Eau de refroidissement des centrales thermiques

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Sauter à la navigation Sauter à la recherche
Article principal : Eau industrielle.

Les centrales thermiques emploient l’eau de diverses manières; elles sont notamment de grosses utilisatrices d'eau pour leur refroidissement.

Beaucoup de centrales thermiques utilisent des systèmes de refroidissement qui prélèvent l'eau d'un lac, d'un cours d'eau, d'un aquifère ou d'un océan et une fois la vapeur refroidie, renvoient la quasi totalité de cette eau de refroidissement à la source mais à une température plus élevée. De tels systèmes, connus sous le nom de systèmes de refroidissement à circuit ouvert ou passage unique (en anglais once-through cooling systems), ont des prélèvements élevés mais une consommation faible, par contre ce système réchauffe fortement la source d'eau.

Par contre, d’autres centrales utilisent les systèmes de refroidissement à circuit fermé ou recirculation ou boucle fermée (en anglais recirculating ou closed-loop systems); elles ne prélèvent qu'une fraction de la quantité d’eau nécessaire aux centrales à circuit ouvert, mais consomment la quasi totalité de l’eau prélevée en la transformant en vapeur d'eau rejetée dans l'atmosphère[1].

Les prélèvements destinés au refroidissement, représentent : en France près de 60 % des prélèvements totaux en eau douce du pays (OCDE 2012[2]), aux États-Unis près de 40%, en Belgique 57 %, en Allemagne 65,3 % et au Royaume-Uni 21,2 %. La production d'énergie primaire et la production d'électricité représentent environ 10% du total des prélèvements d'eau mondiaux et environ 3 % de la consommation totale d'eau[3]. La consommation d'eau des centrales thermiques devient un problème important dans les régions où l'eau est restreinte et où la concurrence entre utilisateurs est élevée[1]. Elle est un facteur à prendre en compte pour assurer la sécurité énergétique et la sécurité en eau dans les décennies à venir[4].

Principes d'une centrale à vapeur[modifier | modifier le code]

Diagramme d'une centrale au charbon
Schéma de principe d'une tranche nucléaire disposant d'un réacteur à eau pressurisée (REP) et d'une tour de refroidissement.
Schéma d'un réacteur à eau bouillante (cliquez sur l'image pour obtenir la légende)
Refroidissement par recirculation avec tour aéroréfrigérante

La finalité d'une centrale à vapeur est de produire de la puissance mécanique (convertie en énergie électrique) à partir d'énergie thermique (Heat energy (en)). Dans le cycle de fonctionnement de la centrale, les lois de la thermodynamique exigent la présence d'une « source froide »: pour 1 000 MW d'électricité produite, 2 000 MW doivent ainsi être dispersés dans la nature pour refroidir le condenseur[5]. Le fonctionnement d'une centrale à vapeur (steam) est donc contenu dans les trois fonctions principales qui suivent, entièrement contenues dans ce qu'on appelle en thermodynamique le cycle de Rankine: comprimer l'eau liquide, la vaporiser et la porter à haute température, détendre la vapeur en produisant du travail mécanique. La vapeur détendue doit ensuite être ramenée à l'état liquide. La condensation se fait par échange thermique dans le condenseur, dans lequel un vide poussé est maintenu pour extraire les incondensables. L'eau réalise alors un nouveau cycle.

La plus grande variation dans la conception des centrales thermiques tient dans un premier temps aux différentes sources de chaleur[6]; l'énergie thermique est produite par combustion de combustible fossile dans une centrale à flamme, par réaction nucléaire dans une centrale nucléaire, par géothermie dans une centrale géothermique ou à partir de l'énergie solaire dans une centrale solaire thermodynamique. Une autre variation dans la conception des centrales thermiques tient à la manière dont la chaleur est communiquée au circuit de vapeur; une troisième tient à la manière dont est condensée l'eau du circuit de vapeur par un circuit de refroidissement.

Dans un premier circuit appelé circuit primaire, une première catégorie d'eau est donc chauffée et sa chaleur communiquée à un second circuit appelé circuit secondaire ou circuit de vapeur. Cet échange de chaleur se fait au travers du générateur de vapeur. Sauf dans certaines centrales nucléaires (REP), les circuits primaires et de vapeur se confondent.

Dans le circuit de vapeur, une eau comprimée est vaporisée et surchauffée par le générateur de vapeur (une chaudière) en amont de la turbine; en aval de la turbine, la vapeur est détendue et condensée à l'aide d'une source externe d'eau de refroidissement, dans le condenseur. Entre les deux la pression a entraîné le turbo-alternateuraccouplement d'une turbine et d'un alternateur[7]. Pour des raisons de sécurité la température maximale du cycle et la pression de la vapeur sont dans un réacteur à eau pressurisée (REP) à des niveaux bien inférieurs à ceux qui sont utilisés dans les centrales à flamme. Dans les centrales REP actuelles, la pression dans le générateur est voisine de 60 bars, et la température de la vapeur ne dépasse guère 275 °C[8].

Le condenseur a la particularité de travailler en dépression par rapport à l'atmosphère[7]. Le refroidissement de l'eau dans le condenseur se fait via le passage considérable des eaux d'un fleuve, d'une rivière, d'une mer ou d'un réservoir d'eau. Cette eau aussitôt prélevée, est rejetée à qualité moindre et plus chaude, non loin de son lieu de prélèvement. Une tour aéroréfrigérante vient en appoint qui empêche de rejeter les eaux à température supérieure aux normes environnementales, employée surtout en été et lorsque le débit de la rivière devient trop faible[9]. Les tubes du condenseur sont en laiton ou en acier inoxydable pour résister à la corrosion des deux côtés; ce qui n'empêche pas qu'ils s'encrassent à l'intérieur pendant le fonctionnement, par la dépose de bactéries ou des algues provenant de l'eau de refroidissement, ou par entartrage des minéraux, qui inhibent tous le transfert de chaleur et réduisent l'efficacité thermodynamique: l'eau en amont du condenseur doit dès lors être traitée.

Différentes configuration de centrales existent:

  • un réacteur à eau pressurisée (REP - centrale nucléaire) utilise un système de réacteur rempli d'eau (le circuit primaire) qui génère de la chaleur utile qui est transférée dans un circuit secondaire via des générateurs de vapeur. La vapeur produite dans le circuit secondaire entraine le turbo-alternateur. La vapeur détendue est ensuite condensée à l'aide d'eau de refroidissement (fleuve, mer ou aéroréfrigérant)[7]; Dans un REP, la température du circuit primaire évolue entre environ 290 °C et 325 °C. Afin de garantir la non-ébullition de l'eau primaire, la pression du circuit primaire est fixée à 155 bars[8].
  • dans une centrale à combustible fossile, l'eau du circuit primaire est vaporisée dans la chaudière, la vapeur produite entraîne le turbo-alternateur. La vapeur détendue est ensuite condensée à l'aide d'eau de refroidissement (fleuve, mer ou aéroréfrigérant).
  • dans un réacteur à eau bouillante (REB - centrale nucléaire), l'eau du circuit primaire – l'eau circulant dans le cœur, eau lourde ou eau légère, assure à la fois les fonctions de fluide caloporteur et de modérateur – elle est vaporisée dans le réacteur, la vapeur produite entraîne le turbo-alternateur. La vapeur détendue est ensuite condensée à l'aide d'eau de refroidissement (fleuve, mer ou aéroréfrigérant),
  • Les centrales géothermiques à condensation emploient des fluides hydrothermaux qui sont principalement de la vapeur. Le fluide dont la température est supérieure à 182 °C est pompé sous haute pression dans un réservoir situé à la surface et maintenu à une pression beaucoup plus basse, ce qui provoque la vaporisation rapide de liquide, ou « flash ». La vapeur entraîne alors une turbine à vapeur[10].
  • etc.

Le thème de l'eau contenue dans la piscine de stockage de combustible nucléaire est traité dans l'article correspondant.

Eaux de centrale[modifier | modifier le code]

La manifestation visible de l'eau employée dans une centrale est le fleuve, ou la mer sur le bord desquels les centrales à flamme ou nucléaires sont construites pour leur refroidissement, ou le panache de vapeur s’échappant des tours aéroréfrigérantes. Le refroidissement est de loin, la plus grande utilisation de l’eau par les centrales électriques, qui permet de refroidir le flux sortant de la turbine.

Une centrale de vapeur implique différentes eaux qui, employées dans des cycles et processus spécifiques, doivent subir différents traitements en amont et en aval: les eaux extérieures de refroidissement doivent être filtrées et traitées chimiquement pour éviter différentes nuisances qui tienne à encrassement biologique, entartrage, corrosion, et aux micro-organismes pathogènes qui se développent dans les aux eaux chaudes, légionelles et amibes; les eaux du circuit de vapeur sont traitées chimiquement contre entartrage, corrosion et micro-organismes pathogènes; ces traitements chimiques immanquablement se retrouvent dans la rivière[7].

Les eaux employées dans les centrales nucléaires et à combustible fossiles sont pour la plupart identiques. La plus grande distinction entre centrale à flamme et nucléaire tient aux eaux en contact avec le combustible nucléaire. Dans la terminologie des eaux du secteur nucléaire, cette eau est qualifiée d'eau légère dans un réacteur à eau légère - une eau très pure servant de fluide caloporteur et de modérateur - et d'eau lourde, dans un réacteur à eau lourde pressurisée. L’eau (légère) employée dans un réacteur à eau pressurisée (REP) est additionnée d'acide borique qui vise à renforcer le rôle modérateur de l'eau. Cette eau au moment de son délestage du secteur primaire est considérée comme déchet radioactif et les rejets éventuels dans les eaux de la rivière sont strictement encadrés[7].

Parmi les autres utilisations majeures de l’eau dans la centrale électrique figurent dans les centrales à flamme, l’épuration des gaz de combustion, la filtration des cendres, le contrôle de la poussière[11].

Comme toute établissement industriel, les centrales électriques rejettent aussi des eaux usées de type domestique (eaux grises et eaux vannes, « potentiellement radioactives » dans une centrale nucléaire) qui doivent être épurées. Une autre source de pollution des eaux tient au ruissellement des eaux de pluie sur le site. Les hydrocarbures dans les eaux de ruissellement, même dans les centrales nucléaires sont source de pollution des eaux. Toutes les centrales REP stockent et utilisent du mazout, des huiles de graissage et des huiles hydrauliques. Les plus grandes quantités de mazout stocké sont destinées aux générateurs diesel de secours et aux chaudières auxiliaires (utilisées pour fournir de la vapeur pour le chauffage et la protection contre le gel). Les plus gros volumes d’huile hydraulique utilisés se trouvent dans les turbines[7].

L'eau en géothermie comporte de nombreuses impuretés, des sels corrosifs et des gaz non condensables en quantité variable[10].

Prélèvement et consommation d'eau de refroidissement par type de refroidissement[modifier | modifier le code]

L’utilisation de l'eau dans les centrales thermiques a deux composantes: le prélèvement et la consommation. Le prélèvement d'eau est le fait de retirer l'eau d'une source d'eau locale. L'eau prélevée peut ou non être renvoyée à la source ou mise à disposition pour être utilisée ailleurs. La consommation d'eau correspond à la quantité d'eau perdue lors de l'évaporation pendant le processus de refroidissement.

Certaines centrales électriques utilisent des systèmes de refroidissement qui prélèvent l'eau d'un lac, d'un cours d'eau, d'un aquifère ou d'un océan et un fois la vapeur refroidie, renvoient cette eau à la source, souvent à des températures plus élevées. De tels systèmes, connus sous le nom de systèmes de refroidissement à passage unique (once-through cooling systems), ont des prélèvements élevés mais une consommation faible[1],[12]. Les centrales utilisant les systèmes à recirculation ouverte ou fermée (recirculating ou closed-loop systems), ne retirent qu'une fraction de la quantité des systèmes à passage unique, mais consomment la plupart ou la totalité[1].

Les prélèvements et consommation d'eau par kilowattheure de production nette d'électricité montrent une très grande variabilité entre les différentes centrales utilisant le même type de systèmes de refroidissement. La consommation d'eau est par exemple plus élevée lors de pics d'utilisation lorsque la centrale fonctionne à faible niveau d'utilisation de ses capacités[12]. La consommation peut aussi être tributaire du climat, de la saison, et d'autres facteurs comme l'âge de la centrale, l'efficacité thermique de la centrale, l'âge du système de refroidissement et la source d'eau[13].

en circuit ouvert, ou système à passage unique[14] (once through)
l’eau du circuit de refroidissement, directement prélevée dans la mer ou dans un fleuve à grand débit, se réchauffe en traversant le condenseur puis est renvoyée dans la rivière ou la mer; dans ce cas de figure, les prélèvements sont d'environ 50 m3/s pour les réacteurs nucléaires de 900 à 1 300 MWe, et l'eau est intégralement restituée à la source; EPRI renseigne des prélèvements de 35 000 à 50 000 gallons US/MWh pour les centrales nucléaires, 20 000 à 45 000 gallons US/MWh pour les centrales à combustible fossile[11];
en circuit fermé (Closed cycle, wet)
l’eau du circuit de refroidissement – prélevée d'un fleuve à débit plus faible ou d'une rivière – et qui s’est réchauffée dans le condenseur, est refroidie par un courant d’air dans une tour de refroidissement, appelée tour aéroréfrigérante ; une partie de l’eau s’évapore dans l’atmosphère (panache de vapeur d’eau) ; l’autre partie retourne au condenseur, un appoint d’eau d’environ 2 m3/s pour une tranche nucléaire de 1 300 MWe, est réalisé pour compenser l’eau évaporée et le débit de purge (1,25 m3/s)[15]; EPRI renseigne des prélèvements de 750 à 900 gallons US/MWh pour les centrales nucléaires, 500 à 800 gallons US/MWh pour les centrales à combustible fossile[11];
condenseur à air (Dry cooling)
un autre type de système de condensation est le condenseur à air qui n'emploie pas d'eau;
hybride (wet/dry)
 ; EPRI renseigne des prélèvements de 250 à 725 gallons US/MWh pour les centrales à combustible fossile[11]
prélèvement à l’arrêt
l'eau du circuit primaire (centrales thermiques à flammes) ou secondaire (centrale nucléaire) doit être renouvelée en quantités bien moindres. À l’arrêt, il faut environ 15 m3 d’eau par heure pour refroidir le cœur d'un réacteur nucléaire[16].

La réduction des prélèvements proposée par les systèmes à recirculation, mais une augmentation correspondante de la consommation, peut être bénéfique pour un bassin hydrographique, mais peut susciter des inquiétudes dans une zone qui manque déjà d’eau[13].

Quelques chiffres mettent en évidence les prélèvements et la consommation d'eau de certaines centrales:

  • Les centrales nucléaires ou au charbon peuvent prélever 76 à 227 litres (20 à 60 gallons) d’eau pour chaque kilowattheure d’électricité qu’elles produisent, en fonction de la façon dont elles sont refroidies[1].
  • En France, la localisation géographique des plus gros prélèvements d’eau douce s’explique par la présence de réacteurs nucléaires dotés de circuits de refroidissement ouverts: par ordre décroissant, Tricastin (Isère – Drôme), Saint-Alban (Rhône moyen), Bugey (Haut Rhône), toutes trois situées sur le Rhône, suivies de Fessenheim (Rhin supérieur), respectivement 4 895 millions, 3 668 millions, 2 363 millions, 1 752 millions de m3 prélevés annuellement[17],[18]. Ces réacteurs constituent 70 % des prélèvements d’eau douce des centrales électriques en France. Près de 90 % de l’eau prélevée est toutefois restituée au milieu naturel à proximité du lieu de prélèvement[19].

Les systèmes de refroidissement humide classiques à passage unique ou à recirculation peuvent être à tirage naturel (en anglais natural draft) ou à tirage induit (en anglais induced draft) et à courant croisé (en anglais either cross-flow) ou à contre-courant (en anglais counter-flow). Ils utilisent soit des splash fills ou des film fills. Les systèmes de refroidissement à sec sont par contre indirects ou directs[20].

Tour de refroidissement[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Tour aéroréfrigérante.

Dans les systèmes en boucle fermée avec tours de refroidissement, de grandes quantités d'eau sont recyclées dans le système de refroidissement. Les principales préoccupations vont à la qualité de l'eau, pour éviter l'entartrage du système de refroidissement et la dérive de vapeur des tours de refroidissement[12].

Il existe plusieurs façons de concevoir la tour de refroidissement par voie humide. Avec les tours à tirage mécanique, l'air est aspiré à travers la tour par de grands ventilateurs. Les tours à tirage naturel sont de grandes structures hyperboliques qui aspirent l'air à travers la tour par un effet de cheminée présentent l'avantage de réduire les coûts d'exploitation et de maintenance. Leur utilisation aux États-Unis a été limité aux très grandes unités de charbon et nucléaires[11].

Environ 2 % de l’eau de refroidissement est perdue du fait de l’évaporation dans une tour aéroréfrigérante de type cellule à tirage mécanique, ce qui nécessite des ajouts continus d ’eau d'appoint[21]. Cette évaporation entraîne l'accumulation de solides dans l’eau de circulation, une partie de l’eau est évacuée sous forme de « purge » afin de limiter la concentration de ces solides et empêcher l’entartrage et la corrosion qui pourraient gêner les transferts de chaleur[11].

Traitement des eaux de centrales[modifier | modifier le code]

Les produits chimiques utilisés dans le circuit primaire d'un réacteur à eau pressurisée sont brièvement traités plus loins.

La plupart des produits chimiques utilisés dans les circuits de vapeur et de refroidissement d'un réacteurs à eau pressurisée en exploitation sont utilisés exactement aux mêmes objectifs et dans des quantités similaires à celles des centrales à combustible fossile[7]. Les traitements consistent principalement: en filtration mécanique des eaux de refroidissement, traitements biocide et en inhibiteurs de corrosion. Les eaux du circuit de refroidissement doivent présenter des qualités particulières qui vont permettre d'éviter l'entartrage du condenseur et des tours aérofrigérantes. Les produits chimiques utilisés dans le circuit de vapeur secondaire sont généralement l'hydrazine (pour éliminer l'oxygène de l'eau) et l'ammoniac/amines (pour contrôler le pH)[7]; le circuit de refroidissement externe principal peut nécessiter un dosage de biocides, généralement du chlore. Il existe également d'autres systèmes plus petits, tels que les stations de traitement de l'eau et des eaux usées, qui utilisent et éventuellement rejettent une gamme de produits chimiques, principalement dans l'eau. Sizewell B (Centrale nucléaire de Sizewell) est la seule centrale PWR actuellement en exploitation au Royaume-Uni. Les données de rejet montrent que seul le chlore résiduel est présent à la sortie du flux principal d’eau de refroidissement à des concentrations constamment supérieures à celles de l’entrée, mais dans les limites du permis de rejet[7]. Les rejets de centrales liés aux eaux sont de différentes natures[22]: rejets thermiques – les centrales électriques à passage unique réchauffent les eaux de la rivière – rejets chimiques – biocides, et inhibiteurs de corrosion sont déversés dans la rivière –; rejets chimiques induits par les traitements contre les micro-organismes pathogènes, amibes et et légionelle.

Circuit primaire d'une centrale nucléaire[modifier | modifier le code]

L’acide borique et l’hydroxyde de lithium sont les seuls produits chimiques utilisés dans le circuit primaire d'un réacteur à eau pressurisée, mais pas dans une centrale à combustible fossile. Le but de l'acide borique dissout, est d'agir en tant que modérateur: L'acide borique capte les neutrons de fission, et maintiennent la réaction nucléaire en chaîne et sont responsables de la réactivité du réacteur. L'acide borique qui est ajouté au circuit primaire du REP abaisse le pH et augmente ainsi le potentiel de corrosion. Pour contrer cet effet, un agent alcalinisant, dans la plupart de l'hydroxyde de lithium (2 à 4 mg/l), est ajouté au circuit primaire[23]. L'hydroxyde de lithium, est enrichi artificiellement en Lithium 7 afin de minimiser la formation de tritium due au Lithium 6. Au cours d’un cycle du combustible, du lithium accompagne l’acide borique dans la « largage du circuit primaire »[7]. En raison de leurs propriétés chimiques et de leurs effets sur l’environnement, l’acide borique et l’hydroxyde de lithium suscitent un examen moins rigoureux de la réglementation. Cependant, les rejets contenant ces produits chimiques du circuit primaire et les systèmes de traitement des déchets radioactifs sont toujours réglementés de manière stricte car ils contiennent la majeure partie des substances radioactives dans les rejets de toute centrale REP[7].

Circuit de vapeur et circuit de refroidissement[modifier | modifier le code]

Les produits chimiques mentionnés ci-dessous sont ceux auxquels on pourrait s'attendre dans les rejets d'une centrale à combustible fossile de la même manière que dans le circuit de vapeur (secondaire) ou le circuit de refroidissement externe d'un réacteur à eau pressurisée.

Filtration des eaux de refroidissement[modifier | modifier le code]

Des écrans et d'autres dispositifs mécaniques sont utilisés pour exclure les biotes plus importants des systèmes de refroidissement. Les organismes plus petits ou les matériaux planctoniques sont trop petits pour être exclus mécaniquement, mais une fois qu’ils entrent dans les systèmes, ils peuvent se coloniser et causer toute une série de problèmes opérationnels. Ils sont donc contrôlés en dosant l’eau de refroidissement avec des biocides chimiques[7].

Le problème est bien connu des centrales suédoises mais aussi d'autres centrales dans le monde qui ont du stopper leur activité à cause d'invasion de méduses. Le 29 septembre 2013, une prolifération de méduses en plein bloom a nécessité l'arrêt du réacteur no 3 de la Centrale nucléaire d'Oskarshamn en Suède durant 3 jours[24], problème déjà rencontré dans d’autres centrales dans le monde.

Dans l'eau de mer les niveaux de salinité sont assez élevés, mais ils sont compensés par les faibles niveaux de carbonate, de sulfate et de silice responsables du tartre[11].

Traitement chimique[modifier | modifier le code]

Les traitements de l'eau des circuits de vapeur et de refroidissement incluent:

  • les additifs pour l’eau dans les chaudières principales et les systèmes à turbine;
  • les biocides utilisés dans les systèmes d'eau de refroidissement à passage unique;
  • les inhibiteurs de corrosion et des produits chimiques anti-calcaires utilisés dans les tours de refroidissement;
  • les inhibiteurs de corrosion utilisés dans des systèmes de refroidissement en circuit fermé plus petits;
  • les produits chimiques de nettoyage.

Le biocide standard est le chlore dans toutes les usines utilisant un refroidissement à l'eau de mer à passage unique. La chloration de l'eau de refroidissement forme une gamme de sous-produits halogénés qui varient en fonction des conditions spécifiques du site. Dans certaines usines des États-Unis, des inhibiteurs métaboliques d'espèces spécifiques ou étrangères sont parfois utilisés. Pour les sites dotés de plusieurs réacteurs distincts, il est nécessaire de coordonner le moment de la chloration dans chacun d’eux, afin que les rejets totaux de chlore résiduel dans les eaux réceptrices ne dépassent pas les valeurs indicatives. Dans toutes les installations utilisant des tours de refroidissement, des problèmes plus complexes de encrassement biologique spécifiques à un site doivent être résolus. Les sites français utilisent de la monochloramine (une combinaison d’ammoniac et de chlore). Les options futures incluent notamment l’utilisation de la lumière ultraviolette principalement pour lutter contre légionelle. Les usines américaines équipées de tours de refroidissement utilisent du chlore et d'autres biocides oxydants tels que le brome, mais répertorient également une gamme plus étendue de systèmes propriétaires pour les problèmes spécifiques à un site[7].

Rejets thermiques[modifier | modifier le code]

L'eau utilisée pour refroidir la vapeur génératrice d'électricité quitte la centrale à des températures sensiblement plus élevées. Pour des centrales électriques à passage unique (ces systèmes ont une plus grande charge calorifique associée et sont les plus susceptibles d'entrer en conflit avec les limites réglementaires sur les rejets thermiques) des températures jusqu'à 37 °C ont été relevées en période estivale. Les eaux rejetées sont en général de 9,5 à 10 °C plus chaudes que les température habituellement relevées en été. Cette "pollution thermique" peut nuire aux écosystèmes aquatiques locaux. Les organismes aquatiques dépendent fortement des conditions thermiques spécifiques des milieux aquatiques. Des températures de l'eau supérieures ou inférieures aux régimes thermiques optimaux peuvent causer du stress ou même la mort. Les températures élevées peuvent en outre augmenter la toxicité des produits chimiques et inhiber les processus biologiques.

Aux États-Unis, les rejets d'effluents thermiques sont régis par l'article 316 a du Clean Water Act[25]. En France, la température des rejets est limité à 30°C en règle générale par l'article 31 de l'arrêté du 2 février 1998[26]. Dans le cas des centrales nucléaires, les seuils sont fixées au cas par cas dans l'arrêté fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux de chaque installation[27].

Article connexe : Pollution thermique.

Rejets chimiques[modifier | modifier le code]

Cette section met en évidence les principaux problèmes identifiés dans les permis et les rejets de produits chimiques par ordre d'importance[7]:

  • Biocides dans les systèmes d’eau de refroidissement principaux, en particulier le chlore utilisé dans les systèmes de refroidissement par eau de mer (once through seawater cooling systems). D'autres impacts dus à d'importants flux d'eau de refroidissement, tels qu'impacts thermiques et entraînement, sont également importants.
  • Hydrazine dans les effluents provenant de la maintenance des centrales thermiques. L'hydrazine est utilisée en tant que piégeur d'oxygène dans le circuit de vapeur principal (technologie AVT) et lors de la de la dépose humide (wet lay-up) de certains systèmes de la centrale. Bien que l'hydrazine soit très efficace dans cette application, il s'agit d'un cancérigène génotoxique dont l'usage est réglementé voir interdit. De nouvelles expérimentations visent à le remplacer[28].
  • Ammoniac et amines utilisés dans le circuit de vapeur secondaire. L'ammoniac est utilisé comme agent de contrôle du pH dans le circuit de vapeur principal de certaines usines et résulte également de la décomposition de l'hydrazine. Certaines usines utilisent également des espèces d'ammoniac organique brevetées comme inhibiteurs de corrosion, notamment des algicides et des biocides alternatifs dans des circuits fermés ou des tours de refroidissement. Les amines peuvent être utilisées à la place de l'ammoniac ou en combinaison avec l'ammoniac pour contrôler le pH dans le circuit de vapeur secondaire des REP. L'avantage des amines est qu'elles ont une meilleure rétention dans la phase aqueuse, améliorant ainsi le contrôle du pH et réduisant davantage la corrosion et le transport potentiel de produits de corrosion du fer provenant du train d'alimentation dans les générateurs de vapeur.
  • Phosphates et composés du phosphore, y compris les inhibiteurs de corrosion à base de phosphore, les produits chimiques anti-calcaires et les détergents. Des solutions de sels de phosphate de sodium sont utilisées pour la dépose humide de systèmes de la centrale où l'hydrazine ne peut pas être utilisée pour des raisons opérationnelles. Les phosphates sont également utilisés comme inhibiteurs de corrosion par aspersion dans certains systèmes d’approvisionnement en eau. Les effluents aqueux contenant du phosphate inorganique seront évacués par la salle des turbines ou d’autres puisards ou par des réservoirs de neutralisation plutôt que par l’intermédiaire des systèmes de traitement des déchets radioactifs.
  • Traces de métaux et métaux lourds, y compris les produits de corrosion et les impuretés métalliques présents dans certains produits chimiques en vrac. Le fer, le chrome, le manganèse et le nickel constituent l’acier inoxydable (plus de 10 % de chrome) et l’acier faiblement allié (moins de 10 % de chrome) utilisés dans le réacteur, le circuit de vapeur principal et les systèmes auxiliaires. La corrosion de ceux-ci peut donner lieu à de petites quantités de ces métaux en solution et sous forme de particules[7].

Un grand nombre des produits chimiques énumérés ci-dessus sont susceptibles de devenir des systèmes propriétaires contenant une gamme d'autres additifs[7].

Rejets chimiques induits par les traitements contre les micro-organismes pathogènes[modifier | modifier le code]

Amibes et légionelle peuvent se développer dans l'eau chaude des circuits de refroidissement de la centrale. Les amibes peuvent se retrouver dans les eaux rejetées à la rivière et légionelle dans les aérosols dispersés par les tours de refroidissement. Les micro-organismes pathogènes présentant un risque élevé sont Naegleria fowleri, legionella totales et legionella pneumophilia). Pour s'assurer de l'absence d'impact sanitaire des activités de la centrale on procède encore une fois à la chloration ou plus efficace un traitement à la chloramine. La principale nuisance de ces traitements réside dans les rejets chimiques associés comportant en particulier des composés chlorés et azotés indésirables pour la rivière où ils sont rejetés, puisque c'est la rivière qu'ils doivent protéger des amibes. Pour les légionnelles, les produits chimiques se retrouvent également dans la rivière du fait des purges de déconcentration du circuit[22].

Prélèvements et consommation d'eau par pays[modifier | modifier le code]

La production d'énergie primaire et la production d'électricité représentent environ 10% du total des prélèvements d'eau mondiaux et environ 3 % de la consommation totale d'eau[3]

Les prélèvement d'eau douce à destination du refroidissement tournent en France autour de 59,3 % des prélèvements totaux en eau douce du pays (OCDE 2012[2].), aux États-Unis de 39,2 % , en Belgique de 57 %, en Allemagne de 65,3 %, au Royaume-Uni de 21,2 %.

La Suède ne prélève que 3,6 % d'eau douce pour le refroidissement de ses centrale, étant principalement refroidies à l'eau de mer.

Aux États-Unis[modifier | modifier le code]

Aux États-Unis, en 2005, les prélèvements d’eau dans les centrales thermoélectriques étaient estimés à 201 Bgal/d (Plus de 277 milliards de m3/an), soit environ 3 % de plus qu’en 2000. En 2005, les prélèvements d’eau douce thermoélectrique représentaient 41 % de tous les prélèvements d’eau douce. La quasi-totalité de l'eau prélevée pour la production d'énergie thermoélectrique était constituée d'eau de surface utilisée pour le refroidissement par passage unique dans les centrales (Un tiers selon EPRI[11]). 29 % des prélèvements d’énergie thermoélectrique étaient des eaux salées provenant des océans et des eaux saumâtres des plans d’eau côtiers[29].

En France[modifier | modifier le code]

En France les unités de production d'EDF entre 1950 et de 1970 n'ont cessé de croître en puissance: 125 MW pour les unités mises en service en 1955; 250 MW pour les unités mises en service en 1961 et en 1968; 700 MW (thermique classique) et 900 MW (thermique nucléaire) pour les unités en construction en 1972;. Le condensateur pour une tranche thermique de 700 MW étant conçu pour un débit de 17 m3/s, celui d'une centrale nucléaire de 900 MW, étant conçu pour un débit de 40 m3/s (circuit ouvert), seuls les grands fleuves, à certains endroits seulement, ou les côtes maritimes, pourront accueillir les centrales du futur: Le Rhin, le Rhône, la Seine et la Loire[30].

En France, en 2012, les prélèvement d'eau douce à destination du refroidissement des centrales thermiques se montent à 59,3 % des prélèvements totaux en eau douce du pays (OCDE 2012). Les chiffres du Ministère de la Transition écologique et solidaire pour 2013 donnent 17 milliards de m3 en eau douce de surface[19], soit 51 % du volume total prélevé d'eau douce.

Les prélèvements se font en quasi-totalité dans les eaux de surface (Jusqu'à 95 % des eaux de surfaces disponibles dans le Centre, pour les centrales nucléaires situées sur la Loire[31].). Une grande partie du volume prélevé n’est pas consommée mais rejetée (90 %) à température plus élevée dans le même milieu après usage. Les centrales en circuit ouvert prélèvent plus d’eau que celles en circuit fermé, mais leur taux de restitution - respectivement 97,5 % et 62,5 % - au cours d’eau est plus élevée. Les prélèvements en eau pour le refroidissement des centrales électriques se sont développés dès les années 1960 avec celui de la production d’électricité issue de centrales thermiques à combustibles fossiles. Ils se sont accrus au cours de la décennie 1980 avec la montée en puissance du parc de centrales nucléaires. Au début des années 1990, ils se stabilisent avec la mise en service de centrales équipées de circuit de refroidissement fermés[32].

Les prélèvements d’eau douce pour le refroidissement des centrales électriques concernent principalement Isère-Drôme (4 895 millions de m3), Rhône moyen (3 668 millions de m3), Haut Rhône (2 363 millions de m3), et Rhin supérieur (1 752 millions de m3)[17]; plus particulièrement les sites où sont localisées les 4 centrales équipées de circuits de refroidissement ouverts[19]. La localisation géographique des plus gros prélèvements d’eau douce s’explique donc par la présence de réacteurs nucléaires dotés de circuits de refroidissement ouverts: par ordre décroissant, Tricastin (Isère – Drôme), Saint-Alban (Rhône moyen), Bugey (Haut Rhône), toutes trois situées sur le Rhône, suivies de Fessenheim (Rhin supérieur). Ces réacteurs constituent 70 % des prélèvements d’eau douce des centrales électriques en France. Les autres centrales nucléaires ayant des circuits de refroidissement ouverts prélèvent en mer (Gravelines, Penly, Paluel, Flamanville, centrale à circuit ouvert de bord de mer).) ou en estuaire (Blayais à circuit ouvert, Estuaire de la Gironde). Des centrales thermiques à flamme sont également à l’origine de gros prélèvements, comme à Cordemais (Loire aval et côtiers vendéens) ou, dans une moindre mesure, Blénod-lès-Pont-à-Mousson (Moselle – Sarre). Dans le cas de ce dernier sous-bassin, l’importance des prélèvements résulte aussi de la présence de la centrale nucléaire de Cattenom équipée de circuits de refroidissement fermés, mais constituée de quatre réacteurs de grosse puissance[18].

En région du Centre, le secteur de l’énergie (Centrales nucléaires de Belleville, Chinon, Dampierre, et Saint-Laurent-des-Eaux situées sur la Loire) prélève le plus d’eau (62 % des ressources en eau de la région). Il est suivi par les usages domestiques, l’agriculture (irrigation) et l'industrie, minoritaire. Les centrales nucléaires prélèvent essentiellement dans les eaux superficielles (95 % de l'eau disponible) alors que les autres activités (irrigation, alimentation en eau potable, besoins industriels) sollicitent plutôt les eaux souterraines[31].

Connexion eau-énergie[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Connexion eau-énergie.
Diagramme de Sankey hybride de 2011, interconnections de l'eau et des flux d'énergie aux États-Unis[33].

Le concept de « connexion eau-énergie » vise à évaluer la relation entre l'eau et l'énergie, une analyse du cycle de vie initiée par Peter Gleick (en) en 1994. En 2014, le département de l'Énergie des États-Unis (DOE) a publié son rapport sur le lien entre l'eau et l'énergie, soulignant la nécessité de politiques conjointes eau-énergie et une meilleure compréhension du lien et de sa vulnérabilité au changement climatique en matière de sécurité nationale. Le diagramme hybride de Sankey dans le rapport eau-énergie de 2014 du DOE résume les flux d'eau et flux d'énergie aux États-Unis par secteur, démontrant l'interdépendance et mettant en évidence la puissance thermoélectrique comme le plus grand utilisateur d'eau, principalement utilisée pour le refroidissement.

Le secteur de l’énergie est responsable de 10 % des prélèvements d’eau dans le monde, principalement pour l’exploitation de centrales électriques et pour la production de combustibles fossiles et de biocarburants. Selon les prévisions de Agence internationale de l'énergie[34], ces besoins devraient augmenter jusqu'en 2040: les prélèvements d'eau dans le secteur de l'énergie augmenteraient de moins de 2 % pour atteindre plus de 400 milliards de mètres cubes, tandis que la quantité d'eau consommée (l'eau prélevée mais qui n'est pas rétrocédée à une source) devrait augmenter de près de 60 %, à plus de 75 milliards de mètres cubes.

Risques climatiques[modifier | modifier le code]

Le prélèvement d'eau par les centrales électriques peut devenir un défi majeur en période de sécheresse ou de stress hydrique, lorsque l'eau n'est tout simplement pas disponible dans les volumes requis ou aux températures requises[1].

  • Canicule européenne de 2003, en France dans certaines régions, les niveaux d'eau des rivières ont chuté si bas que le processus de refroidissement est devenu impossible et les centrales ont dû fermer, alors qu'ailleurs la température de l'eau après le processus de refroidissement dépassait les niveaux de sécurité environnementale. Une exemption exceptionnelle aux exigences légales a été accordée à six réacteurs nucléaires et à un certain nombre de centrales conventionnelles: Les centrales nucléaires de Saint-Alban (Isère), de Golfech (Tarn-et-Garonne), de Cruas (Ardèche), de Nogent-sur-Seine (Aube), du Tricastin (Drôme) et du Bugey (Ain) ont continué à fonctionner bien que les limites légales aient été dépassées. De plus, la demande en électricité a grimpé à mesure que la population a mis en place la climatisation et les réfrigérateurs, mais les centrales nucléaires, qui produisent environ 75 % de l’électricité française, ont fonctionné à une capacité très réduite. Afin de conserver l'énergie pour la nation, la France – principal exportateur d'électricité d'Europe – a réduit ses exportations d'électricité de plus de la moitié[35].
  • Été 2012, chaleur et sécheresse à travers les États-Unis, ont obligé les centrales thermoélectriques à réduire leurs activités ou à chercher des contournement des réglementations sur les rejets thermiques. En outre, des préoccupations ont été exprimées, notamment par l' U.S. Global Change Research Program, quant à l’augmentation de la température des rivières due au changement climatique, qui pourrait à l’avenir limiter la production d’énergie. Aux États-Unis, d'ici 2025, des contraintes hydriques futures sur la production d'électricité dans les centrales thermiques sont prévues pour l'Arizona, l'Utah, le Texas, la Louisiane, la Géorgie, l'Alabama, la Floride, la Californie, l'Oregon et l'État de Washington[36].

Utilisant un cadre couplé de modélisation hydrologique–électrique, une étude montre une réduction de la capacité utilisable de 61 à 74 % des centrales hydroélectriques et de 81 à 86 % des centrales thermoélectriques dans le monde pour les années 2040-2069. Bien que des options d’adaptation telles que l’amélioration de l’efficacité des centrales, le remplacement des systèmes de refroidissement et des commutations de combustible constituent des alternatives efficaces pour réduire la vulnérabilité face aux changements climatiques et aux ressources en eau douce, les transitions dans le secteur de l’électricité qui mettent davantage l’accent sur l’adaptation, en plus de l’atténuation, sont donc fortement recommandées pour maintenir la sécurité en eau et la sécurité énergétique dans les décennies à venir[4].

Prospective[modifier | modifier le code]

Différentes pistes sont explorée pour une meilleur gestion de l'eau[11]:

  • recyclage et réutilisation des eaux de refroidissement pour minimiser les prélèvements et les rejets d'eau;
  • sources d'eau alternatives, lorsque cela est possible eaux usées municipales, eaux souterraines saumâtres et eau produite des opérations pétrolières et gazières;
  • usages de diverses technologies sèches pour le refroidissement, ainsi que des technologies hybrides sec/humide.

Eau et catastrophes nucléaires[modifier | modifier le code]

  • L'accident nucléaire de Three Mile Island en 1979 est la suite d'un enchainement de défaillances matérielles et humaines provoquant la fusion partielle du cœur du réacteur nucléaire (à eau pressurisée – REP). La cause initiale de l’accident s’était produite onze heures plus tôt, lors d’une tentative de la part d’un opérateur de réparer un blocage sur l’un des huit polisseurs de condensat (Condensate polisher (en)), dispositif utilisé pour filtrer l'eau condensée du circuit de vapeur. Il est fréquemment rempli de résines polymères qui sont utilisées pour éliminer ou échanger des ions, de sorte que la pureté du condensat soit maintenue égale ou proche de celle de l'eau distillée. Les sécurités de la centrale n'ont par la suite pas fonctionné de manière correcte du fait qu'une vanne était anormalement fermée.
  • La catastrophe nucléaire de Fukushima provoquée par le séisme de 2011 de la côte Pacifique du Tōhoku était en 2017, une catastrophe toujours en cours, puisqu’il fallait toujours refroidir les trois réacteurs qui étaient entrés en fusion en 2011, faute de quoi ceux-ci reprennent leurs rejets dans l’atmosphère. La centrale dans le tremblement de terre et le tsunami qui a suivi, a vu la plupart de ses organes anéantis. À la date 16 février 2017, 1100 énormes réservoirs contenant plus de 961 000 m3 d’eau contaminée ont avalé les hectares d’espaces boisés autour de la centrale. Tepco pompe alors quotidiennement environ 300 m3 dans le sous-sol de la centrale qui enferme probablement près de 60 000 m3 de liquide très radioactif. Et pour le refroidissement du corium, 286 m3 d’eau fraîche sont injectés quotidiennement dans les trois réacteurs. Mais une partie du liquide contaminé s’échappe toujours dans le Pacifique malgré la barrière d’acier construite dans le port. Une barrière de glace a été mise en place par congélation du sol en 2016 qui ne devrait pas pouvoir fonctionner au-delà de 2021. Il n'a pas été trouvé de solution pour toutes ces eaux contaminées. Loins des cercles vertueux balisés par la thermodynamique, Fukushima est un « puits sans fond[37] ».

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a b c d e et f (en) How it Works: Water for Electricity, Union of Concerned Scientists, 9 novembre 2017
  2. a et b OECD Publishing, 21 apr. 2005 - 324 pages OECD Environmental Data: Compendium 2004. lire en ligne
  3. a et b (en) Agence internationale de l'énergie [PDF] IEA Water Energy Nexus, Excerpt from the World Energy Outlook 2016, sur iea.org
  4. a et b (en) Michelle T. H. van Vliet, David Wiberg, Sylvain Leduc & Keywan Riahi. Power-generation system vulnerability and adaptation to changes in climate and water resources Nature Climate Change volume 6, pages 375–380 (2016). sur nature.com
  5. [PDF]Problèmes hydrauliques liés au refroidissement des centrales nucléaires fonctionnant en circuit ouvert. Y. Coeffé, B. Manoha. La Houille Blanche (1) 59-71 (1983)]
  6. Electricity
  7. a b c d e f g h i j k l m n o et p Chemical discharges from nuclear power stations: historical releases and implications for Best Available Techniques Report – SC090012/R1 Environment Agency. sur assets.publishing.service.gov.uk
  8. a et b Centrales à vapeur sur direns.mines-paristech.fr
  9. Industries atomiques, Volume 8. 1964
  10. a et b (en)Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, Department of EnergyElectricity Generationsur energy.gov
  11. a b c d e f g h et i (en) [PDF] Electric Power Research Institute. Water Use for Electric Power Generation. Final Report, February 2008. Lire en ligne
  12. a b et c Dziegielewski B and Bik T 2006 Water Use Benchmarks for Thermoelectric Power Generation (Research Report of the Department of Geography and Environmental Resources) (Carbondale, IL: Southern Illinois University)
  13. a et b (en) J Macknick, R Newmark, G Heath and K C Hallett. Operational water consumption and withdrawal factors for electricity generating technologies: a review of existing literature. Environmental Research Letters, Volume 7, Number 4. 2012. Lire ne ligne
  14. Organisation de coopération et de développement économiques, 1982. OQLF. système à passage unique
  15. [PDF] Les besoins en eau de refroidissement des centrales thermiques de production d’électricité pages 8 & 11 - document EDF du 17 octobre 2007, sur le site physagreg.fr.
  16. La sécheresse menace le bon fonctionnement des centrales nucléaires. Audrey Garric. lundi 16 mai 2011. sur ecologie.blog.lemonde.fr
  17. a et b Volume des prélèvements en eau pour le refroidissement des usines de production d’énergie, en 2006 sur statistiques.developpement-durable.gouv.fr
  18. a et b Ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer, chargé des relations internationales sur le climat. Les prélèvements d’eau douce en France: les grands usages en 2013 et leur évolution depuis 20 ans
  19. a b et c Ministère de la Transition écologique et solidaire Les prélèvements d’eau par usage et par ressource sur statistiques.developpement-durable.gouv.fr
  20. Power Plant Cooling Systems: The Unsung Heroes, power-eng.com du 5 janvier 2001, consulté le 19 mai 2019
  21. (en) Herbert Becker Zien, Problems of air flow through large natural draft cooling towers, Cornell University, , p. 2
  22. a et b Gestion Industrielle de l'eau pour la production d'énergie nucléaire. Ed. Techniques Ingénieur. lire en ligne
  23. Circuit primaire dans les PWRs sur metrohm.com
  24. prolifération de méduses en 2013 sur futura-sciences.com
  25. N. Madden, A. Lewis et M. Davis. Thermal effluent from the power sector: an analysis of once-through cooling system impacts on surface water temperature. Environmental Research Letters, Volume 8, Number 3. 2013. Lire en ligne
  26. Arrêté du 2 février 1998 relatif aux prélèvements et à la consommation d'eau ainsi qu'aux émissions de toute nature des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation - Article 31 (lire en ligne)
  27. « Réglementation thermique des installations nucléaires de base en France », sur callendar.climint.com
  28. (en)Mitsubishi Heavy Industries Technical Review Vol. 46 No. 2 (June. 2009) 43 Alternatives to Hydrazine in Water Treatment at Thermal Power Plants sur mhi.co.jp
  29. Kenny J F, Barber N L, Hutson S S, Linsey K S, Lovelace J K and Maupin M A 2009 Estimated Use of Water in the United States in 2005 (US Geological Survey Circular vol 1344) (Reston, VA: USGS) lire en ligne
  30. [PDF]Influence de la salissure marine sur la corrosion des métaux et moyens de prévention. M. BUREAU, R. BOYER. La Houille Blanche (2-3) 189-198 (1972). DOI: 10.1051/lhb/1972014. Lire en ligne
  31. a et b Direction régionale de l'alimentation, de l'agriculture et de la forêt Les principales caractéristiques technico-économiques de l’irrigation en région Centre, janvier 2011 sur draaf.centre-val-de-loire.agriculture.gouv.fr)
  32. Développement durable. Indicateurs de suivi de la transition écologique vers un développement durable. Les prélèvements en eau par usage lire en ligne sur statistiques.developpement-durable.gouv.fr
  33. (en) Hybrid Sankey diagram of 2011 U.S. interconnected water and energy flows. Bauer, D., Philbrick, M., and Vallario, B. (2014). "The Water-Energy Nexus: Challenges and Opportunities." U.S. Department of Energy. Lire en ligne
  34. (en)Agence internationale de l'énergie[PDF] IEA Water Energy Nexus, Excerpt from the World Energy Outlook 2016, sur iea.org
  35. United Nations Environnement Programme (UNEP). 2004. "Impacts of summer 2003 Heat Wave in Europe", Environnement alert newsletter 2:4pp unisdr.org Lire en ligne
  36. US Global Change Research Program (USGCRP) 2009 Global Climate Change Impacts in the United States (New York, NY: Cambridge University Press). Lire en ligne
  37. Fukushima, puits sans fond Par Arnaud Vaulerin, correspondant au Japon — 16 février 2017 à 19:46. Sur liberation.fr

Bibliographie[modifier | modifier le code]