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Centrale électrique de Vogtle

La centrale électrique Alvin W. Vogtle , également connue sous le nom de Plant Vogtle ( / ˈ v oʊ ɡ əl / VOH -gəl ), centrale nucléaire à quatre unités située dans le comté de Bu...

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La centrale électrique Alvin W. Vogtle , également connue sous le nom de Plant Vogtle ( / ˈ v oʊ ɡ əl / VOH -gəl ), centrale nucléaire à quatre unités située dans le comté de Burke , près de Waynesboro , en Géorgie , dans le sud-est des États-Unis . Avec une capacité électrique de 4 536 mégawatts , c'est la plus grande centrale nucléaire des États-Unis (en 2013), lorsque la construction des unités 3 et 4 a commencé. C'est également la seule centrale nucléaire du pays à posséder quatre unités. Elle porte le nom d'un ancien président du conseil d'administration d'Alabama Power and Southern Company , Alvin Vogtle .

Les deux premières unités sont des réacteurs à eau sous pression (REP) de Westinghouse , équipés d'une turbine à vapeur et d' un générateur électrique de General Electric . Les unités 1 et 2 ont été achevées respectivement en 1987 et 1989 et ont une capacité brute de production d'électricité de 1 215 MW, pour une capacité combinée de 2 430 MW. tours de refroidissement à tirage naturel mesurent 167 m de haut et assurent le refroidissement des principaux condenseurs de la centrale. Quatre tours de refroidissement à tirage mécanique plus petites fournissent de l'eau de refroidissement de service nucléaire (NSCW) aux composants de sécurité et aux composants auxiliaires non liés à la sécurité, ainsi que pour éliminer la chaleur de désintégration du réacteur lorsque la centrale est hors ligne. Une tour à tirage naturel et deux tours NSCW desservent chaque unité. En 2009, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) a renouvelé les licences des deux unités pour 20 ans supplémentaires jusqu'au 16 janvier 2047 pour l'unité 1, et jusqu'au 2 septembre 2049 pour l'unité 2. Pendant la construction des deux premières unités de Vogtle, les investissements en capital requis sont passés d'environ 660 millions de dollars à 8,87 milliards de dollars. (19 milliards de dollars en dollars de 2023 )

Deux unités supplémentaires utilisant des réacteurs Westinghouse AP1000 ont commencé leur construction préliminaire en 2009, l'unité 3 devant être achevée en juillet 2023. Des tours de refroidissement à tirage naturel ont également été sélectionnées, et les deux nouvelles tours de refroidissement mesurent près de 600 pieds (180 m) de haut. Pendant la construction, les unités ont subi plusieurs retards et dépassements de coûts. Les coûts de construction et d'investissement certifiés pour ces deux nouvelles unités étaient à l'origine de 14 milliards de dollars, selon le dix-septième rapport semestriel de surveillance de la construction de Vogtle en 2017. Ce dernier rapport impute la dernière augmentation des coûts au fait que l'entrepreneur n'a pas terminé les travaux comme prévu. Un autre facteur de complication dans le processus de construction est la faillite de Westinghouse en 2017. En 2018, les coûts étaient estimés à environ 25 milliards de dollars. En 2021, ils étaient estimés à plus de 28,5 milliards de dollars. En 2023, les coûts avaient augmenté à 34 milliards de dollars, les travaux restant à terminer sur Vogtle 4.

L'unité 3 a commencé ses opérations commerciales le 31 juillet 2023, devenant ainsi le premier nouveau réacteur nucléaire aux États-Unis depuis 7 ans. L'unité 4 est entrée en exploitation commerciale le 29 avril 2024.

Unités 1 et 2

Les unités Vogtle 1 et 2 sont un ensemble de réacteurs Westinghouse à 4 boucles identiques. Comme de nombreuses centrales nucléaires nord-américaines, chacune des unités Vogtle est construite à partir d'un cylindre en béton précontraint et post-tendu revêtu d'acier avec un dôme hémisphérique. Le confinement a été conçu par le bureau régional de Los Angeles de la Bechtel Corporation .

Augmentation de puissance

En 2008, la puissance des réacteurs 1 et 2 a été augmentée de 1,7 % par une augmentation de « l'annexe K », également appelée augmentation de la récupération de l'incertitude de mesure (MUR). Les augmentations de puissance de récupération de l'incertitude de mesure sont inférieures à 2 % et sont obtenues en mettant en œuvre des techniques améliorées de calcul de la puissance du réacteur. Cela implique l'utilisation d'appareils de mesure du débit d'eau d'alimentation de pointe pour mesurer plus précisément le débit d'eau d'alimentation, qui est utilisé pour calculer la puissance du réacteur.

Des mesures plus précises réduisent le degré d'incertitude du niveau de puissance, qui est utilisé par les analystes pour prédire la capacité du réacteur à être arrêté en toute sécurité dans des conditions d'accident postulées. Étant donné que la puissance du réacteur peut être calculée avec une précision beaucoup plus grande qu'avec l'ancienne mesure de type Venturi , la centrale peut fonctionner en toute sécurité dans une marge d'erreur plus étroite par rapport à ses limites. Le nouveau débitmètre à ultrasons fonctionne en comparant le temps nécessaire aux impulsions sonores ultrasoniques pour se déplacer en amont et en aval à l'intérieur du tuyau, et utilise le différentiel de temps pour calculer le débit de l'eau dans le tuyau.

La NRC a approuvé la demande de modification de licence (LAR) de Vogtle en mars 2008. Le personnel de la NRC a déterminé que Southern Nuclear pouvait augmenter en toute sécurité la puissance de sortie du réacteur, principalement grâce à des moyens plus précis de mesure du débit d'eau d'alimentation. Le personnel de la NRC a également examiné les évaluations de Southern Nuclear montrant que la conception de la centrale peut gérer le niveau de puissance accru. L'unité 1 a été modernisée lors de son arrêt de ravitaillement au printemps 2008, et l'unité 2 a été modernisée lors de l'arrêt d'automne de la même année.

Production d'électricité

Incident de perte de puissance

Une panne d'électricité s'est produite dans la centrale le 20 mars 1990.

À 9 h 20, un camion transportant du carburant et des lubrifiants dans le poste de manœuvre de 230 kV de la centrale a heurté une colonne de support de la ligne d'alimentation alimentant le transformateur auxiliaire de réserve (RAT) de l'unité 1-A. À ce moment-là, le RAT 1-B était hors tension pour maintenance et le RAT 1-A alimentait les deux trains d'alimentation électrique de secours. Les trains électriques non urgents étaient alimentés par retour de courant depuis le poste de manœuvre via le transformateur élévateur principal jusqu'aux transformateurs auxiliaires (UAT) des unités 1-A et 1-B. Le générateur diesel de secours (EDG) 1-B était hors service pour maintenance planifiée.

Après la panne de courant, l'EDG 1-A n'a pas pu démarrer en raison d'un déclenchement de sécurité. La perte d'alimentation électrique qui en a résulté dans les « circuits vitaux » de la centrale a arrêté la pompe d'évacuation de la chaleur résiduelle (RHR) qui refroidissait le cœur de l'unité 1 (qui approchait de la fin d'un arrêt pour rechargement) et a empêché l'activation de la RHR de secours. Même si l'unité 1 était hors service à ce moment-là, la chaleur résiduelle provenant de la désintégration naturelle du combustible radioactif doit être évacuée pour empêcher une augmentation dangereuse de la température du cœur. Bien que l'alimentation non liée à la sécurité n'ait pas été interrompue, il n'y avait aucune connexion physique entre les trains électriques vitaux et non vitaux, empêchant les trains vitaux de recevoir de l'énergie à partir du chemin non affecté à travers les UAT.

À 9 h 40, les opérateurs de la centrale ont déclaré une urgence de site (SAE) conformément aux procédures existantes qui prévoient une SAE chaque fois qu'une perte d'alimentation « vitale » est constatée pendant plus de 15 minutes. À 9 h 56, après avoir essayé à plusieurs reprises de démarrer normalement le groupe électrogène de secours 1-A, les opérateurs de la centrale ont procédé à un démarrage d'urgence du groupe électrogène en activant le dispositif de démarrage d'urgence « brise-glace » du générateur, ce qui a contourné la plupart des sécurités du groupe électrogène et l'a forcé à démarrer. Le démarrage a réussi.

Le RHR-A a ensuite été démarré en utilisant l'énergie de l'EDG-A. Le refroidissement du cœur étant rétabli, l'alerte SAE a été rétrogradée à 10 h 15. À 11 h 40, les équipes ont mis sous tension le RAT 1-B qui avait été arrêté pour maintenance, rétablissant l'alimentation du train électrique de sécurité « B ». À 12 h 57, le train de sécurité « A » a été commuté de l'EDG vers le RAT 1-B et l'EDG a été arrêté. Les deux trains recevant une alimentation externe, l'alerte a été levée à 13 h 47.

La température du liquide de refroidissement du cœur de l'unité 1 est passée de 32 °C (90 °F) à 58 °C (136 °F) au cours des 36 minutes nécessaires à la réactivation du bus côté A. Tout au long de l'événement, l'unité 1 a pu bénéficier en permanence d'une alimentation électrique non vitale provenant de sources extérieures au site. Cependant, le système électrique Vogtle n'a pas été conçu pour permettre une interconnexion facile des bus vitaux de l'unité 1 avec l'alimentation électrique non vitale ou avec les bus électriques de l'unité 2. Depuis cet incident, l'usine Vogtle a apporté des modifications à l'usine qui permettent aux bus électriques non vitaux de transférer l'alimentation électrique aux bus vitaux dans ce type de scénario.

Cette panne électrique a également affecté l'unité 2 en provoquant le déclenchement des disjoncteurs du poste de commutation de 230 kV, coupant ainsi l'alimentation du RAT 2-B et du bus vital « B ». L'EDG 2-B a ensuite démarré et rétabli l'alimentation du bus vital. Au même moment, la perturbation électrique due à la chute de la ligne électrique sur le sol a été détectée par les dispositifs de sécurité du transformateur élévateur principal de l'unité 2 et un relais de protection s'est déclenché, ouvrant le disjoncteur de sortie du transformateur. Cela a provoqué un rejet de pleine charge vers l'unité 2, entraînant un déclenchement de la turbine et, par la suite, un arrêt d'urgence du réacteur .

Après le déclenchement de l'unité 2, le train électrique non vital « B » a perdu de l'énergie alors qu'il tentait de passer de l'UAT 2-B (alimenté par le turbogénérateur) au RAT 2-B en panne, ce qui a provoqué le déclenchement de deux des pompes de refroidissement du réacteur et d'une des pompes d'alimentation en eau principale. Malgré cela, le refroidissement de la centrale s'est déroulé en toute sécurité. À 21 h 03, les disjoncteurs du RAT 2-B du poste de manœuvre ont été réenclenchés et l'alimentation électrique hors site a été rétablie sur les trains électriques « B » vitaux et non vitaux, ce qui a permis le redémarrage des pompes de refroidissement du réacteur 2 et 4. L'EDG 2-B a été arrêté.

Il a été déterminé ultérieurement que la perturbation causée par la chute de la ligne n'était pas suffisamment importante pour déclencher le relais de protection conformément à la conception et n'aurait pas dû provoquer l'arrêt de l'unité 2. Une enquête plus approfondie a révélé que les transformateurs de courant du transformateur principal étaient mal réglés. Les commandes ont été réglées sur le réglage approprié. Si les TC avaient été correctement réglés initialement, l'unité 2 serait restée en ligne.

Unités 3 et 4

Phase de planification

En août 2006, Southern Nuclear a officiellement déposé une demande de permis de site anticipé (ESP) pour deux unités supplémentaires et, en mars 2008, a soumis une demande de licence combinée de construction et d'exploitation (COL). En avril 2008, Georgia Power Company a conclu un accord contractuel pour deux réacteurs AP1000 conçus par Westinghouse , propriété de Toshiba . Westinghouse s'est associé au groupe Shaw (Baton Rouge, LA) et à sa division Stone & Webster pour gérer le projet, Westinghouse étant responsable de l'ingénierie, de la conception et de la gestion globale, et Shaw étant responsable de la fabrication des modules de composants préfabriqués et de la gestion de la construction sur site. Le contrat représentait le premier accord de développement d'un nouveau réacteur nucléaire aux États-Unis depuis l' accident de Three Mile Island en 1979. Il a reçu l'approbation de la Georgia Public Service Commission en mars 2009.

En août 2009, la Commission de réglementation nucléaire (NRC) a délivré un permis de site anticipé et une autorisation de travaux limités. La construction limitée des nouveaux sites de réacteurs a commencé, l'unité 3 devant être opérationnelle en 2016, suivie de l'unité 4 en 2017, en attendant la délivrance définitive du permis combiné de construction et d'exploitation par la NRC.

En décembre 2011, une 19e révision a été rédigée pour la certification de conception AP1000, qui comprenait effectivement une refonte complète du bâtiment de confinement :

Le mur est renforcé et dimensionné de manière appropriée là où le module de mur composite rejoint les sections en béton armé et de manière appropriée pour supporter les charges sismiques et les charges des avions. Cette conception est nouvelle dans l'amendement ; auparavant, la structure était entièrement en béton armé. [soulignement ajouté]

Comme cette modification des exigences de conception a été apportée après la signature des contrats d'ingénierie et le début de la fabrication des composants du réacteur à long délai de livraison, elle a entraîné un arrêt de la construction car le bâtiment de confinement a dû être repensé.

Le 16 février 2010, le président Barack Obama a annoncé 8,33 milliards de dollars de garanties de prêts fédéraux pour le coût de construction, bien qu'en décembre 2013, Georgia Power n'ait pas fait usage de ces garanties, dans un premier temps en attente du permis de construire, et après l'issue du procès pour arrêt de la construction. Le coût de construction prévu pour les deux réacteurs était de 14 milliards de dollars. La part de Georgia Power était d'environ 6,1 milliards de dollars, tandis que la propriété restante des deux réacteurs est partagée entre Oglethorpe Power Corp. , la Municipal Electric Authority of Georgia (MEAG Power) et Dalton Utilities.

En février 2012, la NRC a approuvé la licence de construction des deux réacteurs AP1000 proposés à Vogtle. Le président de la NRC, Gregory Jaczko, a émis le seul vote dissident sur les plans de construction et d'exploitation des deux nouveaux réacteurs nucléaires, citant des préoccupations de sécurité découlant de la catastrophe nucléaire de Fukushima au Japon en 2011 , déclarant : « Je ne peux pas soutenir la délivrance de cette licence comme si Fukushima n'avait jamais eu lieu. » Une semaine après que la Southern Company a reçu l'autorisation de commencer la construction, de nombreux groupes environnementaux et antinucléaires ont intenté une action en justice pour arrêter le projet d'expansion, affirmant que « la sécurité publique et les problèmes environnementaux depuis l'accident du réacteur nucléaire japonais de Fukushima-Daiichi n'ont pas été pris en compte ». Le 11 juillet 2012, la plainte a été rejetée par la Cour d'appel du circuit de Washington DC.

En février 2013, l'entrepreneur en construction du projet, Shaw, a été acheté par Chicago Bridge & Iron Company (CB&I). Le 12 mars 2013, la construction de l'unité 3 a officiellement commencé avec le coulage du béton du radier de l'îlot nucléaire. Cette opération a été achevée le 14 mars. Au cours du week-end du 1er juin 2013, l'assemblage de la cuve de confinement a commencé avec la mise en place de la partie inférieure de la cuve sur l'îlot nucléaire. En juin 2013, le calendrier de construction avait été prolongé d'au moins 14 mois. Le 21 novembre 2013, le coulage du radier de l'unité 4 a été achevé.

En février 2014, le ministère de l'Énergie a approuvé une garantie de prêt de 6,5 milliards de dollars pour Georgia Power, filiale de Southern Company, et Oglethorpe Power Corp. Le ministère de l'Énergie a initialement exigé des frais de subvention de crédit, mais la demande a finalement été abandonnée compte tenu de la solidité financière de Southern Co. et du projet Vogtle.

D'autres retards et augmentations de coûts ont été intégrés dans un calendrier révisé au début de 2015. En raison de ces retards et de ces dépassements de coûts, l'entrepreneur CB&I a quitté le projet et Westinghouse a pris le contrôle direct du projet en tant qu'entrepreneur et a embauché l'entreprise de construction Fluor pour remplacer CB&I/Shaw sur place et gérer les travaux quotidiens. Westinghouse a acheté certains actifs de l'ancien groupe Shaw à CB&I pour permettre au projet d'aller de l'avant. En 2016, Southern Company et Westinghouse ont ajouté l'entreprise de construction Bechtel au projet pour partager les responsabilités de gestion de la construction.

Les récents jalons de la construction comprennent la mise en place du dernier des « six grands » modules structurels de l'unité 3 (CA-02 et CA-03, qui forment les parois d'un réservoir de stockage faisant partie du système de refroidissement passif du réacteur). Les « six grands » modules comprennent également les modules structurels de confinement CA-01, CA-04 et CA-05 déjà installés, ainsi que le module structurel CA-20 déjà installé qui fait partie de la structure interne du bâtiment auxiliaire, contenant de nombreux systèmes de soutien du réacteur.

Les modules CA-02 et CA-03 ont été placés dans l'enceinte de confinement en mai 2016. La mise en place de ces modules est une étape assez importante et permet de lancer d'autres activités de construction. En juin 2016, la dernière pompe de refroidissement du réacteur de l'unité 3 a été réceptionnée sur site. En novembre 2016, la cuve du réacteur de l'unité 3 a été placée dans l'îlot nucléaire.

Les progrès réalisés en 2017 comprennent l'installation de la tuyauterie de la boucle de refroidissement du réacteur et des deux générateurs de vapeur de l'unité 3. Des progrès ont également été réalisés dans le bâtiment des turbines, des auxiliaires et de l'annexe. L'unité 4 a également connu des progrès dans l'installation des deux derniers modules structurels « Big Six ». La construction des deux tours de refroidissement est terminée, chacune mesurant près de 180 m de haut.

En mars 2017, Westinghouse Electric Company a déposé une demande de mise en faillite en vertu du chapitre 11 en raison des pertes de ses deux projets de construction nucléaire aux États-Unis. Le gouvernement américain a accordé 8,3 milliards de dollars de garanties de prêt pour aider à financer la construction des réacteurs Vogtle, et une marche à suivre pour achever la centrale a été convenue. Le 31 juillet 2017, la division de Southern Company, Southern Nuclear, a repris la construction de Westinghouse et a lancé un appel d'offres pour un nouveau contrat de gestion de la construction afin de gérer les travaux quotidiens sur le site. Southern a reçu des offres de Fluor et Bechtel. Le 31 août 2017, Southern a annoncé sa décision de faire appel à Bechtel pour être le gestionnaire de la construction au jour le jour pour le reste du projet. Bechtel a remplacé Fluor, qui ne serait plus impliqué dans le projet.

En novembre 2017, la Georgia Public Service Commission (GPSC) a demandé des documents supplémentaires suite à des inquiétudes selon lesquelles les plans de conception n'avaient pas été approuvés par des ingénieurs dûment agréés, ce qui a des implications juridiques. Le 21 décembre 2017, la PSC a approuvé la poursuite de la construction des unités 3 et 4, avec des conditions réduisant les coûts récupérables auprès des contribuables sur la durée de vie du projet, provoquant une augmentation mensuelle prévue du tarif consommateur de 3,78 $ après la première mise sous tension.

Dans le rapport de surveillance de la construction de Vogtle de février 2018 (VCM), le GPSC a approuvé les dates cibles de mise en service des unités 3 et 4 respectivement en novembre 2021 et novembre 2022. Le rapport indique que le projet est achevé selon un calendrier accéléré et qu'il est en avance sur les dates cibles de mise en service de 2021 et 2022.

En août 2018, une augmentation des coûts de 2,3 milliards de dollars a été constatée. Le coût total, y compris les coûts de financement, est estimé à environ 25 milliards de dollars. En septembre 2018, afin de soutenir le projet, Georgia Power a accepté de payer une proportion supplémentaire des coûts des plus petits partenaires du projet si le coût d'achèvement dépassait 9,2 milliards de dollars.

En mars 2019, des garanties de prêt fédérales supplémentaires de 3,7 milliards de dollars ont été accordées aux différents partenaires de construction, portant le total des garanties de prêt fédérales à 12 milliards de dollars. Le PDG de Georgia Power a déclaré que les garanties de prêt ont joué un rôle clé dans la réduction des coûts de financement de la construction. Également en mars 2019, Georgia Power a confirmé que le couvercle de confinement de l'unité 3 avait été abaissé en place et que le réacteur serait prêt à charger du combustible nucléaire en 2020. Cela a été précédé par le troisième anneau de la cuve de confinement, ainsi que par l'installation de la pompe de refroidissement du réacteur et de la grue polaire dans l'unité 3 en 2018 et 2019. La tête supérieure de la cuve de confinement a été mise en place lors d'une visite du site par le secrétaire à l'Énergie Rick Perry et les dirigeants des propriétaires de la centrale. Les progrès récents sur l'unité 4 comprennent l'installation du générateur de vapeur final et du pressuriseur.

L'unité 4 est en cours de construction en utilisant les leçons tirées de l'unité 3 et du projet raté de la centrale nucléaire Virgil C. Summer (VC Summer) et, par conséquent, l'ordre dans lequel certains composants sont installés a été modifié. Le 22 novembre 2019, le troisième anneau de l'enceinte de confinement a été installé pour l'unité 4 et le 8 décembre 2019, le toit du bâtiment de protection de l'unité 3 a été installé au-dessus de l'enceinte de confinement de l'unité 3. Le 16 décembre 2019, la salle de contrôle de l'unité 3 est devenue opérationnelle et disponible pour tester les systèmes. Le 11 février 2020, Southern Nuclear a annoncé que la mise en place finale du béton à l'intérieur de l'enceinte de confinement de l'unité 3 était terminée, permettant l'installation de la machine de chargement du réacteur. En février 2020, l'assemblage s'est poursuivi sur le dernier élément vertical le plus élevé de l'ensemble du bâtiment réacteur de l'unité 3, le réservoir de stockage du système de refroidissement du confinement passif, qui sera placé au-dessus du toit du bâtiment de protection.

Un retard de trois mois dans l'achèvement des deux unités a été annoncé en octobre 2021, l'unité 3 devant être opérationnelle au troisième trimestre 2022 et l'unité 4 au deuxième trimestre 2023. En août 2022, un nouveau retard a été annoncé, au premier trimestre 2023 pour l'unité 3 et au quatrième trimestre 2023 pour l'unité 4. Les coûts devraient augmenter à plus de 30 milliards de dollars en raison de ces retards.

Le 14 octobre 2022, il a été annoncé que l'unité 3 de Vogtle avait commencé à charger du combustible nucléaire. Dans ce processus, les techniciens de Southern Nuclear et de Westinghouse travaillent ensemble au transfert de 157 assemblages de combustible de la piscine de combustible au réacteur, un par un. Une fois ce processus terminé, la phase de test de démarrage commence, où l'intégrité du système de refroidissement primaire et des systèmes de vapeur est vérifiée, et leur fonctionnement aux températures et pressions de conception est assuré. Les opérateurs feront également passer les unités d'un démarrage à froid à la première criticité , où une réaction en chaîne soutenue est obtenue. L'unité sera ensuite synchronisée avec le réseau électrique, car la puissance est systématiquement portée à 100 %. L'unité 3 de Vogtle devait entrer en service au premier trimestre 2023.

Lors du démarrage et des essais pré-opérationnels en février 2023, le système de refroidissement de la centrale a subi des vibrations inattendues. Des mesures ont été prises pour remédier au problème. Le calendrier a été décalé de sorte que le début du service régulier était prévu pour mai ou juin 2023. Le 6 mars 2023, l'unité 3 de Vogtle a atteint la criticité pour la première fois. L'unité a été connectée au réseau le 1er avril et est entrée en exploitation commerciale le 31 juillet.

Le 2 mai 2023, Georgia Power a annoncé que l'unité 4 de Vogtle avait terminé les tests fonctionnels à chaud qui ont confirmé que le réacteur était prêt pour son premier chargement de combustible. Le 18 août 2023, le chargement du combustible commence avec 264 éléments combustibles dans l'unité 4. En octobre 2023, une pompe de refroidissement du réacteur de l'unité 4 a développé une panne de moteur, ce qui a retardé la date de mise en service de l'unité 4 au premier trimestre 2024. Plus tard, des vibrations ont été détectées dans un système de refroidissement, repoussant la date de mise en service au deuxième trimestre 2024. Le 14 février 2024, l'unité 4 de Vogtle a atteint la criticité pour la première fois. L'unité a été connectée au réseau le 1er mars. Vogtle 4 est entré en exploitation commerciale le 29 avril.

La Nuclear Regulatory Commission définit deux zones de planification d'urgence autour des centrales nucléaires : une zone d'exposition au panache d'un rayon de 16 km, principalement concernée par l'exposition et l'inhalation de contamination radioactive en suspension dans l'air, et une zone d'ingestion d'environ 80 km, principalement concernée par l'ingestion d'aliments et de liquides contaminés par la radioactivité.

En 2010, la population dans un rayon de 16 km de Vogtle était de 5 845 habitants, soit une diminution de 16,3 % par rapport à la décennie précédente. La population dans un rayon de 80 km était de 726 640 habitants, soit une augmentation de 8,8 % depuis 2000. Les villes situées à moins de 80 km de Vogtle incluent Augusta (à 42 km du centre-ville).

Selon une étude de la NRC publiée en août 2010, le risque annuel d'un tremblement de terre suffisamment intense pour endommager le cœur de l'un ou l'autre des réacteurs de Vogtle était estimé à 1 sur 140 845.