Kernenergie in het electriciteits-net

    Alle nationale electriciteits-netwerken in de wereld hebben een centrale structuur. Electriciteit wordt opgewekt in (de naam zegt het al) electriciteits-centrales en vervolgens via een hoogspannings-netwerk gedistribueerd naar een middenspannings-netwerk (met grootverbruikers), en vervolgens via een laagspanningsnetwerk naar de consument. Dat netwerk wordt richting consument steeds dunner en fijnmaziger. Een electriciteitsnet moet altijd 'in balans' zijn, d.w.z. dat het geproduceerde vermogen op elk moment gelijk is aan de electriciteitsvraag. Voor het laagspanningsnet is onder andere bepaald dat de spanning op een aansluitpunt tussen 207 en 253 volt (gemidddeld 230 V) moet liggen, de frequentie tussen 49,8 en 50,2 Hertz (gemiddeld 50 Hz) .  Wordt op een moment meer elektriciteit geproduceerd dan wordt verbruikt, dan stijgt de spanning en de netfrequentie; een AC-generator zal nl. bij iets minder belasting vanuit het net de neiging hebben iets harder te gaan draaien, totdat het verminderen van de aandrijfkrachtbron (vaak via stoom) de AC-generator weer iets afgeremd heeft. De governor  (regelapparatuur) die gekoppeld is aan de AC generator regelt de aandrijfkracht (stoom) en het toerental ervan d.m.v. droop speed control. Hij doet dat dus druppelgewijs volgens digitale interne tabellen. Dit zorgt ervoor dat synchronisatie met andere AC-generatoren in het net stabiel kan gebeuren. Wordt minder elektriciteit geproduceerd dan de vraag, dan daalt de spanning en de netfrequentie en werkt de governor de andere kant op. 

    De netbeheerders hebben van te voren afspraken gemaakt met bepaalde elektriciteitsproducenten om de electriciteits-productie in het net te reguleren. Alleen bepaalde type centrales kunnen namelijk snel hun productie aanpassen waardoor snel minder of meer elektriciteit geproduceerd wordt. Dit wordt het primair vermogen genoemd. Door met dit primair vermogen automatisch, op basis van de afwijking van de netfrequentie t.o.v. 50 Hz, de elektriciteits-productie te verhogen of te verlagen, kan men een kleine onbalans automatisch wegwerken.

    Wanneer grotere fluctuaties dreigen te ontstaan dan het primair vermogen kan opvangen, wordt door de netbeheerder handmatig ingegrepen en zullen op basis van contractuele afspraken bepaalde partijen hun productie binnen een kwartier dienen aan te passen. Dat is wat regelvermogen wordt genoemd.

Een electriciteitscentrale kan - technisch gezien - op drie manieren stroom leveren aan het electriciteitsnet:

• Baseload (basislast) wil zeggen dat de centrale altijd zo veel mogelijk op maximaal vermogen electriciteit opwekt. Alleen bij onderhoud of storing wordt er geen electriciteit geproduceerd.

• Load Following (middenlast) wil zeggen dat de centrale de (voorziene) electriciteitsvraag van het net volgt. 's Morgens als iedereen wakker wordt en zich klaar maakt voor de werkdag is er een piek, vroeg in de avond is er een piek en 's nachts als iedereen slaapt een dal. Het vermogen dat de centrale produceert, wisselt dus continu naar gelang de vraag.

• Peaking  (pieklast)

Kerncentrale(s) die een baseload verzorgen in het electriciteitsnet worden door sommigen als noodzakelijk gezien. Want op de dagen dat er geen zon én wind is, moet er wél stroom geproduceerd worden, want anders krijgen we 'wiebelstroom' (daarmee worden frequente onderbrekingen in de stroomlevering bedoeld). Dat is helaas een misvatting! Het begrip baseload (of basislast) stamt uit het tijdperk dat kolencentrales voornamelijk de stroomvoorziening verzorgde. Een kolencentrale kon toen niet snel vermogen op- of afschakelen (tegenwoordig is dat beter met moderne kolencentrales, maar nog niet ideaal) en er was ook nog geen centraal landelijk electriciteitsnet. De kolencentrales volgde toen de stroom-vraag op een heel ruime manier, ruwweg het dag/nacht-ritme. Het geleverde electrisch vermogen werd afgestemd op de electriciteitsvraag door een stoomventiel meer of minder open te zetten, waardoor de generator meer of minder stroom leverde. De kolencentrale draaide op die manier grote delen van de dag in thermische vollast. Toen snel modulerende gascentrales op de markt kwamen was dat een veel betere manier om de load following en peaking in het electriciteitsnet te verzorgen, waardoor zich veel minder stroomonderbrekingen voordeden en kolencentrales zo veel mogelijk in vollast konden blijven draaien. De term baseload bleef echter gehandhaaft.
    Eeen kerncentrale draait het liefst in baseload/vollast. Draaien in deellast/load following kost de centrale nl. veel geld. Niet alleen omdat er minder stroom (MWh) wordt geproduceerd en daalt daardoor de omzet en duren de betalingen voor aflossing en rente van leningen langer, maar ook omdat het verbruik van splijtstof in deellast gelijk is aan dat in vollast in elke kerncentrale. Ook  de regelstaven worden bij regelmatige deellast zwaarder belast, waardoor de werkzaamheid ervan afneemt en ze eerder vervangen dienen te worden of zwaarder/talrijker (is duurder) ontworpen moeten worden. Daar komt bij dat door de vele temperatuur-wisselingen de kans op haarscheurtjes toeneemt in de hele installatie en duur technisch onderhoud toeneemt. Het is de eigenaren van de kerncentrale er dus veel aangelegen om een langdurig contract voor baseload/vollast af te sluiten met de netbeheerder.
    Maar wat dan als er geen zon én wind is? De hardnekkige misvatting hier is dat groene energie niet alleen zon én wind omvat, maar ook opslag! Verderop in deze pagina wordt daar nader op ingegaan. De berg kolen naast een kolencentrale is immers óók opslag, net zoals de nieuwe verse splijtstofelementen dat zijn, die in 2, 3 of 4 jaar verspleten worden in de reactor van de kerncentrale. 

Load Following en Baseload in Frankrijk

    Load Following van kerncentrales in Frankrijk gebeurt wel op een speciale beperkte manier. Uitgangspunt daarbij is om in het totale kerncentrale-park, zo veel mogelijk kernreactoren zo stabiel mogelijk te laten draaien. Dat betekent dat gedurende de dag zo min mogelijk reactoren grote variaties in vermogen nastreven. Een aantal blijft dus vooral in baseload draaien. Dat zijn bijv. die kernreactoren die binnen twee maanden een splijtstofwisseling moeten ondergaan. Andere reactoren in de nabijheid van een stuwmeer kunnen in baseload blijven draaien door hun overtollige vermogen te gebruiken voor Pumped Storage Hydropower (PSH). Het is per saldo goedkoper om een kerncentrale in baseIoad te draaien dan in load following mode om de simpele reden dat hoe meer stroom een kerncentrale produceert, hoe eerder de financieringskosten afgelost zijn en hoe minder rente er betaald hoeft te worden. In Frankrijk is de cumulatieve load factor van de kerncentrale-vloot 71,3%. In de V.S. is dit voor de Westinghouse 4-loop kerncentrales (vergelijkbaar met de Franse P4 en P'4 kerncentrales) 84,7%! Alle kerncentrales in de V.S. draaien trouwens in base load. 

    Ook export van stroom kan er voor zorgen dat kerncentrales in baseload kunnen blijven draaien. Frankrijk heeft ook een aantal waterkrachtcentrales die niet alleen uitermate geschikt zijn voor Pumped Storage Hydropower (PSH), maar natuurlijk ook voor zeer snelle lastvariatie van vermogen. Ideaal voor load following dus. In de zomer liggen sommige kerncentrales stil, omdat in dat seizoen de energievraag in Frankrijk nog laag is (het aantal airco's in woningen is echter stijgende). Bovendien zou dat beteken dat rivierwater te warm kan worden. In de winter is de energievraag hoog in Frankrijk, omdat op grote schaal nog electrisch verwarmd wordt met straalkachels of electrische CV's. (warmtepompen zou hier een bezuiniging betekenen).

Kerncentrales die in Frankrijk in Load Following regime draaien:

• ...Moeten daar technisch voor zijn aangepast; méér control rods (regelstaven) en die contral rods zijn grijs i.p.v. zwart. Grijs betekent dat ze minder neutronen kunnen neutraliseren dan de zwarte. Bij deellast zakken zwarte control rods maar voor een deel in de reactor en zal er een thermische onbalans ontstaan tussen het bovenste en onderste gedeelte in het reactorvat. Dat heeft men liever niet omdat dit op den duur tot scheurtjes kan leiden. Grijze regelstaven kunnen  bij deellast in zijn geheel zakken, waardoor die thermische onbalans niet ontstaat. Ook moet het primaire koelcircuit snel met boorzuur/lithiumhydroxide geïnjecteerd, of ervan gezuiverd kunnen worden. Het Lithiumhydroxide dat dient om de verhoogde Ph door Boorzuur te neutraliseren, zorgt in het reactorvat voor extra tritium-productie, dat afgevoerd moet kunnen worden. Gebruik van MOX-splijtstof in de reactorkern kan de neutronics van de reactor verder compliceren. Het besturings-systeem van de reactor moet uitgebreid worden en het operator-team moet zéér goed opgeleid worden. Al met al maakt het de besturing van de reactor veel complexer en dus niet veiliger.

• ...Vertonen meer slijtage en hebben daardoor meer onderhoud nodig. Vergelijk een auto die alleen stadsritjes maakt met een auto die dagelijks lange ritten rijdt. De eerste auto zal mechanisch veel eerder versleten zijn dan de tweede. Dat betekent dus vaker controle en onderhoud aan de kerncentrale, meer downtijd en hogere onderhoudskosten. 

• ...Hebben een korte levensduur door de grotere warmte-stress en daarmee de grotere kans op het ontstaan van scheurtjes.

• ...Bovendien kent het Load Following regime al een aanmerkelijk lagere productiefactor dan het Baseload regime: ca. 70% tegen ca 85-95% (Kerncentrale Borssele 84.8%). Dat heeft natuurlijk wél het voordeel dat Frankrijk door die grote productie-reserve makkelijk stroom kan exporteren naar bijv. Duitsland, België en Nederland. Maar dat is geen garantie voor de toekomst.

Verder:

• ...De Franse type C0 reactoren (het oudste type in Frankrijk) kunnen alleen in Baseload draaien.

• ...De overige Franse reactoren kunnen wél in Load Following regime draaien. Daartoe moeten wel meer parameters van de reactor gemeten worden. Naderhand toegevoegde software bewaakt in de meeste reactoren voor een groot deel die parameters en de besturing van de reactor d.m.v. operating procedures. De EPR en EPR2 zijn zeer wel in staat om ook in load Following mode te draaien. Maar de wereldwijd in bedrijf genomen EPR reactoren doen dit (nog) niet De cumulatieve load factors van de huidige operationele EPR's zijn: Olkiluoto-3 - 88.8 %, Taishan-1 (2018-2019) - 82.3%, Taishan-2 (2019-2021) 81.8%. Taishan-1 en Taishan-2 zijn beiden vanwege langdurige reparaties offline geweest waardoor de cumalatieve load-factor t/m 2023 niet erg realistisch is en dus wordt hier verwezen naar een meer normalere periode.

• ...al die operationele kernreactor-parameters moeten gemeten én gemonitord worden. Dat is nodig voor een behoorlijk complexere besturing bij loadfollowing regime. Dat gebeurt in  een EPR2 of enige andere Gen III+ kerncentrale door speciale propiëtaire I&C (instrumentation & Control) software in. De situatie is enigszins te vergelijken met zgn. digital fly by wire software in moderne passagiers-vliegtuigen. Die software houdt het vliegtuig binnen de als veilig beschouwde flight-envelope. Dat heeft de besturing heel veel eenvoudiger en veiliger gemaakt, maar die software kan door latente ontwerpfouten in bepaalde situaties soms onverwachte beslissingen nemen en zo het vliegtuig onbestuurbaar maken voor de piloten. Ook kan die software er voor zorgen dat de piloten de ontstane situatie niet begrijpen en daardoor verkeerde beslissingen nemen, met een crash tot gevolg. De software kan de piloten ook over-confidence geven. Ook kunnen onveilige situaties ontstaan waarbij het noodzakelijk is het vliegtuig uit de flight-envelope te halen om terug te keren naar een veilige situatie. De Boeing 737 MAX crashes in 2018 en 2019 die te wijten waren aan fouten in het zgn. MCAS systeem zijn daar voorbeelden van. Het is ook niet ondenkbeeldig dat die propiëtaire I&C software voor de besturing van de kernreactor te hacken en/of te saboteren is door statelijke actoren als onderdeel van hybride oorlogsvoering.

• ...Frankrijk verkeert in de gelukkige omstandigheden dat het bergen heeft, er rivieren stromen en er dus stuwdammen en meren aangelegd zijn (momenteel 17), zes ervan worden tegenwoordig ook aangewend als Pumped Storage Hydropower (PSH) en kunnen gezamenlijk 5,020 GW in het electriciteitsnet brengen. PSH is als buffer onontbeerlijk gebleken voor het Franse nucleaire electriciteitsnet.

• ...56 kerncentrales in Frankrijk, waarvan er 52 het loadfollowing regime met elkaar op gunstige manier kunnen afwisselen waardoor elke kerncentrale zo stabiel mogelijk kan produceren, veroorzaken veel minder thermische stress in het reactorvat, splijtstof en koelwaterpijpwerk van de 52 kerncentrales dan een situatie in Nederland waarin 2 kerncentrales continu in loadfollowing mode in een landelijk electriciteitsnetwerk zullen moeten draaien.

Load Following van nieuwe kerncentrales in Nederland

    De Nederlandse regegering heeft 8 Februari 2024 aan drie leveranciers EDF, KEPCO E&C en Westinghouse 'technische haalbaarheidsstudie' uit te voeren voor twee nieuwe kerncentrales in Nederland op de locaties Borssele of Maasvlakte-I. Die technische haalbaarheidsstudies zijn in Januari 2024 gestart. De uitvoeringsfase zou zes maanden duren, gevolgd door een onafhankelijke drie maanden durende toets op de resultaten. De studies zouden zoveel mogelijk openbaar gemaakt worden, maar in December 2024 waren ze dat nog niet. Daarna volgt een 'integrale afweging' en de 'ontwerp voorkeursbeslissing' die medio 2025 in de projectprocedure genomen wordt. De update van de minister van KGG d.d. 22 november 2024 laat zien dat de 'marktconsultatie' uitwijst  dat private financiering tijdens de bouw naar alle waarschijnlijkheid heel beperkt zal zijn vanwege het hoge risico en daardoor hoge bouwrente. In de operationele fase zou private financiering wel een kans maken. Besluitvorming over de financieringsvorm vindt pas ergens in 2025 plaats en daarna zou er met de 3 potentiële leverancier(s) in 2026 de aanbesteding van start gaan en uiteindelijk met één van hen een contract afgesloten worden. Het Koreaanse KHNP heeft laten weten af te zien van deelname aan de verdere aanbesteding voor de te bouwen kerncentrales liet minister Hermans van KGG weten in een brief aan de Tweede Kamer van 17 maart 2025. Parallel aan de 'aanbestedings-planning', waarvan hierboven verschillende milestones vermeld zijn, lopen zoveel mogelijk de 'vergunning-' en het 'Rijk-Regio-Afspraken'-planningen. 

    Voor de twee nieuwe kernreactoren in Nederland zal gekozen worden uit drie geadviseerde types: de Franse EPR van EDF/Framatome (Framatome is 80% EDF en 20% Mitsubishi Heavy Industries), de Amerikaanse AP1000 van Westinghouse en de Zuid-Koreaanse  APR1400 van KEPCO E&C (KEPCO heeft inmiddels een nieuwer ontwerp van de APR1400, de APR+, dat nog niet gecertificeerd is door EUR). De strategisch logische keuze zou zijn de Franse EPR, omdat Frankrijk lid van de EU is, de Euro heeft en de lijntjes kort kunnen zijn. Vandaar dat er hier wat dieper op in zullen gaan. EDF is inmiddels een 100% staatsbedrijf en kan dus niet failliet gaan. President Macron heeft de kernenergie-sector nieuw leven ingeblazen en orders voor 3 x 2 nieuwe EPR2's en later 4 x 2 EPR2's, zijn zo goed als zeker. Er is ook een mogelijkheid dat Polen en Slovenië kiezen voor de Franse EPR's. De Amerikaanse Westinghouse-optie kent onzekerheden onder de nieuwe Trump-regering, zoals bijv. mogelijke afhankelijkheid van locked-in software en right-to-repair. De Zuid-Koreaanse optie is aantrekkelijk, maar zou wel bijzonder in Europa zijn. Bovendien blijft er altijd een risico van een regionaal conflict van Zuid-Korea met Noord-Korea dat de bouw ernstig kan vertragen. Die keuze voor de Franse EPR maakt Nederland geopolitiek en strategisch het minst afhankelijk. Energie-onafhankelijkheid was ooit een uitgangspunt van 'de electriciteitsmix'. Maar de Franse EPR is inmiddels ge-upgradet naar de EPR2 en het is zeer onwaarschijnlijk dat er nog ergens een 'oude' EPR gebouwd gaat worden door EDF. Het nieuwe 'basis-ontwerp' van Edvance (EDF/Framatome) is op een oor na gevild; de verwachting was dat dit medio 2024 gereed zou zijn, waarna aan het detail-ontwerp begonnen zou kunnen worden. Maar er is nog geen witte rook. De gemaakte ontwerpkosten zouden tot nu toe alleen al € 5 miljard zijn. Hoewel het 'detail-ontwerp' - naar verwachting - tegenwoordig relatief snel uitgevoerd kan worden met geavanceerde software, was dat bij de eerste EPR's Flamanville (start 2007) en Olkiluoto (start 2005) niet het geval. Slechts ca. 25% van het detail-ontwerp bleek toen beschikbaar bij de start van de constructie en dat heeft kostenverhogend en vertragend gewerkt op de projecten. De tekortkomingen van de EPR-projecten zoals genoemd in het Folz rapport uit 2019 waren aanleiding voor de verbeterde nieuwe EPR2. De nieuwe EPR2 is in het ontwerp en in de industriële productie geoptimaliseerd én is daarmee ook goedkoper geworden. De EPR2 heeft geen 4 maar 3 zgn. backup-trains. Een backup-train is het systeem van Programmable Logic Controllers, sensoren en actuatoren die kleppen, ventielen, pompen, enz bedienen. Het electrisch vermogen blijft gelijk aan 1670 MWe, de efficiency is 36,3%. De EPR2 heeft een identieke reactorkern als de EPR bestaande uit 241 splijtstof assemblies. Standaard kan de EPR2 maar 30% MOX draaien (de EPR 100%). Er is een zeer sterke vermindering van het aantal kleppen, pompen, kabels en leidingen doorgevoerd in het EPR2-ontwerp. De veiligheidseisen en implementaties zijn daarentegen gelijk gebleven. De geschatte kosten van de EPR2 door de Franse regering waren in 2021 €8,5 miljard; in 2024 was de schatting van de krant Le Figaro al gestegen naar €11,2 miljard.

    Het plan dat nu op tafel ligt in Frankrijk is het bouwen van 3 x 2 EPR2's, waarvan in Penly de eerste twee zullen komen. De volledige financiering door de staat zal hopelijk in 2025 door het parlement goedgekeurd worden, maar men is 1 juli 2024 alvast begonnen met voorbereidende werkzaamheden in Penly. De start van de bouw van de Penly kerncentrale zelf is voor 2028 gepland.

    EDF kan aan Nederland in theorie ook de EPR1200 aanbieden. Dat is de kleinere uitvoering van de EPR2. Naast het kleinere vermogen van de EPR1200 (1200 MWe) is het grootste verschil het aantal steam generators dat niet 4 maar 3 is. De EPR1200 is in februari 2023 goedgekeurd door de Franse nucleaire autoriteit ASN, maar is nog nergens verkocht of in aanbouw. De EPR2 had die goedkeuring al in 2019 van de Franse ASN gehad. Een goedkeuring van de Franse ASN is echter nog geen certificering van de Europese EUR. De EPR2 en EPR1200 zijn volgens de folder echter wel ontworpen volgens WENRA en EUR standaards. De EDF EPR, Westinghouse AP1000 en KEPCO E&C APR1400/APR1000 hebben allemaal de EUR certificering wel. Het is onbekend of EUR certificering deel uitmaakt van het Nederlandse eisenpakket. Ook de EPR1200 is net als de EPR2 nog nergens verkocht of gerealiseerd. EDF heeft in 2024 de EPR1200 1200 MWe aangeboden in een tender voor 2 units in Dukovany en 2 units in Temelín, Tsjechië. Die tender werd gewonnen door KEPCO E&C met de APR1000, maar zowel EDF als Westinghouse gingen in beroep tegen deze beslissing. 

Wat zijn nu de belangrijkste te verwachten problemen in Nederland?

    Twee of vier grote 1.5 GW kerncentrales in een nationaal powergrid met verder miljoenen kleine stroomproducenten zoals WKK's, kleine windturbines en PV-panelen, geeft een enorme uitdaging m.b.t. frequentie-synchronisatie (50 Hz) en voltage-regulering (230V) in het net. In een ideaal centraal power-grid met maar een tiental grote centrales is dat technisch heel eenvoudig. In een centraal powergrid met veel 'prosumenten', veel duurzame energie en vier grote kerncentrales is het veel moeilijker om technisch de net-stabiliteit te bewaken van 50 Hz en 230V. Bij dreiging van veel wind en/of zonnig weer, zullen de duurder producerende kerncentrales terug in vermogen moeten worden gebracht (load following regime). Nederland heeft nl. maar beperkte capaciteit om een surplus aan electiciteit goedkoop en snel te bufferen. Frankrijk doet dit door goedkope Pumped Storage Hydropower (PSH), in het vlakke Nederland kunnen we alleen de poldergemalen op volle kracht laten draaien als de waterstanden hoog zijn, maar we slaan daar geen energie mee op die we op een later moment weer kunnen afnemen.
    De plannen zijn dat we In Nederland vooralsnog opslag realiseren d.m.v. batterijen en waterstof. Waterstof is een indirect broeikasgas met GWP20 van 37, ongeveer de helft van methaan. Dat betekent dus dat men bij alle waterstof-installaties zeer waakzaam moet zijn voor lek-preventie en lek-detectie. Er zijn overigens wel plannen geweest voor PSH in Nederland, maar die bleken (toen)  te duur. Er is het plan Lievense uit 1979 , het plan de Vlider uit 2017, het plan Huynen uit 2018 en het inverse-PSH-plan (of valmeer) Delta21 uit 2019. In feite concurreren de oude PSH-plannen met kernenergie.
    Voorlopig betekent het dus dat de kerncentrales in Nederland meer 'load following' moeten zullen draaien dan in Frankrijk en met een lagere productiefactor dan in Frankrijk. Vermoedelijk zo'n 50%. En dat maakt de door de kerncentrale geproduceerde electriciteit duur, want de bouwkosten en rente van de kerncentrale moeten wél afbetaald worden. De kans is heel groot dat  we een vergelijkbaar scenario zullen zien met kerncentrales als zich nu met de gascentrales afspeelt in Nederland. Die gascentrales worden alleen nog ingezet als de MWh-prijs op de spotmarkt hoog is, maar dat is niet genoeg om ze winstgevend te exploiteren.
    Een ander probleem doet zich voor als een grote kerncentrale plotseling in storing raakt, volledig afgeschakeld wordt en een productie van 1.500 MW weg valt voor langere tijd. De batterij- of import-capaciteit moet dan al behoorlijk groot zijn om dit op te kunnen vangen. In Oktober en November 2024 viel de Finse Olkiluoto 3 1600 MWe een aantal malen volledig uit en veroorzaakte een daling van de netfrequentie naar 49.55 Hz in heel het Scandinavische stroomnet.

2022-2023 - Crisis in de Franse Kernenergie-vloot

    Eind 2021 werd tijdens onderhoudsinspectie van twee Franse kerncentrales (reactortype N4 ,1450 MWe) InterGranular Stress Corrosion Cracking (IGSCC) geconstateerd. Type N4 is commercieel operationeel sinds 2000 in Chooz en Civaux. Een landelijk onderzoek naar IGSCC werd opgestart en vanaf september 2022 waren 32 van de 56 kernreactoren offline gehaald wegens onderzoek naar of  reparatie van IGSCC. EDF moest electriciteit inkopen ter waarde van € 29 miljard. Reparatiekosten waren ook aanzienlijk. De Franse staat had al een meerderheidsaandeel in EDF, maar het bedrijf werd vanwege de financiële problemen verder volledig genationaliseerd in juli 2022. De IGSCC werd alleen gevonden in  4 reactoren 1450 MWe type N4 en 11 reactoren 1300 MWe P'4 reactoren. Totaal in 15 reactoren dus. De 34 oudere 900 MWe typen CP0, CP1 en CP2 bleken geen problemen te hebben. Ook de 12 oudere P4 reactoren hadden nog geen problemen.

    De IGSCC deed zich voor in pijpleidingen van het RIS (Safety Injection System) en van het Residual Heat Removal System (RRA)  in de buurt van lassen. Het RRA wordt gebruikt om de koelwatertemperatuur van de reactor in cold shutdown conditie te houden om onderhoudswerkzaamheden te kunnen verrichten of splijtstof te kunnen wisselen. Het RIS (Safety Injection System) is een systeem van leidingen, pompen, sensors en reservoirs dat bij een LOCA (Loss Of Coolant Accident) er voor zorgt dat er tóch koelwater en boorzuur naar de reactorkern in het reactorvat wordt gepompt om er voor te zorgen dat er geen kernsmelt optreedt.

    Het voor het pijpwerk gebruikte austenitisch 316L RVS staat niet bekend als vatbaar voor IGSCC in PWR's, wél in BWR's en de oorzaak is dan vaak het chemisch agressievere primaire koelwater. Japanse onderzoekers hebben in 2012 aangetoond, dat in PWR's  in combinatie met primair koelwater met een lage boorzuur concentratie, hoge lithiumhydroxide-concentratie en opgelost waterstof (tritium)  alsook een hoge temperatuur, de vatbaarheid van IGSCC verhogen. En precies die condities kunnen in de Franse kerncentales die geschikt gemaakt zijn voor load following regime dus regelmatig voorkomen en in combinatie met bijv. (ondeskundig) koud vervormd laswerk kan IGSCC dus ontstaan zijn.

    De Framatome N4 reactor is een Frans Gen II design dat de ervaringen meeneemt van de Westinghouse P'4 reactor. Het is het laatste design vóór de EPR. Er zijn er maar vier van gebouwd; twee in Chooz B en twee in Civeaux. Een paar kenmerken zijn dat niet met MOX gedraaid kan worden en dat als de kerncentrale in load following mode draait, het maximale vermogen 5% minder dan het vermogen in baseload mode mag zijn. Ook de digitalisering/automatisering is verder toegenomen.

    De 8 Franse Gen-II P4 reactoren 1300 MWe zijn gebaseerd op de originele Westinghouse P4 licentie. Van dit type ('W 4-loop') staan er 28 in de V.S., zoals bijv de South Texas Project. De 12 Franse P'4 reactoren (let op de quote) zijn verFranste P4 reactoren waarin ontwerp-wijzigingen van Framatome zijn doorgevoerd. De gebouwen van de P'4 zijn iets kleiner geworden, maar ook de aansluiting van het RIS op het primaire koelcircuit werd gewijzigd. En ook juist in het RIS werden de IGSCC gevonden! De Amerikaanse regulator NRC was dan ook erg bezorgd. Gelukkig bleken de IGSCC zich niet voor te doen in de Franse Westinghouse P4 reactoren en ook niet in de Amerikaanse Westinghouse 4-loop reactoren (die vnl. in Baseload draaien) .

Instanties die over de problemen een technisch rapport geschreven hebben:

• WENRA 

• ANS 

• EDF - IGSNR

• NRC