Centrale nucléaire de Dampierre

Centrale nucléaire de Dampierre
Centrale nucléaire de Dampierre
Image illustrative de l'article Centrale nucléaire de Dampierre
La centrale de Dampierre
Administration
Pays Drapeau de France France
Région Centre
Département Loiret
Commune Dampierre-en-Burly
Coordonnées 47° 43′ 59″ N 2° 31′ 00″ E / 47.73306, 2.51666747° 43′ 59″ Nord
       2° 31′ 00″ Est / 47.73306, 2.516667  
Opérateur Électricité de France
Année de construction 1974
Date de mise en service 23 mars 1980
Réacteurs
Fournisseurs Areva NP, Alstom
Type REP
Réacteurs actifs 4 x 900 MW
Puissance nominale 3 600 MW
Production d’électricité
Production totale 569 TWh (au 22 juillet 2007)
Divers
Source froide Loire
Site web ASN : site de Dampierre

Géolocalisation sur la carte : France

(Voir situation sur carte : France)
Centrale nucléaire de Dampierre
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La centrale nucléaire de Dampierre est une centrale nucléaire française située sur la Loire dans la commune de Dampierre-en-Burly, le département du Loiret et la région Centre, à 50 km en amont d'Orléans, 90 km d'Auxerre et à 110 km en aval de Nevers.

Les quatre réacteurs nucléaires de Dampierre font partie d'un programme engagé en 1974 qui comprenait 18 réacteurs identiques avec, en plus de ceux de Dampierre, 4 à la centrale nucléaire du Blayais (Gironde) , 6 à la centrale nucléaire de Gravelines ( Nord) et 4 à la centrale nucléaire du Tricastin ( Drôme)[1].

En 2010, environ 1 200 personnes travaillent à la centrale de Dampierre, dont 300 prestataires de services, 50 apprentis et 70 stagiaires[2]. La moyenne d'âge des agents est de 42 ans, et entre 50 et 60 salariés partent en retraite chaque année[3].

Sommaire

Géographie

La centrale est située sur le territoire de la commune de Dampierre-en-Burly, à proximité des lieux-dits Les Mallerets et Les Bois de Vaux, à une altitude d'environ 120 m. Les installations sont distantes de 2 km du bourg de Lion-en-Sullias, 3 km du bourg de Dampierre, 4,5 km du bourg d'Ouzouer-sur-Loire et 10 km du centre-ville de Gien.

Desserte routière et ferroviaire

La centrale est desservie principalement par la route départementale 953 qui longe le site, reliant Ouzouer-sur-Loire et Gien, et la route départementale 952, parallèle à la RD 953 mais plus éloignée et passant par Dampierre-en-Burly. L'autoroute A77 se trouve à environ 15 km à l'Est du site[A 1].

Aucune voie ferrée ne longe la Loire et ne dessert donc le site. L'antenne ferroviaire la plus proche est l'antenne de Nevoy, à 7 km[A 1].

Installations à proximité du site

Il existe cinq installations classées pour la protection de l'environnement classées A, c'est-à-dire soumises à autorisation, dans un rayon de 5 km autour du site. Il n'en existe aucune classée AS, c'est-à-dire à seuil haut de la « directive Seveso », dans un rayon de 10 km[A 2].

Histoire

Après les premiers réacteurs expérimentaux, les six premiers réacteurs du programme électronucléaire français sont mis en service par EDF de 1966 à 1971 : trois sur le site de Chinon, deux à Saint-Laurent-des-Eaux et un à Bugey. Il s'agit de réacteurs du type Uranium naturel graphite gaz (UNGG). La puissance unitaire passe de 70 (Chinon-A1) à 540 MW (Bugey-1). En fin de période, le nucléaire fournit 5 % de l'électricité produite en France[B 1].

Deux évènements internationaux vont conduire à une accélération spectaculaire de ce programme électronucléaire. Le conflit israélo-arabe et notamment la guerre du Kippour en 1973 ainsi que le premier choc pétrolier qui conduit le prix du pétrole à doubler deux fois en octobre 1973, mettent brutalement en évidence la dépendance énergétique des pays occidentaux et leur fragilité en la matière au moment où le pays connaît une extraordinaire croissance économique[B 2].

En septembre 1972, la C.G.E. présente le BWR6, le nouveau réacteur à eau bouillante de General Electric qui dispose d’une plus grande puissance grâce à des améliorations de combustible.

Cette même année 1972 a lieu la consultation de la population locale. Le Journal de Gien précise dans son article 19 octobre que, depuis l'ouverture de l'enquête publique, le 9 octobre, aucun habitant de la commune n'est encore venu consigner des observations sur le registre. L'article insiste sur les dimensions "fabuleuses" des tours de réfrigération en titrant l'article « la centrale nucléaire de Dampierre ressemblera à une colossale forteresse dont les huit tours seront plus hautes que la grande pyramide d'Égypte ». Il met aussi en évidence le « grave dilemme pour les habitants de Dampierre auxquels on demande de se prononcer sur l'utilité ou la nocivité de la centrale nucléaire ... sur ses bienfaits ou les dangers qu'elle va faire courir à nos populations »[4].

Le comité interministériel du 22 mai  1973, soit cinq mois avant la crise du Proche-Orient, avait déjà décidé d'accroître le programme de centrales électronucléaires prévu au VIe plan, en le portant de 8 000 à 13 000 mégawatts pour la période 1972-1977. Ces événements conduisent Pierre Messmer, premier ministre, à décider le 5 mars 1974 à accélérer encore ce programme. Les 13 000 mégawatts prévus pour être réalisés de 1972 à 1977 seraient entièrement engagés avant la fin de 1975. Ultérieurement, les investissements d'E.D.F. seraient poursuivis au même rythme correspondant à l'engagement de 50 000 mégawatts nucléaires de 1974 à 1980[5], ce qui correspond à 55 réacteurs de 900 MW, en sus des six déjà en activité.

Le 4 février 1974, EDF notifie officiellement à la C.G.E. la commande de huit réacteurs, dont deux fermes (Saint-Laurent-des-Eaux 3) et six en option. Le décret du 17 mai 1974 paru au journal officiel de la République française (JORF) et émis par le ministère de l'Industrie du Commerce et de l'Artisanat déclare d'utilité publique les travaux de construction de la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly et de ses installations annexes[6].

Simultanément, la C.G.E. reçoit la commande ferme de douze turbo-alternateurs de 1 000 MW et de six en option. Le marché total s’élève à 3,5 milliards de francs (hors taxes) et la redevance due à General Electric à 2,5 % de ce montant, soit 87,5  millions de francs. Les travaux avancèrent rapidement et au 1er mars 1975, 10 000 documents avaient déjà été transmis par General Electric, plus de 200 missions avaient été effectuées aux États-Unis par des techniciens en formation et 388 personnes de la C.G.E. travaillaient à temps plein sur le projet[7]. Le 4 août 1975, EDF annule cette commande, par suite de la forte augmentation du devis, et décide de ne retenir qu’une seule filière, celle des réacteurs à eau pressurisée. Il s’agit d’un échec cuisant pour la CGE qui se retire dès lors de la filière nucléaire mais obtient toutefois une compensation de taille : la place d’Alsthom au centre de l’industrie nucléaire française. A la fin de l’année 1976, Alsthom-Atlantique obtient ainsi un quasi-monopole sur le marché français des turbo-alternateurs[7].

Le décret du 14 juin 1976 autorise la création par EDF de quatre tranches de la centrale[8]. Les arrêtés du 27 juin 1979 autorisent et réglementent le rejet dans l'environnement d'effluents radioactifs liquides et gazeux par la centrale[9],[10].

Après avoir dirigé la centrale de Nogent du 1er septembre 2006 au 31 janvier 2011, Élian Bossard succède à Jean-Paul Combémorel au poste de directeur de la centrale de Dampierre le 1er février 2011[11].

Caractéristiques de l'installation

Réacteurs

Production d'électricité de la centrale de Dampierre par an

La centrale est équipée de quatre tranches nucléaires, jumelées deux à deux, de 900 MWe, de types réacteurs à eau pressurisée, construites selon le standard du palier CP1 et mis en service en 1980 et 1981. Elles sont refroidies par un circuit d'eau de recirculation comportant un aéroréfrigérant. L'eau de la Loire constitue sa source froide et est utilisée comme modérateur et réfrigérant du cœur.

Chaque tranche comporte un réacteur nucléaire dont la puissance thermique nominale garantie est de 2 785 MWth, une installation de production d'énergie électrique d'environ 925 MWe et des circuits auxiliaires nécessaires aux fonctionnements normal et accidentel. Les caractéristiques détaillées de chaque réacteur sont données ci-après[12].

Nom du réacteur Modèle N° INB Capacité [MW] Exploitant Constructeur Début
construction		 Raccordement
au réseau		 Mise en service
commerciale
Thermique (MWt) brute (MWe) Nette (MWe)
Dampierre-1[13] CP1 INB 84 2785 937 890 EDF Framatome 1er février 1975 23 mars 1980 10 septembre 1980
Dampierre-2[14] CP1 INB 84 2785 937 890 EDF Framatome 1er avril 1975 5 décembre 1980 16 février 1981
Dampierre-3[15] CP1 INB 85 2785 937 890 EDF Framatome 1er septembre 1975 30 janvier 1981 27 mai 1981
Dampierre-4[16] CP1 INB 85 2785 937 890 EDF Framatome 1er décembre 1975 18 août 1981 20 novembre 1981

Combustible

Les assemblages de combustible utilisés par les réacteurs de Dampierre comportent deux types d'éléments combustibles : du dioxyde d'uranium (UO2) et du Mox, à savoir de l'uranium mélangé avec du plutonium. La gestion dite "à parité Mox" a remplacé en 2009 la gestion par 3/4, c'est-à-dire que un quart de chaque combustible est remplacé chaque année (antérieurement le Mox était remplacé sur un cycle de 3 ans et l'UO2 sur un cycle de 4 ans). La teneur en plutonium du Mox utilisé est désormais de 8,75 %. La répartition des assemblages est de 30 % d'assemblages Mox pour 70 % d'assemblages UO2[17],[A 3].

Plan de la centrale (R1 : Réacteur 1, Aéro 1 : Tour aéroréfrigérante 1, SdM : Salle des machines, INB84/INB85 : délimitation de l'emprise des installations nucléaires de base n°84 et n°85)

Enceinte de confinement

L'enceinte de confinement est constituée d'une enceinte externe en béton armé de 0,90 m d'épaisseur et d'une peau d'étanchéité interne en acier ancrée dans le béton de 6 mm d'épaisseur. Dans le béton sont logées plusieurs nappes de câbles d'acier précontraint de plusieurs tonnes, l'ensemble étant capable de résister à l'explosion de l'ensemble des vapeurs d'eau du cœur.[réf. nécessaire] La hauteur intérieure dans l'axe est de 55,88 m et le diamètre intérieur est de 37 m. Le volume de l'enceinte est de 58 000 m3[18].

Des essais périodiques réalisés à l'occasion des visites décennales permettent de déterminer le taux de fuite de cette enceinte et donc d'évaluer son étanchéité globale ainsi que son bon comportement mécanique sous pression.

Alimentation électrique

Le système d'alimentation électrique est conçu pour répondre aux besoins de l’exploitation normale de chaque tranche lorsqu’elle produit de l’électricité ou en période d’arrêt (auxiliaires de marche et auxiliaires permanents) mais aussi pour assurer l’alimentation des équipements assurant les fonctions de sûreté requises lors d’une situation incidentelle ou accidentelle sur l’installation (auxiliaires secourus)[19].

Les quatre tranches sont raccordées, en ce qui concerne l'énergie produite, au réseau électrique national par deux lignes de 400 kV de deux km de long cheminant dans le même couloir. En situation normale chaque tranche est alimentée par la ligne d'évacuation de l'énergie produite, par prélèvement d'une partie de celle-ci. Si la centrale est à l'arrêt, c'est le réseau national qui alimente les équipements. En cas d'incident, la centrale est alimentée par une ligne de secours raccordée au réseau national. Chaque paire de tranches est en effet raccordée à deux transformateurs auxiliaires sur une même ligne de 225 kV en provenance de La Tabarderie[A 4].

En cas de perte des alimentations externes, deux générateurs de secours à moteur diesel (groupes électrogènes) démarrent automatiquement pour alimenter séparément les deux ensembles d'auxiliaires nécessaires au maintien des fonctions de sûreté. En cas de nouvelle défaillance, une source dite ultime (GUS) peut être connectée manuellement en quelques heures à la place d’un groupe de secours défaillant d’une quelconque des tranches du site. En cas de perte totale des secours, un ultime dispositif existe : l'énergie électrique est obtenue par un turboalternateur (LLS) alimenté en vapeur par les générateurs de vapeur de la centrale[19].

Circuits de refroidissement et alimentation en eau

La réfrigération du circuit primaire est assurée par de l'eau prélevée en Loire, amenée sur site par un canal d'amenée de 1 000 m de longueur environ puis déminéralisée, circulant dans le circuit secondaire. Ce dernier est quant à lui réfrigéré grâce à un aéroréfrigérant où l'eau est refroidie par évaporation et convection. La centrale de Dampierre dispose ainsi de quatre aéroréfrigérants. Deux stations de pompage sont situées à l'extrémité aval du canal d'amenée et permettent d'alimenter les quatre tranches. Il s'agit d'ouvrages enterrés sur une profondeur de 20 m comportant un bassin principal et deux salles de pompage[A 5].

Les volumes prélevés en Loire ne doivent pas excéder 245 millions de m3 par an et 1,63 millions de m3 par jour. Par ailleurs le débit maximal instantané doit être inférieur à 12,3 m3/s. Toutefois, conformément aux préconisations du SDAGE Loire-Bretagne adopté par le comité de bassin le 18 novembre 2009, en période critique, c'est-à-dire lorsque la Loire atteint le débit d'étiage de crise au point nodal de Gien, toute mesure de soutien d'étiage ayant été épuisée, le préfet coordonnateur de bassin peut demander à ce que le prélèvement moyen journalier réalisé soit limité au minimum requis pour le maintien de la sûreté des installations, soit avec un débit de 3 m3/s au maximum[20].

Sûreté

Les réexamens de sûreté et visites décennales

Tous les dix ans, chaque centrale nucléaire fait l’objet d’un réexamen de sûreté. Si des améliorations potentielles ou des risques sont détectées, elles peuvent donner lieu à des interventions à l’occasion des arrêts des réacteurs pour visite décennale[21]. Pour la centrale de Dampierre ces visites décennales se sont produites aux dates suivantes[A 1] :

Nom du réacteur 1re visite décennale 2e visite décennale 3e visite décennale
Dampierre-1 15 février au 5 septembre 1990 16 novembre au 23 mai 2001 6 mai au 13 août 2011[22]
Dampierre-2 15 juillet au 22 novembre 1991 24 août 2002 au 8 janvier 2003 2012
Dampierre-3 11 avril au 11 août 1992 3 mai au 19 août 2003 2013
Dampierre-4 11 mars au 23 juin 1993 27 mars au 30 juin 2004 2014

Les incidents

La centrale en 2010

Le 2 avril 2001, alors que le réacteur no 4 était arrêté, un opérateur s'est trompé dans l'ordre de rechargement des assemblages de combustible nucléaire, dont 30 % étaient en combustible MOX[23]. L'opération de rechargement a été arrêtée et le cœur du réacteur no 4 a été intégralement déchargé. Cet incident a été reclassé par l'ASN au niveau 1 de l'échelle INES[24].

Dans la nuit du 9 au 10 avril 2007, le réacteur no 3 a été arrêté en urgence et est resté toute la nuit alimenté par un générateur de secours. EDF a déclenché un plan d’urgence à 22h10. Pendant toute la nuit, les équipes de la centrale nucléaire ont agi en urgence, le réacteur no 3 ayant été privé de son alimentation extérieure. Le générateur de secours a bien fonctionné. L’ASN a mis en place une organisation nationale de crise avec l'appui technique de l’IRSN. EDF et l'ASN ont levé l'organisation de crise le lendemain matin à 8h15[25]. Suite à cet incident, la tranche no 3 est restée à l'arrêt pendant plusieurs semaines, afin de corriger le problème.

L'évaluation complémentaire de sûreté

L’évaluation complémentaire de sûreté est un réexamen de sûreté ciblé sur les problématiques soulevées par l'accident nucléaire de Fukushima, à savoir la résistance de l'installation nucléaire à des phénomènes naturels extrêmes mettant à l’épreuve les fonctions de sûreté des installations et conduisant à un accident grave. Cette démarche s'inscrit dans le cadre de la réalisation de tests de résistances de sûreté (stress tests) demandée par le Conseil européen lors de sa réunion des 24 et 25 mars 2011. Cette évaluation permettra de vérifier le dimensionnement de l'installation, d'apprécier sa robustesse pour résister à des sollicitations supérieures à celles pour lesquelles elle a été dimensionnée et de définir des éventuelles modifications[26]. Les domaines analysés sont ceux définis dans le cahier des charges européen à savoir la résistance de la centrale à un séisme majeur, à une inondation extrême, à d'autres aléas naturels extrêmes, à une perte d'alimentation électrique, des systèmes de refroidissement ou du confinement et la capacité de l'exploitant à gérer un accident grave. Le cahier des charges français, établi par l'ASN, comprend aussi l'analyse des modalités de gestion des prestataires par l'exploitant.

Les rapports des différents sites, dont celui de Dampierre-en-Burly, ont été communiqués par EDF à l'ASN qui les a rendu publics le 15 septembre 2011. Les principales dispositions génériques proposées par l'exploitant, en complément du traitement des écarts par rapport au référentiel en vigueur, sont les suivantes[A 6] :

  • La mise en place d'un dispositif autonome de pompage direct dans la nappe phréatique pour permettre une réalimentation des générateurs de vapeur, le circuit primaire ou la piscine de désactivation;
  • Le renforcement de la robustesse des turbopompes d'alimentation des générateurs de vapeur,
  • La mise en place d'un Diesel supplémentaire d'ultime secours (DUS) par tranche, robuste aux inondations et séismes;
  • La mise en place au niveau national d'un Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN) capables d'épauler voire de remplacer les équipes de crise locales et de rétablir et pérenniser le refroidissement des réacteurs;
  • L'étude du renforcement de la robustesse au séisme des dispositifs de filtration des rejets lors de la dépressurisation de l'enceinte.

En outre pour assurer localement un maintien des capacités de commandement en cas de crise, EDF propose d'étudier le caractère opérationnel du bâtiment de sécurité actuel en cas de séisme majeur, etudier un bâtiment de gestion de crise de proximité et enfin étudier une base arrière à quelques kilomètres du site[A 6]. La réalisation de ces différentes actions s'étalerait entre 2012 et 2020, voire au-delà pour les actions de long terme[A 6].

Résistance au séisme

Le 14 octobre 2002, EDF avait informé l'ASN d'une erreur de conception affectant la résistance au séisme de certains réservoirs d’eau des réacteurs du Blayais, de Chinon, Dampierre, Saint-Laurent et du Tricastin. Ainsi en cas d'arrêt subit du réacteur suite par exemple à un séisme de forte magnitude, le système de refroidissement du réacteur, privé d’alimentation en eau de secours, aurait pu être défaillant. Le réservoir de Dampierre a été mis en conformité en 2004. Ceux des autres centrales entre 2004 et 2005[27].

Déjà analysée dans le cadre des études préliminaires à la 3e visite décennale, la résistance à un séisme majeur est à nouveau présentée dans le cadre de l'évaluation complémentaire de sécurité en 2011, en appliquant le référentiel défini dans la règle RFS 2001-01, plus pénalisante que la règle RFS 1-2.c en vigueur lors de la deuxième visite décennale.

Le séisme de référence associé à la centrale de Dampierre est le séisme de Tigy, situé sur la zone sismotectonique dénommée « sous-bloc Biturige », qui s’est produit le 3 octobre 1933. Le séisme maximum historiquement vraisemblable (SMHV) est un séisme similaire à ce séisme de référence se produisant au droit du site de la centrale, puisque par principe un séisme qui s'est produit dans une zone sismo-tectonique peut se reproduire à tout endroit de cette zone. Il est d'intensité VI MSK et de magnitude 4,4. Le séisme qui sert de référence au dimensionnement des installations, le séisme majoré de sécurité (SMS), est un séisme 1,5 fois plus puissant et présente donc, par déduction, une intensité VII MSK et une magnitude d'un séisme 4,9. Après application d'un coefficient de sol correspondant à un sol moyen, le spectre de sol caractérisant la réponse du sol à un tel séisme peut être établi. Le pic d'accélération s'établit, selon l'évaluation complémentaire de sécurité de 2011, à 0,18 g pour le SMS, soit une vitesse de 7 cm/s[A 7]. Le spectre associé à la SMS était évalué en 2003 à 0,17 g par EDF et à 0,21 g par l'IRSN. Dans son courrier du 2 juin 2003, l'ASN avait validé les conclusions de EDF en retenant une accélération de 0,17 g comme vérification pour le dimensionnement[28].

Les centrales nucléaires ayant été construites par paliers, à savoir sur des bases identiques de conception, le spectre retenu pour le dimensionnement de toutes les centrales d'un même palier est identique, quel que soit le lieu. Pour le palier CPY, dont fait partie la centrale de Dampierre au même titre que 27 autres centrales de 900 MW, la forme spectrale utilisée était celle dite « du spectre EDF » définie comme la moyenne lissée du spectre de 8 accélérogrammes enregistrés lors de 5 séismes d'origine californienne. L'îlot nucléaire de Dampierre a ainsi été conçu sur la base d'un spectre normé à 0,2 g à période nulle. Pour les ouvrages de site hors îlot, un spectre normé à 0,1 g a été retenu. L'évaluation complémentaire de sûreté de Dampierre réalisée en 2011 montre que le spectre EDF (SMD) enveloppe bien le spectre du SMS sur la gamme de fréquences 1-6 Hz, mais que l'on peut constater un léger dépassement autour des 10 Hz. Celui-ci n'induit toutefois aucun impact significatif, compte tenu des méthodes de calcul de l'époque, très largement sécuritaires[A 8].

En conclusion, EDF établit dans l'ECS que la robustesse de l'enceinte de confinement du bâtiment réacteur, comme celle du bâtiment combustible et des matériels participant à la fonction de refroidissement de la piscine d'entreposage, est garantie pour des niveaux sismiques supérieurs à 1,5 fois le SMS[A 9]. Par contre l'exploitant préconise de faire des études complémentaires pour étudier la robustesse des équipements électriques à un tel séisme de même que pour la tenue de la motopompe thermique de secours[A 10]. Enfin les améliorations des équipements déjà identifiées lors de la visite décennale de remise en conformité au regard du référentiel de sûreté (traitement des écarts) doivent être menées à terme[A 11].

Résistance aux inondations

Lors de sa conception, la crue de référence retenue pour caler la plateforme de l'îlot nucléaire était le maximum entre le niveau de la crue millénale et celui atteint par la conjonction de la plus haute crue historique et l'onde de crue due à la rupture du barrage de Villerest. Le niveau maximal retenu est celui de la crue millénale soit une cote de 125,60 m NGF O[29] au droit des ouvrages de prise d'eau, correspondant à un débit de la Loire de 13 000 m3/s. La plate-forme de l'îlot nucléaire est calée à 125,50 NGF O et les seuils d'accès des bâtiments de cet îlot à 125,60 NGF O[A 12]..

En 1984 parait une nouvelle règle pour l'évaluation du risque d'une inondation d’origine externe des centrales nucléaires, la règle fondamentale de sûreté (RFS I.2.e). Deux conditions doivent être impérativement respectées :

  • la plate-forme supportant les bâtiments abritant les matériels importants pour la sûreté doit être calée à un niveau au moins égal au niveau des plus hautes eaux, avec une marge de sécurité (le niveau correspondant est appelé cote majorée de sécurité (CMS) ;
  • les voies possibles d’accès de l’eau dans les locaux abritant les matériels participant au maintien de l’installation dans un état sûr, situées au-dessous du niveau du calage de la plate-forme, doivent être obturées.

Pour Dampierre, la première règle n'est pas respectée, c'est ce qui conduit l'IRSN, dans son rapport suite à l'inondation de la centrale du Blayais survenue le 27 décembre 1999, à dire qu'il conviendra pour ce site de « réexaminer l’ensemble des dispositions spécifiques mises en place »[30].

La résistance au risque inondation est ainsi étudiée en 2003 en préliminaire à la 3e visite décennale et en 2011 dans le cadre de l'évaluation complémentaire de sûreté. Dans ce cadre la crue millénale est évaluée par EDF à un niveau de 12 350 m3/s et la crue millénale majorée de 15 % à 14 200 m3/s. Le débit généré par une rupture du barrage de Villerest serait de 9 700 m3/s, très largement inférieur à celui de la crue millénale majorée.

Sur la base de l'hypothèse de cette crue millénale majorée, l'utilisation d'un modèle numérique bi-dimensionnel des écoulements de la Loire a permis à EDF de fixer le niveau atteint par la Loire en différents endroits du site. Le niveau de l'eau serait ainsi de 125,69 à l'Est, de 125,35 à la prise d'eau et de 125,25 aux abords de l'îlot, du fait de phénomènes d'écrans[A 13]. EDF conclue que le phénomène inondation n'est pas susceptible de conduire à une perte des sources froides toutefois en cas de crue fluviale augmentée, à savoir une crue millénale majorée de 30%, toutefois hautement improbable, la cote atteinte serait de 127,20 et des conséquences seraient à craindre[A 14].

EDF propose ainsi la réalisation d'études complémentaires portant d'une part sur le renforcement de la protection des équipements nécessaires à la conduite d'une situation de perte totale des sources électriques suite à une crue fluviale augmentée et d'autre part sur l'hypothèse d'un séisme cumulé avec la crue millénale entraînant une rupture du barrage de Villerest, voire de Villerest et de Naussac [A 15].

Concernant une inondation interne, une rupture des réservoirs non sismiques serait susceptibles de créer une lame d'eau dommageable. EDF propose également des études complémentaires sur ce sujet[A 10].

Résistance à une perte d'alimentation électrique

En cas de perte totale des alimentations électriques extérieures, l'autonomie en fioul des groupes électrogènes est de 3,5 jours pour chacun d'eux dans le cas le plus défavorable en termes de charge. Au-delà la centrale peut être réapprovisionnée dans le cadre d'un contrat national qui prévoit un délai de réapprovisionnement de 24 h en cas d'urgence et de 3 jours en situation normale. L'autonomie en huile est de 3 jours avant réapprovisionnement, celle en eau pour le refroidissement des diesels est de 15 jours et celle en air permet 5 démarrages[A 16].

En cas de perte totale des alimentations électriques externes et internes, EDF envisage la mise en place de moyens supplémentaires d'appoint en eau pour permettre le refroidissement de la piscine de désactivation, ainsi que des moyens humains capables d'intervenir suffisamment tôt en complément des équipes de crise locales. Un diesel d'ultime secours (DUS) supplémentaire serait également mis en place[A 17].

Résistance à une perte des systèmes de refroidissement

Capacité de gestion d'un accident grave

Gestion des prestataires

Rejets dans l'environnement

Gestion des déchets radioactifs

Commission locale d'information

Visite

Il est possible de visiter la centrale, tous les après-midi à l'exception du dimanche[31].

Horticulture

Depuis 1983, les 120 hectares du domaine horticole des Noues, voisins de la centrale, bénéficient de 2 m³ d'eau tiède (24 à 30°C) par seconde, issus de la centrale et distribuée à une pression de 1,4 bar en circuit fermé à travers un réseau de 700 mm de diamètre[32].

Notes et références

  1. ↑ p.  21
  2. ↑ p.  22


  1. ↑ a, b et c n°1 p. 5/8
  2. ↑ n°1 p. 3/8
  3. ↑ n°1 p. 6/8
  4. ↑ n°1 p. 7/8
  5. ↑ n°1 p. 8/8
  6. ↑ a, b et c n°8 p. 9-10/18
  7. ↑ n°2 p. 8-10/61
  8. ↑ n°2 p. 12-14/61
  9. ↑ n°2 p. 53/61
  10. ↑ a et b n°8 p. 12/18
  11. ↑ n°2 p. 27-32/61
  12. ↑ n°3 p. 8/38
  13. ↑ n°3 p. 9/38
  14. ↑ n°3 p. 33-34/38
  15. ↑ n°3 p. 14/38
  16. ↑ n°5 p. 10-14/50
  17. ↑ n°5 p. 42-45/50


  1. ↑ [PDF]Contrat-programme sur www.asn.fr. Consulté le 5 octobre 2011
  2. ↑ Amandine Ascensio, « La centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly aborde 2011 avec un bon bilan » sur www.usinenouvelle.com, InfoPro Communications, 11 février 2011. Consulté le 28 septembre 2011
  3. ↑ Mathilde Gérard, « À Dampierre, avec les "nomades" du nucléaire » sur www.lemonde.fr, Le Monde, 26 avril 2011. Consulté le 28 septembre 2011
  4. ↑ Le Journal de Gien, 19 octobre 1972
  5. ↑ [PDF]Pierre Messmer, « Un premier ministre dans le premier choc pétrolier (octobre 1973 – mars 1974) » sur http://documents.irevues.inist.fr. Consulté le 5 octobre 2011 p.  35-36
  6. ↑ Décret du 17 mai 1974 relatif à la déclaration d'utilité publique pour les travaux de construction de la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly, République française, 21 mai 1974. Consulté le 28 septembre 2011
  7. ↑ a et b [PDF]Yves Bouvier, « Qui perd gagne : la stratégie industrielle de la Compagnie Générale d’Electricité dans le nucléaire, des années 1960 à la fin des années 1980. » sur www.comite-histoire.minefi.gouv.fr. Consulté le 5 octobre 2011
  8. ↑ Décret du 14 juin 1976 autorisant la création par EDF de quatre tranches de la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly, République française, 19 juin 1976. Consulté le 28 septembre 2011
  9. ↑ Ministères de l'Industrie, de l'Environnement et de la Santé,, « Arrêté du 27 juin 1979 autorisant le rejet d'effluents radioactifs liquides par la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly (tranches 1 à 4) », République française, 5 juillet 1979. Consulté le 28 septembre 2011
  10. ↑ Arrêté du 27 juin 1979 autorisant le rejet d'effluents radioactifs gazeux par la centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly (tranches 1 à 4), République française (régime politique), 5 juillet 1979. Consulté le 28 septembre 2011
  11. ↑ Hervé Maillart, nouveau directeur du site nogentais sur www.lest-eclair.fr, L'Est-Éclair, groupe Hersant Média, 31 janvier 2011. Consulté le 28 septembre 2011
  12. ↑ (en) Reactors in operations sur www-pub.iaea.org, Agence internationale de l'énergie atomique, 31 dec 2009. Consulté le 13 avril 2011
  13. ↑ (en) Nuclear Power Reactor Details - DAMPIERRE-1 sur www.iaea.org, Agence internationale de l'énergie atomique. Consulté le 28 avril 2011
  14. ↑ (en) Nuclear Power Reactor Details - DAMPIERRE-2 sur www.iaea.org, Agence internationale de l'énergie atomique. Consulté le 28 avril 2011
  15. ↑ (en) Nuclear Power Reactor Details - DAMPIERRE-3 sur www.iaea.org, Agence internationale de l'énergie atomique. Consulté le 28 avril 2011
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  17. ↑ La modification du design initial des réacteurs 900 MWe et la limitation du pourcentage d'assemblages Mox à 30 % du total sur www.senat.fr, Sénat français, 1999. Consulté le 25 septembre 2011
  18. ↑ Pierre Coppolani, La chaudière des réacteurs à eau sous pression, EDP Sciences, 2004, 293 p. (ISBN 9782868837417) [lire en ligne (page consultée le 25 septembre 2011)], p. 13 
  19. ↑ a et b Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, « Les alimentations électriques sur une centrale nucléaire française » sur www.kasciope.org, Centre de culture scientifique, technique et industrielle de la Drôme. Consulté le 25 septembre 2011
  20. ↑ Décision n°2011-DC-0211 de l’Autorité de sûreté nucléaire du 3 mars 2011 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d’eau et de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base n°84 et n°85 exploitées par Électricité de France – Société Anonyme (EDF-SA) sur la commune de Dampierre-en-Burly sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire, 3 mars 2011. Consulté le 26 septembre 2011 art. EDF-DAM-13
  21. ↑ ASN, « Rapport annuel 2005 – Chap 12 – Les centrales nucléaires d’EDF » sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire. Consulté le 4 juillet 2011 p.  7
  22. ↑ EDF, « Actualités Environnement n°81 » sur energie.edf.com, Électricité de France, août 2011. Consulté le 27 septembre 2011
  23. ↑ B. B., « Dampierre, un nouveau type d’incident très sérieux avant démarrage du réacteur » sur www.dissident-media.org, Comité Stop Nogent-sur-Seine, 2001. Consulté le 28 septembre 2011
  24. ↑ Avis d'incident, « Réacteur 4 Erreur de rechargement en combustible » sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire, 2 avril 2001. Consulté le 28 septembre 2011
  25. ↑ Avis d'incident, « Défaillance électrique sur le réacteur no 3 de la centrale nucléaire de Dampierre » sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire, 3 mai 2007. Consulté le 28 septembre 2011
  26. ↑ Communiqué de presse, « L’ASN définit le cahier des charges relatif aux « évaluations complémentaires de la sûreté » des installations nucléaires au regard de l’accident de Fukushima » sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire, 9 mai 2011. Consulté le 23 septembre 2011
  27. ↑ Avis d'incident, « Suite de l'anomalie générique de conformité relative à la résistance au séisme de réservoirs d'eau de plusieurs réacteurs de 900 MWe d'EDF » sur www.asn.fr, Autorité de sûreté nucléaire, 22 décembre 2005. Consulté le 20 mars 2011
  28. ↑ ASN, « Courrier ASN à EDF - Réexamens de sûreté des centrales nucléaires VD2 1300 MWe et VD3 900 MWe. Détermination des mouvements sismiques à prendre en compte pour la sûreté des installations nucléaires, en application de la RFS 2001-01 » sur observ.nucleaire.free.fr, Observatoire du nucléaire, 2 juin 2003. Consulté le 24 septembre 2011
  29. ↑ Le système de nivellement de référence est le système orthométrique (NGF O) et non le système IGN 69, la relation entre les deux étant : ZNGF N=ZNGF O + 0,25
  30. ↑ IPSN, « Rapport sur l'inondation du site du Blayais survenue le 27 décembre 1999 » sur www.irsn.fr, 17 janvier 2000. Consulté le 1 octobre 2011 § 5.3.2
  31. ↑ Patrimoine culturel. Centrale de production d'électricité de Dampierre, Comité départemental de tourisme du Loiret, 2011. Consulté le 28 septembre 2011
  32. ↑ Yann Le Borgne, « Dossier de presse. La centrale nucléaire de Dampierre-en-Burly, au service d’une production d’électricité sûre, compétitive et sans CO2, au cœur de la région Centre », Électricité de France, mars 2011. Consulté le 28 septembre 2011

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