1. Après Fukushima
24 avril 2012
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2. Après Fukushima - 24 avril 2012
Rappel de l’accident de Fukushima
Différences de conception BWR/PWR
Tests de résistance décidés au niveau européen
Résultats en Belgique et en France
Examens aux USA (Task Force USNRC)
Plan d’action AIEA
Quid du nucléaire ?
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3. RAPPEL DE L’ACCIDENT DE FUKUSHIMA
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4. Source : 16/03/2011 OECD/NEA
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5. 5

6. CHRONOLOGIE de L’ACCIDENT
Séisme de magnitude 9 à 14h46 :
- AAR, perte du réseau externe, démarrage des diesels de secours
- réacteurs et piscines correctement refroidis.
Tsunami : 46 minutes plus tard plusieurs vagues de 15 m de haut
- tous équipements de sûreté détruits (diesels, pompes de refroidissement,
tableaux électriques,…) sauf un diesel (avec aéroréfrigérant) du réacteur n°6.
Puissance résiduelle : n’est plus évacuée
- valeurs : 5% à 1 minute ; 1,5% à 1h ; 0,5% à 1j ; 0,15% à 1 m ; 0,03% à 1 an
- évaporation de l’eau, oxydation gaines Zr = production H, fusion cœurs 1 à 3
- explosion d’hydrogène dans le haut des bâtiments réacteurs.
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7.
Events sequence following earthquake (timing from it)
Unit 1 Unit 2 Unit 3
Loss of AC power + 51 min + 54 min + 52 min
Loss of cooling + 1 hour + 70 hours + 36 hours
Water level down to top of fuel + 3 hours + 74 hours + 40 hours
Core damage starts + 4 hours + 77 hours + 42 hours
Fire pumps with fresh water + 15 hours + 43 hours
+ 25 hours + 87 hours + 68 hours
Hydrogen explosion (not confirmed for unit 2)
service floor suppression chamber service floor
Fire pumps with seawater + 28 hours + 77 hours + 46 hours
Off-site electrical supply + 11-15 days
Fresh water cooling + 14-15 days
Sources : Rapport gouvernement japonais – juin 2011. / World Nuclear Association : Fukushima Accident 2011.
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8. CAUSES DE L’ACCIDENT
Au niveau conception :
- théories de sismologues japonais de renom : prédisent des failles multiples
au cours du temps, d’où relaxation des contraintes et tsunamis faibles :
5,70 m à la conception, plus que 14 m en réalité
- le REX (6 derniers siècles) indique des tsunamis d’amplitude supérieure à
10 mètres avec une période de retour d’environ 30 ans : a été ignoré
- Conclusion : croyance en des théories et oubli du REX = catastrophe !
Au niveau réglementation :
- l’organisme réglementaire (NISA) dépendait du Ministère de l’Industrie :
pouvoir limité vis-à-vis des exploitants
- nécessité de créer une Autorité de Sûreté indépendante, ce qui est en cours
- attention à ne pas verser dans le formalisme.
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9. 9

10. DIFFERENCES DE CONCEPTION BWR/PWR
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11. 11

12. Source : UK EPR – Generic Design Assessment
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13. DIFFERENCES DE CONCEPTION BWR/PWR
Eau de refroidissement du cœur :
- BWR : eau devient vapeur, actionne la turbine, condensée, retour au cœur
- PWR : eau cède sa chaleur dans le GV au circuit 2aire; tubes GV=barrière
Enceinte primaire :
- BWR : volume = 1/6 volume enceinte PWR, sous gaz inerte
- PWR : volume ~ 80.000 m³, résiste (p,T) à un LOCA, ajout de recombineurs H
Enceinte secondaire :
- BWR : c’est le bâtiment réacteur maintenu en légère dépression
- PWR : protection contre les AOE (chute d’avion,…), espace entre enceintes en
légère dépression et rejet filtré, est sur toutes les npp belges, pas tjs ailleurs
Piscine de combustible usé :
- BWR : en haut du BR (problèmes en cas de séisme et d’accès difficile)
- PWR : se trouve dans un bâtiment séparé
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14. AUTRES CARACTERISTIQUES DES CENTRALES BELGES
Révisions périodiques de sûreté :
- bilan actuel global de sûreté et extrapolation pour les 10 ans à venir
- prendre en compte toutes nouvelles connaissances (AOE site, R et D,…)
- améliorer la sûreté autant que raisonnablement possible
Prise en compte du REX national et international :
- examen des incidents survenus dans le monde (rapports IRS,…)
- le scénario de Three Mile Island (soupape pressuriseur bloquée ouverte) déjà
analysé pour Doel 1/2 et Tih.1. Mais TMI a montré l’ampleur des accidents
graves(hors conception), d’où procédures de conduite à développer : SAMG et
recombineurs d’hydrogène installés à la fin des années 90
- Tchernobyl non applicable tel quel, mais examen de causes (im)possibles
d’excursions de puissance
- Fukushima : cf tests de résistance
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15. AUTRES CARACTERISTIQUES DES CENTRALES BELGES
En 1975, la CSRI : prendre en compte les chutes d’avion (civil, militaire) et les
agressions externes (gaz toxiques, explosifs,…)
Doel 3 et 4, Tih.2 et 3 : 2ème niveau de protection dans bâtiments bunkérisés
(enceinte 2aire résiste à cet AOE), mêmes fonctionnalités que le 1er niveau :
contrôle-commande, diesels, alimentation GV, refroidissement, batteries,…
En 1985, Doel 1 et 2 et Tih. 1 améliorés lors de leur 1ère Révision Décennale.
Études probabilistes de sûreté ( EPS ) :
- analyse de sûreté déterministe d’accidents postulés avec des hypothèses
conservatives (études « enveloppes »)
- approche complémentaire de scénarios d’accidents avec défaillances multiples
et leur probabilité associée, d’où liste de scénarios avec endommagement du
cœur du réacteur (« core damage frequency ») et leur probabilité : quantifier
le risque résiduel , ce qui permet le choix entre différentes pistes d ’amélioration
Les EPS des centrales belges ont débuté en 1987.
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16. TESTS DE RESISTANCE ( stress tests ) EUROPEENS
Concerne les centrales nucléaires européennes
Événements initiateurs : séisme, inondation
- valeurs prises à la conception
- valeurs plus grandes : évaluation des marges
- points faibles / effets falaise
Perte des fonctions de sûreté
- alimentations électriques : externe et interne (SBO) , idem + tous moyens
supplémentaires
- source froide
- combinaison des deux
Gestion des accidents graves
- perte de refroidissement du cœur
- perte de refroidissement des piscines
- perte de l’intégrité de l’enceinte
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17. RESULTATS EN BELGIQUE ET EN FRANCE
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18. En Belgique
• AFCN et Parlement : stress tests aussi pour les autres INB (calendrier adapté) et
demandes complémentaires : chutes d’avion (terrorisme), gaz toxiques et explosifs,
ondes de choc, cyber-attaque.
• Séisme : valeurs prises en compte pour les 2 sites : voir figure 19
- résistance des équipements de sûreté au RLE : par jugement d’expert, marge faible
pour moins de 5% des équipements à Tih. 1 et 2, moins de 1% à Doel,
- enceintes, fondations et pénétrations : résistent à leurs RLE respectifs (Doel et Tih.),
- AFCN : demande un plan d’action détaillé pour les équipements à faible marge, et
porter attention à de possibles interférences (échafaudages,…) en cas de séisme.
• Inondation du site de Doel
- plate-forme à 8,86 m (polders voisins 5 m plus bas), digue à 11,08 m, marée haute
en moyenne = 5,08 m, valeur historique (1953) = 8,10 m, inondation 10.000 ans ~
9,35 m.
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19. Séismes des tests de résistance
Doel Tihange
1&2 3&4 1 2&3
R.D:
Séisme de conception 0,058g 0,1g 0,1g 0,17g
Séisme revu (ORM) 0,081g 0,23g
Séisme RLE (analyse des
marges) 0,17g 0,3g
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20. En Belgique
- Inondation si tempête plus forte que celle à 10.000 ans, ou tempête et rupture de
digue, avec très grosses vagues (cf. Blayais) ;
- Protection après alerte de tempête, et mise en œuvre d’équipements mobiles en plus
- Partie supérieure de la digue renforcée, sacs de sable et barrières mobiles disponibles.
• Inondation du site de Tihange
- crue de conception = crue historique (1926) + 20%, revue après crue de 1995 + 20%,
(soit 2615 m³/s tous les 400 ans), crue à 10.000 ans + 20% évaluée à 3488 m³/s ;
- niveau de la plate-forme = 71,35 m : site non inondé par la crue de conception ;
- rehausser le mur entourant le site pour la crue à 10.000 ans ;
- procédure d’alerte à partir d’un débit de 1500 m³/s ; (débit moyen hiver ~ 300 m³/s);
- arrêt des réacteurs si le débit prévu atteint 2500 m³/s dans les 12 heures ;
- mise en route des moyens non conventionnels présents sur le site (pompes mobiles,
diesels,…) ayant une autonomie de plus de 15 jours,
- protection volumétrique de chaque tranche.
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21. En Belgique
• Conditions climatiques extrêmes :
- très fortes pluies : inspection du réseau d’égoûts et réexamen de sa capacité,
- vents violents et tornades : couverts par les systèmes bunkérisés (2ème niveau de
protection) ; à vérifier pour Doel 1 et 2 et Tih.1 pour des vents ≥ 250 km/h.
• Perte des sources électriques :
- perte du réseau externe (LOOP) et des diesels de sauvegarde (SBO) :
fonctions de sûreté assurées par le 2ème niveau avec une autonomie ≥ 72 h,
- si en plus perte du 2ème niveau : les délais de perte des batteries et de vidange des
bâches GV ≥ plusieurs heures, ce qui est compatible avec la mise en service des
Moyens Non Conventionnels (MNC),
- exploitant : augmenter certaines capacités (bâches GV,…), justifier l’opérabilité des
MNC, tester toutes les configurations à couvrir avec les MNC (notamment toutes les
tranches du site affectées), développer les procédures ad-hoc.
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22. En Belgique
• Perte des sources froides :
- perte de la source froide primaire : le 2ème niveau assure le refroidissement ,
- perte des 2 sources froides :
effet falaise après vidange des bâches GV : Tih.1 : 1,5 jours, Tih.2 : 3,5 j, Tih.3 : 5 j :
délai suffisant pour la mise en service des MNC ;
effet falaise à Doel : réacteur à l’arrêt, circuit primaire ouvert : ébullition après 1 heure
ajout d’eau d’où augmentation de pression d’enceinte, éventage à examiner ;
vérifier le caractère complet des MNC prévus et des procédures (réacteurs et piscines)
• Gestion des Accidents Graves : piscines de combustible usé
- source électrique supplémentaire, appoint en eau (circuit incendie) : via MNC,
- si présence d’un cœur entier : ébullition après 8 h, découvrement assemblages 2,4 j.
- instrumentation de mesure du niveau d’eau à compléter à Tihange,
- évaluer le risque hydrogène dans le bâtiment piscine.
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23. En Belgique
• Gestion des Accidents Graves : réacteur
- avant dommages au combustible : action des systèmes de sauvegarde, diminution de
la pression primaire,
- après dommages aux assemblages combustibles : procédures SAMG,
- injection d’eau dans le puits de cuve, avant (Doel) ou après (Tih.) percement de cuve
- recombineurs autocatalytiques pour supprimer le risque hydrogène,
- montée en pression lente dans l’enceinte : aspersion dans l’enceinte (avec MNC si
nécessaire),
- faire une étude de faisabilité d’éventage avec filtration pour l’enceinte.
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24. En France
• Evaluations Complémentaires de Sûreté (ECS) : s’appliquent à toutes les INB
sauf celles dont le démantèlement est en voie d’achèvement ;
• Installations prioritaires : tous réacteurs EDF et 20 autres INB (exploitants :
CEA, AREVA, ILL).
• Niveau de sûreté suffisant mais augmenter la robustesse pour faire face :
- à un cumul de phénomènes naturels d’ampleur exceptionnelle et surpassant
les phénomènes retenus lors de la conception ou du réexamen de sûreté,
- à des situations d’accidents graves consécutives à la perte prolongée des
sources électriques ou du refroidissement (toutes installations du site).
• Solutions proposées :
- »noyau dur » ;
- Force d’Action Rapide Nucléaire (FARN) : réacteurs EDF ;
- piscines : dispositions renforcées pour réduire le risque de dénoyage des a.c ;
- pour les npp : faisabilité d’une enceinte géotechnique (protéger les nappes
phréatiques) et renforcer le dispositif d’éventage-filtration de l’enceinte.
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25. En France
• Caractéristiques du « noyau dur » :
• Dispositions matérielles et organisationnelles avec les 3 objectifs suivants :
- prévenir un accident grave ou en limiter la progression,
- limiter les rejets massifs lors d’un accident qui n’aurait pu être maîtrisé,
- permettre à l’exploitant d’assurer ses missions dans la gestion d’une crise.
• Le « noyau dur » comportera notamment :
- des locaux et des moyens matériels de gestion de crise,
- des moyens de communication et d’alerte,
- une instrumentation technique et environnementale,
- des moyens de dosimétrie opérationnelle des travailleurs,
- des matériels renforcés dont, pour les npp, un groupe électrogène et une
alimentation en eau d’ultime secours par réacteur.
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26. En France
• Caractéristiques de la Force d’ Action Rapide Nucléaire :
• - rassemble des équipes spécialisées et des matériels pouvant assurer la relève
des équipes d’un site accidenté ,
- mettre en œuvre des moyens complémentaires d’intervention d’urgence en
moins de 24 heures avec un début des opérations sur site dans un délai de
12 heures.
• Le dispositif devra être projetable sur n’importe quel site fin 2012 et avoir une
capacité d’intervention simultanée sur tous les réacteurs d’un site fin 2014.
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27. EXAMENS AUX USA ( TASK FORCE USNRC )
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28. Principaux rapports et demandes actuelles de l’USNRC
- Near-Term Task Force USNRC : Recommendations for enhancing reactor safety
in the 21st century (July 12, 2011) : 12 sujets ( 54 actions spécifiques)
- Technical lessons learned from Fukushima : MIT report ( July 26, 2011 )
- INPO 11-005 : Special report on Fukushima ( November 2011 )
- ANS Committee Report ( March 2012 )
- USNRC : Prioritization of recommended actions to be taken in response to
Fukushima lessons learned ( SECY- 11-0137 October 3,2011)
- USNRC : Proposed orders and requests for information (SECY-12-0025, Feb 17)
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29. Ordres de l’ USNRC
- Constat : la sûreté des centrales aux USA est satisfaisante
- mieux protéger les équipements EDMG (chute d’avion, incendie, explosions) :
doivent être en nombre suffisant si toutes les tranches du site sont affectées
(EDMG = Extensive Damage Mitigating Guidelines)
- installer 2 systèmes indépendants (qualifiés au séisme et aux conditions
ambiantes) pour mesurer le niveau d’eau de chaque piscine, systèmes pouvant
aussi être alimentés par des sources électriques (ac et dc) externes
- pour les BWR Mk 1 ou 2, améliorer/renforcer les systèmes d’éventage de
l’enceinte après accident grave (prévention, mitigation)
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30. Demandes d’information de l’USNRC
- refaire l’analyse des risques « séisme » et « inondation » à partir des données
les plus récentes
- inspections des installations (« walkdowns ») pour ces risques par des
spécialistes: exigences des règles respectées ? Vulnérabilités éventuelles ?
- évaluer les systèmes de communication et équipements concernés lors de
dégâts sur le site et autour, avec perte prolongée de source électrique a.c
- évaluer la quantité de personnel nécessaire pour les rôles d’urgence, lorsque
toutes les tranches du site sont affectées.
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31. Propositions de l’industrie ( Nuclear Energy Institute )
- rédaction de « guidances » pour répondre aux demandes de l’ USNRC : en
cours à la mi-mars
- programme FLEX : mise en place d’équipements mobiles (pompes, chargeurs
de batteries, générateurs électriques) en différents endroits du site
- formation, maintenance préventive, assurance qualité
- équipements supplémentaires dans des centres régionaux (6 envisagés)
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32. PLAN D’ACTION AIEA
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33. Principales réunions à l’ AIEA
- Mission « fact finding » (18 experts) au Japon fin mai 2011
- Conférence ministérielle à Vienne du 20 au 24 juin : à citer en particulier :
- Rapport japonais (750 pages): « lessons learned » dans 5 domaines :
suffisance des mesures de prévention contre les A.G (8 sujets)
adéquation des mesures de réponse aux A.G (7 sujets)
accroître les réponses d’urgence (7 sujets)
renforcement de l’infrastructure de sûreté (5 sujets)
caractère complet de la culture de sûreté.
- « Déclaration » listant les actions à entreprendre pour augmenter la S.N.
- Réunion (sept. 2011) du « Regulatory Coordination Forum » : partager la
connaissance et l’expérience réglementaires, assister les autorités de sûreté
de pays commençant des programmes nucléaires (p.ex Jordanie).
- Plan d’action adopté en septembre, s’articulant autour de 12 mesures.
- Réunion (3/2012) d’experts (~250) pour un réexamen des causes de l’accident
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34. Mesures du plan d’action (septembre 2011)
• Évaluer les vulnérabilités de sûreté des centrales nucléaires à la lumière des
enseignements tirés depuis la date de l’accident;
• Renforcer les examens par des pairs pour optimiser les avantages pour les E.M.
• Renforcer la préparation et la conduite des interventions d’urgence ;
• Renforcer l’efficacité des organismes nationaux de contrôle ;
• Renforcer l’efficacité des organismes exploitants en matière de sûreté ;
• Examiner et renforcer les normes de sûreté de l’AIEA, et leur application ;
• Accroître l’efficacité du cadre juridique international ;
• Faciliter la mise en place de l’infrastructure dont les E.M ont besoin pour lancer
un programme électronucléaire ;
• Renforcer et maintenir la création de capacités ;
• Assurer la protection continue des personnes et de l’environnement contre les
rayonnements ionisants à la suite d’une situation d’urgence nucléaire ;
• Accroître la transparence et l’efficacité de la communication et l’info diffusée ;
• Utiliser efficacement la recherche-développement.
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35. Réunion (3/2012) de réexamen des causes de l’accident
• Progrès significatifs pour détecter les vulnérabilités et y remédier : « culture de
constante vigilance et d’amélioration » à maintenir ;
• Indépendance des organismes réglementaires (autorités de sûreté) ;
• Mise en œuvre effective des standards de sûreté de l’AIEA ;
• Vulnérabilités aux agressions externes extrêmes ;
• Gestion des accidents graves : prendre en compte l’inondation et la perte de
longue durée des sources électriques et de la source froide ; importance d’une
instrumentation capable de suivre l’évolution de l’accident ;
• Plan d’urgence et moyens de communication ;
• Partage rapide de l’information via l’AIEA.
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36. QUID DU NUCLEAIRE ?
36

37. Situation début 2012
Deux défis majeurs du 21ème siècle :
- lutter contre le changement climatique global et limiter ∆T à 2° C,
- mettre à disposition de chacun un minimum énergétique (la population croît);
• WMO : concentrations en GES plus élevées en 2010, entre 1990 et 2010
augmentation de 29% de l’effet de réchauffement du climat dû aux GES ;
• IEA : pronostics en 2008 : il faut augmenter le nucléaire de 80% en 2030 pour
limiter l’augmentation de température à 2° C ;
- record d’émission de GES en 2010 : 30,6 gigatonnes CO2 (charbon 44%, gaz
naturel 20%, pétrole 36%). Il faudrait ne pas dépasser 32 Gt en 2030;
- trois scénarios de politiques énergétiques évaluées :
k) New Policies : on applique les engagements actuels, d’où ∆T = 3,5° C
demande d’énergie: + 40%, nucléaire : + 70%, pour 2035 ;
m) Current Policies : pas d’effort supplémentaire, d’où ∆T = 6° C ;
n) 450 Scenario : objectif ∆T = 2° C, mais 80% des émissions GES déjà « locked
in » en 2010, d’où peu de marges.
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38. Production d’électricité : facteurs à considérer
Coûts prévisionnels de production (voir figure 39)
Sécurité d’approvisionnement énergétique
Analyse de cycle de vie (extraction, transport, fonctionnement, avec GES associés)
- exemple du gaz naturel (effet méthane = 20 à 25 fois effet C02 ) (voir figure 40)
- comparaison des GES des différents modes de production d’électricité (voir figures 41 et 42)
- émissions directes et indirectes (voir figure 43) : hypothèses faites ?
Comment atteindre les objectifs de 2050 (voir figure 44)
Rendement énergétique global (source : Hydro-Québec, voir figure 45)
Risques sanitaires liés aux différents modes de production de l’électricité
- rapport OCDE/AEN n° 6862
- Nuclear Risk in Perspective : Making Fact-Based Energy Choices (PPI, déc. 2011)
- rapports MIT et ANS cités ci-dessus (USNRC)
Une dose de 20 mSv (critère d’évacuation) conduit à une augmentation de 0,2% de risque de
cancer dans les 20 à 30 ans, alors que le taux de cancers est 42% aux USA, où la
pollution de l’air due aux centrales à charbon tue environ 13000 personnes/an.
La dose moyenne par personne est de l’ordre de 5 mSv/an (voir figure 46).
38

39. Source : Note de synthèse IEA – OECD/NEA, 2010 sur les coûts des modes de production d’électricité
39

40. Schéma de production du gaz naturel
Source : C. Bauer, Rapport PSI n° 08-05 (Décembre 2008, page 18)
40

41. 41

42. 42

43. Source : OCDE/AEN - L’énergie nucléaire et le changement climatique (Novembre 2010)
43

44. Source : OCDE/AEN - L’énergie nucléaire et le changement climatique (Novembre 2010)
44

45. Rendement énergétique global
Source : Hydro-Québec – Développement durable 45

46. Dose moyenne d’une personne : environ 5 mSv/an
Human
Cosmic
activities Soil and
radiation
1% building
8%
9%
Ra
30%
Medical Thoron
applications Human body 2%
43% 7%
Source : L. Vanhoenacker – Tractebel – Réunion ENEF du 24 mars 2011
46

47. Analyses récentes en France
• Rapport « énergies 2050 » : mener une analyse des différents scénarios
possibles de la politique énergétique pour la France à l’horizon 2050.
- 4 scénarios analysés avec leur impact (4 critères) en 2030 : voir figure 48
- prolonger les centrales nucléaires de 40 à 60 ans (déjà fait aux USA) et
diversifier le mix énergétique : solution préconisée qui laisse toutes les options
ouvertes après 2030 pour les choix jusqu’à 2050.
• Rapport CEA : la sortie du nucléaire pourrait doubler le prix de l’ électricité.
• Étude de l’ Union Française de l’Électricité :
- 3 scénarios : production nucléaire à 70%, 50%, 20% en 2030 : balance des
paiements à l’équilibre (1er cas), perte de 10 milliards € (3ème cas).
47

48. 48

49. Analyses récentes en France
• Note de l’Académie des Sciences :
- respecter les normes parasismiques
- exécuter les mesures de l’ Avis de l’ ASN,
- accélérer les recherches sur les réacteurs du futur et les innovations sur les
énergies alternatives économiquement compétitives,
- mieux gérer l’énergie à l’échelon individuel et collectif.
• Association « Sauvons le climat « :
- le scénario « Négatep » a comme objectif de diviser par 4 les rejets de CO2
dus à l’énergie , et donc de conserver le nucléaire,
- énergies renouvelables : intermittentes, elles ne pourront contribuer qu’ au
maximum 19% dans le mix énergétique, suivant leurs études,
- bilan sanitaire des accidents nucléaires très limité par rapport au bilan des
conséquences de l’utilisation des combustibles fossiles,
- intérêt de développer les réacteurs de génération IV.
49