2 en projet en Pologne pour équiper la deuxième centrale nucléaire du pays.
KEPCO développe à partir de l'APR-1400 un modèle de moindre puissance (environ 1 000 MWe) nommée APR-1000. Quatre unités sont en projet en Tchéquie: deux à la centrale nucléaire de Dukovany (unités no5 et 6) et deux autres à la centrale nucléaire de Temelín (unités no3 et 4).
Initialement connu sous le nom de Korean Next Generation Reactor (KNGR), ce réacteur de génération III est développé à partir du modèle antérieur sud-coréen OPR-1000 (lui même dérivé du réacteur américain System 80+ conçu par Combustion Engineering).
La conception de l'APR-1400 commence en 1992. Il est certifié par la Korean Institute of Nuclear Safety en . La demande de certification du concept est ensuite transmise à la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (NRC) en et acceptée en pour évaluation technique afin de déterminer la conformité du réacteur avec les exigences de sécurité américaines. En septembre 2018, la NRC publie son rapport final d'évaluation de la sécurité et approuve la conception standard, concluant que la conception était techniquement acceptable et valable pour 15 ans. En , la NRC approuve une règle pour certifier la conception standard de l'APR-1400. En , le réacteur reçoit son certificat de conception valable pour 15 ans.
En , l'organisation European Utility Requirements (EUR) approuve les modifications apportées à la conception de l'APR-1400 pour le refroidissement d'urgence, ce qui permet au modèle d'être construit dans des pays hors d'Europe avec la certification EUR.
Conception
L'APR-1400 est un réacteur à eau pressurisée (utilisant de l'eau légère), évolutif et basé sur la précédente conception sud coréenne le réacteur OPR-1000. En Corée du Sud, le réacteur a produit une puissance électrique brute de 1455 MWe avec une puissance thermique de 3983 MWth (4000 MWth nominal).
La conception a été développée pour répondre à 43 contraintes, les principaux développements étant l'évolution de la capacité, l'augmentation de la durée de vie et le renforcement de la sécurité. Les améliorations de la conception visent également à répondre aux objectifs économiques et aux exigences en matière de licence. Par rapport à l'OPR-1000, les principales caractéristiques sont les suivantes:
Durée de vie nominale: 60 ans (augmentation de 50%)
Base de conception sismique: 0,3 g (augmentation de 50%)
Fréquence des dommages au cœur: moins de 10-5/an (divisée par 10)
Assemblages combustible du cœur: 241 (augmentation de 36%)
Plusieurs autres changements ont été incorporés, comme le passage à un système de contrôle d'accès entièrement numérique et la mise en œuvre de nouveaux systèmes dans le système d'injection de sécurité (SIT).
Cœur du réacteur
Le cœur du réacteur APR-1400 est constitué de 241 assemblages combustibles, 93 assemblages d'éléments de contrôle et 61 assemblages d'instrumentation dans le cœur. Chaque assemblage de combustible comporte 236 barres de combustible agencées dans une grille de 16 x 16 (un certain espace est occupé par des tubes de guidage pour les barres de contrôle) contenant du dioxyde d'uranium (avec un enrichissement moyen de 2,6 w/o), qui est capable de produire une densité de puissance volumétrique moyenne de 100,9 W/cm3. Le cœur peut également être chargé jusqu'à 30% de combustible MOX, moyennant des modifications mineures. Le cœur est conçu pour un cycle de fonctionnement de 18 mois avec un taux de combustion de décharge allant jusqu'à 60 000 MWD/MTU, avec une marge thermique de 10%. Pour les assemblages d'éléments de contrôle, 76 pastilles de carbure de bore sont utilisées dans les barres de contrôle à pleine résistance, tandis que 17 superalliagesInconel-625 sont utilisés dans les barres de contrôle à résistance partielle.
Circuit primaire
Comme l'OPR-1000 et les modèles précédents de C-E, l'APR1400 possède deux boucles de refroidissement du réacteur. Dans chaque boucle, le réfrigérant primaire chauffé quitte la cuve du réacteur par un tuyau, passe par un générateur de vapeur et retourne à la cuve du réacteur par deux tuyaux, chacun équipé d'une pompe de refroidissement du réacteur. Dans la boucle 2, il y a un pressuriseur sur la branche chaude, où une bulle de vapeur est maintenue pendant le fonctionnement. Les boucles sont disposées symétriquement, de sorte que les circuits chauds sont diamétralement opposées sur la circonférence de la cuve. Comme les générateurs de vapeur sont surélevés par rapport à la cuve, la convection naturelle fera circuler le liquide de refroidissement du réacteur en cas de dysfonctionnement de la pompe de refroidissement. Le pressuriseur est équipé d'une soupape de décharge pilotée qui non seulement protège contre la surpression du système de refroidissement du réacteur, mais permet également une dépressurisation manuelle en cas de perte totale d'alimentation en eau.
Circuit secondaire
Chaque générateur de vapeur comporte 13 102 tubes en superalliageInconel 690; ce matériau améliore la résistance à la fissuration par corrosion sous contrainte par rapport à l'Inconel 600 utilisé dans les conceptions antérieures. À l'instar de la conception du système 80+, qui a connu une évolution tardive, le générateur de vapeur intègre un économiseur d'alimentation en eau qui préchauffe l'eau avant de l'introduire dans le générateur de vapeur. Par rapport à la conception de l'OPR-1000, le générateur de vapeur dispose d'un stock d'alimentation en eau secondaire plus important, ce qui prolonge le temps de séchage et offre plus de temps pour une intervention manuelle de l'opérateur, si nécessaire. La marge de l'obturation des tubes est de 10%, ce qui signifie que l'unité peut fonctionner à pleine puissance même avec 10% des tubes du générateur de vapeur obturés. Chacune des deux conduites de vapeur principales du générateur de vapeur contient cinq soupapes de sécurité, une soupape de décharge de la vapeur et une soupape d'isolement.
Événements marquants
En 2012, une enquête est ouverte concernant certaines pièces installées dans cinq réacteurs OPR-1000 dont la certification aurait été falsifiée, suivie en 2013 de quatre OPR-1000 supplémentaires,. Un des composants concerné est un câblage de contrôle de sûreté, qui a également été installé dans des réacteurs APR-1400 alors en construction (les unités 3 et 4 de la centrale de Shin-Kori). Leur changement entraine un retard de démarrage de deux réacteurs d'un an.
Réacteurs APR-1400 dans le monde
Les caractéristiques des réacteurs sont données dans le tableau ci-après, les données sont principalement issues de la base de données PRIS (Power Reactor Information System) de l’Agence international de l'énergie atomique (AIEA).
Base de données établie par l'AIEA qui définit ainsi les termes:
La puissance nette correspond à la puissance électrique délivrée sur le réseau et sert d'indicateur en termes de puissance installée,
La puissance brute correspond à la puissance délivrée par l'alternateur (= puissance nette augmentée de la consommation interne de la centrale),
La puissance thermique correspond, à la puissance délivrée par la chaudière nucléaire
Le début de construction correspond à la date de coulage des fondations du bâtiment réacteur. Une tranche (nom utilisé pour un réacteur complet) est considérée comme opérationnelle après son premier couplage au réseau. La mise en service commercial est le transfert contractuel de l’installation du constructeur vers le propriétaire; en principe après réalisation des tests réglementaires et contractuels et après fonctionnement continu à 100% pendant une durée définie au contrat de construction.
Les deux premiers réacteurs APR-1400 sont approuvés en à la centrale de Shin-Kori. Initialement désigné comme les unités Shin-Kori 3 et 4, ils sont secondairement renommés Saeul 1 et 2. Leur construction débute en pour Shin-Kori 3 et en pour Shin-Kori 4. La mise en service prévue des deux unités est initialement prévue pour la fin 2013, et 2014, mais est retardé d'environ un an dû au remplacement de câblages de commande, qui avaient échoué à certains tests de sécurité. Shin-Kori 3 est finalement connecté au réseau électrique en et devient le premier APR-1400 à entrer en service commercial en . Shin-Kori 4 fait l'objet d'améliorations de design supplémentaires, ainsi qu'une hausse de sa résistance anti-sismique après les séismes de Gyeongju en 2016 et Pohang en 2017, repoussant sa première connexion au réseau le et sa mise en service le .
La construction d'une deuxième paire d'APR-1400 à Shin-Kori (unités 5 et 6, également renommées Saeul 3 et 4) devait commencer en 2014, mais les plans ne sont pas encore finalisés en . Finalement leur construction débute respectivement le et le .
Une troisième paire d'APR-1400 est autorisée à la centrale de Shin-Hanul (unités 1 et 2), dont les travaux commencent respectivement en et en . La date de démarrage de l'unité 1 est prévue pour , suivi de l'unité 2 environ un an plus tard. Une quatrième paire d'APR1400 est également approuvé à Shin-Hanul en 2014 (unités 3 et 4), et dont la construction doit commencer en 2017.
En , le nouveau président élu Moon Jae-in, promeut durant sa campagne un programme de sortie du nucléaire en Corée du Sud. Cela pousse KHNP à suspendre la conception de Shin-Hanul 3 et 4, ainsi qu'à suspendre en la construction de Shin-Kori 5 et 6. Un comité est nommé par le gouvernement pour se prononcer dans un délai de trois mois sur la future politique nucléaire du pays. En , le comité recommande de poursuivre la construction de la troisième paire d'APR-1400 Shin-Kori 5 et 6. Le président Moon annonce qu'il accepte la décision du comité, mais ajoute qu'aucune nouvelle construction ne sera autorisée, jetant le doute sur le sort de la quatrième paire d'APR-1400 Shin-Hanul 3 et 4.
En , le gouvernement du nouveau président Yoon Suk-yeol, favorable à l'utilisation de l'énergie nucléaire en Corée du Sud, annonce son intention de reprendre le projet de construction de Shin-Hanul 3 et 4 en 2025,,, qui débute effectivement le pour l'unité 3, et le pour l'unité 4,.
Émirats arabes unis
En , un consortium mené par KEPCO a obtenu le contrat de construction de quatre réacteurs APR1400 à Barakah, aux Émirats arabes unis. La construction du bloc 1 de Barakah a commencé en , celle du bloc 2 en , celle du bloc 3 en septembre 2014 et celle du bloc 4 en . Le bloc 1 a commencé à produire de l'électricité le et est entré en exploitation commerciale le .
Barakah 2 effectue sa première criticité le et est connecté au réseau pour la première fois le . Il entre en service le .
Pologne
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Royaume-Uni
NuGeneration (NuGen) a été créée en tant que coentreprise entre Engie, Iberdrola et Scottish and Southern Energy (SSE) pour développer la centrale nucléaire de Moorside, dans le comté de Cumbria; initialement, la construction de trois unités Westinghouse AP1000 était prévue. SSE a été rachetée par Engie et Iberdrola en 2011, et les parts d'Iberdrola ont été rachetées à leur tour par Toshiba en 2013. À la suite de la faillite de Westinghouse Electric Corporation, filiale de Toshiba, en , Engie s'est retiré de NuGen en juillet, laissant Toshiba comme seul propriétaire de NuGen. En , NuGen a annoncé que KEPCO avait été désigné comme le soumissionnaire privilégié pour acquérir NuGen auprès de Toshiba. En juillet 2018, le statut de soumissionnaire privilégié de KEPCO a pris fin, en réponse aux difficultés de financement du développement.
Réacteur APR+ (projet abandonné)
La conception de l'APR1400 est perfectionnée pour devenir le modèle APR+, qui reçoit sa certification officielle le après sept ans de développement. La conception du réacteur présente une sécurité améliorée avec entre autres «une fréquence d'endommagement du cœur inférieure d'un ordre de grandeur entier à celle calculée pour la conception APR1400». Le cœur de l'APR+ utiliserait 257 assemblages de combustible, soit 16 de plus que l'APR1400, afin de porter sa puissance électrique brute à 1 550 MWe (soit une puissance nette de 1 500 MWe). Certains dispositifs de sécurité, comme les générateurs de secours, sont passés de deux à quatre systèmes indépendants et redondants.
En le gouvernement sud-coréen signe un accord avec le district de Yeongdeok pour la construction d'une nouvelle centrale nucléaire en Corée du Sud nommée Cheon-ji, et située à 100 km au nord de la centrale de Wolsong. KHNP envisage alors en 2015 la construction de deux APR+ à partir de 2022, et vise une première connexion au réseau en (unité no1) et (unité no2). Deux réacteurs APR+ supplémentaires sont envisagés sur le même site, ou bien sur une nouvelle centrale à Daejin.
Les quatre projets de réacteurs APR+ sont abandonnés après l'élection du président Moon Jae-in en , ce dernier menant alors une politique anti-nucléaire en Corée du Sud (annulation de tout nouveau projet de réacteur, et projet de fermeture des réacteurs existant dans la décennie 2030).
Durant la décennie 2010, KEPCO développe pour le projet d'extension de la centrale nucléaire de Dukovany en Tchéquie (réacteur no5), un réacteur dérivé de l'APR-1400 mais de moindre puissance (environ 1 000 MWe) nommé APR-1000. L'APR-1000 est alors en concurrence avec l'EPR1200 d'EDF, et l'AP1000 de Westinghouse.
Le , le gouvernement tchèque écarte l'offre de Westinghouse et exprime sa volonté de construire quatre nouveaux réacteurs: deux à la centrale de Dukovany et deux à la centrale nucléaire de Temelín,,. Le gouvernement tchèque annonce le avoir sélectionné l'APR-1000 de KHNP pour la construction d'une paire de réacteurs à Dukovany, ainsi que pour une éventuelle deuxième paire à Temelín. L'objectif est de réaliser les premiers tests du premier réacteur (Dukovany-5) en 2036, et viser une entrée en service commercial en 2038.
↑(en) Stephen M. Golberg et Robert Rosner, Nuclear Reactors: Generation to Generation, American Academy of Arts and Sciences, (ISBN978-0-87724-090-7, lire en ligne), p.7
