulier pour les réacteurs rapides à gaz), le développement de matériaux résistant à des produits très corrosifs (par exemple le plomb ou l’eau supercritique) et/ou à de très hautes températures (supérieures à 1 000°C pour le VHTR), la maîtrise des risques d’instabilité neutronique et thermo-hydraulique.

Comme l’ont précisé les experts nationaux participant au forum Génération 4, c’est au plus tôt à l’horizon 2040/45 que ces réacteurs pourront équiper des centrales électronucléaires, avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté.
À cet horizon, toutes les centrales nucléaires françaises auront dépassé leur durée de vie de conception de 40 ans et 21 d’entre elles auront dépassé les 60 années de fonctionnement, ou en seront très proches.

Attendre les réacteurs de génération 4 pour renouveler les centrales existantes est un pari industriel risqué qui ne satisfait pas aux orientations de politique énergétique du pays.

En effet, le risque est fort que les centrales électronucléaires de génération 4 prennent du retard et qu’il soit nécessaire d’arrêter les centrales actuelles à 60 ans, voire avant. Il faudrait alors acheter de nombreuses unités de substitution utilisant du gaz ou du charbon importés, pour produire massivement de l’électricité. Ceci remettrait en cause les objectifs de la politique énergétique du pays et affecterait en particulier l’indépendance énergétique de la France. Le recours à des unités thermiques de substitution présente en outre deux inconvénients supplémentaires : une production massive de gaz à effet de serre et un renchérissement des coûts de production par rapport à ceux du nucléaire, compte tenu de la raréfaction des combustibles fossiles et de la concentration géopolitique de leur approvisionnement.

Au vu des incertitudes sur la date de mise à disposition du premier réacteur de génération 4, EDF, en tant qu’industriel responsable, ne peut pas se permettre d’attendre sans sa mettre en capacité de répondre à la demande le moment venu.
La construction dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettrait ainsi à EDF d'être prêt lorsqu'il devra renouveler de son parc de production actuel.

Question de : CHERBONNIER Gildas - Angers 49100 - le 31/01/2006
Bonjour,
je vois que le rendement du "nouveau" réacteur n'est que de 35% environ. N'est-ce pas médriocre?

Pour 1600 MW fournis, la centrale consomme 4570MW dont 2970MW servent à chauffer l'environnement... Avec le rechauffement climatique, n'est-ce pas osé de recracher autant de chaleur?

L'EPR est disponible à 91% du temps. Il est donc capable de produire 1600M*24*365*0.91= 12 754 TWh soit l'électricité pour 1,7 millons de personne (en considérant la consommation moyenne par an et par habitant de 7366 KWh). Par contre 2970M*24*365*0.91= 23 687Twh soit l'électricité pour 3,2 millions de personnes (1/3 de la région parisienne) sont rejetés principalement sous chaleur dans la mer... Ne serai-il pas possible d'avoir de meilleur rendement ou bien alors de pratiquer la co-génération?

Merci de vos réponses.

PS: toutes les données sont tirées du document EDF

Réponse de : EDF
Vous posez un certain nombre de questions à propos des performances prévues pour le réacteur EPR en matière de rendement et sur ses capacités à faire de la cogénération.

Le rendement prévisionnel de Flamanville 3 est de 37%, ce qui signifie que 37% de la chaleur produite par le réacteur est récupérée pour produire de l’électricité. Les 63% restants sont rejetés sous forme d’eau de mer aux alentours de 35°C. Cette température est trop basse pour le chauffage urbain.
L’eau de mer réchauffée peut cependant être utilisée pour d’autres usages tels que la pisciculture, en particulier l'élevage de bars (à Gravelines dans le Nord de la France), ou le chauffage de serres (à Chinon en Indre et Loire). EDF réfléchit à d’autres applications en liaison avec des entrepreneurs locaux.

La production de chaleur à plus haute température combinée avec la production d’électricité est envisageable pour les centrales nucléaires. Le Canada, le Japon, la Suisse et plusieurs pays de l’Europe de l’Est le font ou l’ont fait en toute sûreté. Cependant cela reste l’exception puisque moins de 1% de la chaleur produite par les centrales nucléaires est employée pour le chauffage urbain ou pour la fourniture industrielle de chaleur.

La production de chaleur à haute température se fait en prélevant de la vapeur à différents étages de la turbine, donc au détriment de la production d’électricité.
Cette vapeur est utilisée dans un échangeur de chaleur pour produire soit de la vapeur soit de l’eau chaude dans un circuit indépendant qui dessert les utilisateurs. Cette disposition, qui est commune à toutes les centrales de cogénération, permet d’avoir des réseaux « fournisseurs » et « clients » complètement séparés.
On peut ainsi obtenir de la vapeur à haute pression pour les usages industriels (de 10 à 70 bars avec des températures jusqu’à 250°C) ou pour le chauffage urbain (quelques bars et des températures de 100 à 150°C).
Si théoriquement, il est simple d’envisager cette production combinée, la mise en œuvre pratique pose des problèmes techniques et limite les utilisations potentielles car la chaleur se transporte très mal, quelques kilomètres au maximum, et impose donc d’avoir les centres de consommation à proximité immédiate de la production. De plus, les clients exigent la continuité de fourniture, ce qui impose d’avoir plusieurs unités capables de produire de la chaleur, pouvant chacune prendre le relais en cas d’arrêt d’une autre d’entre elles.

Pour ce qui concerne le chauffage urbain, les infrastructures de distribution de la chaleur sont très importantes et très coûteuses (réseaux de tuyauteries de gros diamètre, échangeurs). De plus, l’aspect saisonnier de la fourniture ne rend cette option intéressante que dans les pays aux hivers très froids et très longs. Enfin, les centrales nucléaires françaises étant situées loin des centres de consommation, les applications au chauffage urbain semblent très limitées.

Pour la fourniture de chaleur industrielle, les applications semblent plus prometteuses, mais il faut que les industriels viennent s’installer à proximité des centrales nucléaires, ou inversement. EDF a étudié plusieurs projets de ce type en association avec des industriels. La faisabilité technique a été établie, mais aucun de ces projets ne s’est concrétisé, malgré l’intérêt et l’implication d’EDF. Les industries susceptibles d’être intéressées par cette association doivent être grosses consommatrices de chaleur, par exemple des papetiers.

Dans le monde l’application la plus intéressante de cogénération avec une centrale nucléaire est le dessalement d’eau de mer. Le Japon et le Kazakhstan ont des installations qui ont prouvé leur efficacité et leur rentabilité.

Question de :  belpiou stéphanie - le 10/02/2006
quels sont les inconvénients de l'EPR ? les points négatifs ? si il y en a ! merci

Réponse de : EDF
L’EPR est le fruit d’une collaboration franco-allemande qui tire le bénéfice de quelques 1300 années d’expérience de fonctionnement de réacteurs nucléaires. Il intègre les meilleures techniques disponibles à ce jour tant du point de vue de la sûreté que du point de vue de l’environnement.

Ainsi du point de vue de la sûreté, nous pouvons noter par exemple :
- la présence de 4 systèmes de sauvegarde indépendants permettant le refroidissement du cœur du réacteur en toute circonstances et limitant encore le risque d’un accident ;
- l’ajout d’une coque en béton de forte épaisseur protégeant les bâtiments sensibles comme le bâtiment réacteur, le bâtiment combustible contenant les recharges de combustible neuf ou usé, ou deux des quatre bâtiments de sauvegarde ;
- dans le cas hypothétique d’un accident avec fusion du cœur, l’EPR intègre à la conception un récupérateur de combustible fondu permettant son refroidissement sur le long terme sans rejets radioactifs à l’extérieur.


Du point de vue environnemental, le réacteur EPR améliorera encore les performances environnementales des meilleurs réacteurs.
Par rapport à un réacteur actuel de 1300 MW, cela signifie :
- une réduction par 2 des rejets chimiques,
- une réduction, ramenée à l'énergie produite, de 30 % sur les rejets radioactifs liquides (hors tritium et carbone 14 qui sont équivalents)
- une réduction, ramenée à l'énergie produite, de 30 à 40 % pour les rejets radioactifs gazeux (hors carbone 14 qui sont équivalents)
- une réduction de 30 % sur les quantités de matières irradiées en réacteur (moins de déchets de haute activité).

En effet, la protection de l’environnement est un souci permanent d’EDF qui a divisé les rejets de ses unités de production électronucléaire par 50 pour les unités 900 MW et 100 pour les unités 1300 MW depuis la mise en service.
A noter également l’intérêt d’un parc nucléaire dans le contexte de réchauffement climatique dû en grande partie aux rejets industriels de gaz à effet de serre. Le kWh nucléaire, tout comme le kWh hydraulique, éolien ou solaire ne s’accompagne que de très faibles rejets de CO2.

Néanmoins, nous ne négligeons pas le problème des déchets radioactifs qui reste un sujet important pour l’industrie nucléaire. Et, en tant qu'industriel EDF est responsable légalement et financièrement des déchets qu'il produit.
Tous les déchets ont aujourd'hui une solution de gestion sûre, validée et contrôlée par l’Autorité de Sûreté.
Cette gestion des déchets nucléaires mise en place pour les réacteurs actuels sera reconduite pour l'EPR :
- les déchets de faible et moyenne activité (90 % des déchets nucléaires) sont conditionnés et stockés sur des sites de l'ANDRA (Agence Nationale pour la gestion des Déchets RAdioactifs).
- le combustible usé qui contient des déchets de haute activité à vie longue (10 % des déchets nucléaires) est retraité. Cette solution permet de séparer les matières valorisables contenues dans les combustibles usés (plutonium et uranium) et de les recycler comme combustible dans les réacteurs actuels. Les matières non valorisables sont quant à elles conditionnées et entreposées en toute sûreté dans des matrices de verre inerte, stable sur plus de 100 000 ans d’après les résultats des recherches effectuées sous la responsabilité de l’ANDRA.

La production d'électricité d'origine nucléaire nécessite chaque année la combustion de 1150 tonnes de combustible (1050 tonnes d'UO2 et 100 tonnes de MOX). La COGEMA traite et recycle chaque année 850 tonnes de combustible usé d'EDF (soit 80 % du combustible UO2 usé). Ce recyclage permet de récupérer 95 % de matières valorisables qui serviront à produire du combustible pour les réacteurs actuels (combustible MOX) ou futurs (réacteurs dits de génération 4).

La totalité des déchets produits non évacuables dans les stockages actuels de l'ANDRA est prise en compte dans l'inventaire de l'ANDRA dans le cadre de la loi de 1991 concernant les déchets de haute activité à vie longue.

Dans le cadre de la préparation de la loi fixant les orientations retenues pour la gestion de ces déchets, qui sera soumise au Parlement en 2006, un débat public s’est tenu le dernier trimestre 2005 (pour plus d'informations, le site www.debatpublic-dechets-radioactifs.org est à votre disposition).

Question de : VOLTE Albin - PARIS 75013 - le 21/02/2006
Les réacteurs de nouvelle génération n'ont pratiquement pas été abordés dans le débat, ce qui est regrettable pour 2 raisons :
1) ils répondent à de nombreuses critiques faites au cours du débat à l'encontre de l'énergie nucléaire :
utilisation pour les transports (production d'hydrogène), diminution très importante (facteur 100 à 1000) des déchets nucléaires les plus nocifs (actinides) avec la filière à Thorium, étudiée en France et déjà expérimentée après la guerre.
2) Ils nécessitent le fonctionnement préalable de réacteurs du type EPR pour leur démarrage.
3) Peut-on combler ce manque d'information, pour le moins avec quelques références ?

Réponse de : EDF
Comme vous le soulignez justement, les réacteurs de génération 4 sont étudiés pour apporter de véritables ruptures en matière de performance (optimisation du combustible, déchets, rendements…).

Sans la traiter techniquement, la question sur la génération 4 a régulièrement été évoquée durant les réunions du débat public et a notamment fait l’objet d’une réunion thématique sur le sujet à Toulouse le 25 janvier 2006. Les informations données à ce titre sont les suivantes.
À l’initiative du Département de l’Énergie (DOE) des USA, dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, États-Unis, France, Japon, Royaume-Uni et Suisse) se sont associés dans le cadre d’un forum international baptisé “Génération 4” pour étudier les technologies nucléaires du futur. Le forum a retenu six projets de réacteurs. Quatre systèmes sur six sont à neutrons rapides et cinq font appel au cycle fermé, avec comme objectif le recyclage intégral des actinides présents dans les combustibles usagés. Les principaux défis à relever pour permettre le développement industriel des réacteurs de génération 4 sont considérables. Ils portent notamment sur la conception de nouveaux cœurs (en particulier pour les réacteurs rapides à gaz), le développement de matériaux résistant à des produits très corrosifs (par exemple le plomb ou l’eau supercritique) et/ou à de très hautes températures (supérieures à 1 000°C pour le VHTR), la maîtrise des risques d’instabilité neutronique et thermo-hydraulique.

Comme l’ont précisé les experts nationaux participant au forum Génération 4, c’est au plus tôt à l’horizon 2040/45 que ces réacteurs pourront équiper des centrales électronucléaires, avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté.

Néanmoins pour disposer de plus amples informations, je vous propose de visiter le site Internet du Commissariat à l’Energie Atomique (www.cea.fr ), entité qui représente la France dans le « forum génération 4 ».

Question de : MULLER Jean-François - METZ CEDEX 1 57036 - le 21/02/2006
Compte-tenu que le nucléaire est un des éléments fort de notre politique énergétique et que d'autre part il est important d'évoluer techniquement et scientifiquement, comment concrètement EDF et AREVA font faire évoluer l'EPR 3 vers les réacteurs de 4 éme génération, notamment à boulet et très haute température ?

Note : (Je tiens à faire la remarque que la centrale de Cattenom organise une bonne communication vis-à-vis des populations environnantes)

Réponse de : EDF
Votre question porte sur les réacteurs de 4ème génération.
Alors que le réacteur EPR ,de génération 3, est un réacteur évolutionnaire, les réacteurs de 4ème génération seront des réacteurs « révolutionnaire » et donc de technologie totalement nouvelle.
En effet, le réacteur EPR est issu des réacteurs de 2ème génération (les réacteurs actuellement en fonctionnement en France). Cette caractéristique lui permet de bénéficier d’un très large retour d’expérience français et mondial. Il est ainsi, encore plus sûr, encore plus respectueux de l’environnement et encore plus économique, néanmoins, il relève de la même technologie.
A l’inverse, les réacteurs qui équiperont les centrales de 4ème génération ne seront plus basés sur le même principe (réacteur à eau sous pression). Ces nouveaux réacteurs sont encore au stade du développement et, à l’initiative du Département de l’Énergie (DOE) des USA, dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, États-Unis, France, Japon, Royaume-Uni et Suisse) se sont associés dans le cadre d’un forum international baptisé “Génération 4” pour étudier les technologies nucléaires du futur.
Le forum a retenu six projets de réacteurs. Quatre systèmes sur six sont à neutrons rapides et cinq font appel au cycle fermé, avec comme objectif le recyclage intégral des actinides présents dans les combustibles usagés. Les principaux défis à relever pour permettre le développement industriel des réacteurs de génération 4 sont considérables. Ils portent notamment sur la conception de nouveaux cœurs (en particulier pour les réacteurs rapides à gaz), le développement de matériaux résistant à des produits très corrosifs (par exemple le plomb ou l’eau supercritique) et/ou à de très hautes températures (supérieures à 1 000°C pour le VHTR), la maîtrise des risques d’instabilité neutronique et thermo-hydraulique. Comme l’ont précisé les experts nationaux participant au forum Génération 4, c’est au plus tôt à l’horizon 2040/45 que ces réacteurs pourront équiper des centrales électronucléaires, avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté.
Pour la France, c’est le Commissariat à l’Energie Atomique (CEA) qui participe aux recherches internationales.