Non le nucléaire n’est pas qu’une énergie de transition (1) La Génération III

 Réponse à Thierry Breton : non le nucléaire n’est pas qu’une énergie de transition (1) La Génération III

Thierry Breton a déclaré lors d’une intervention au Sénat que « le nucléaire pouvait être considéré comme une énergie de transition ». De fait, il reprenait là une certaine doxa de la Commission Européenne

 

Alors, pour lui démontrer que c’est beaucoup  mieux que cela, une énergie du futur,  il pourrait déjà lire l’étude de la fondation Fondapol Energie nucléaire :la nouvelle donne internationale- « l’année 2018 a ainsi été une année record en termes de capacités mises en service, plus de cinquante réacteurs sont actuellement en construction dans le monde »

 

(http://www.fondapol.org/etude/energie-nucleaire-la-nouvelle-donne-internationale/, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/03/energie-nucleaire-la-nouvelle-donne.html)

 

Et on va faire un petit tour de ce qui est en route, déjà pour les réacteurs de Génération III, puis pour la GEN 4, les surgénérateurs et enfin les SMR.

 

Réacteurs de génération III , EPR et concurrents : Big is powerful …and secure

On commence par les GEN III : ce serait une grave erreur de les enterrer trop tôt ; n’oublions cet adage d’ingénieur : si Small is beautiful, big is powerful !

Voici le type de courbe qui explique la performance coût puissance des GENIII- et comment ou pas les SMR peuvent les remplacer au moins pour certains usages

La « 3e génération » désigne des réacteurs dits « évolutionnaires » conçus à partir des années 1990. Tirant les leçons de Tchernobyl et Fukushima, ils rendent impossibles des dommages important à l’environnement, tant la sécurité et le confinement sont améliorés- ce qui a un coût mais parfaitement supportable et sur lequel il ne faut pas transiger. Même en cas de fusion du cœur, tout reste confiné. Leur rendement est amélioré et ce sont les installations  électriques qui tirent le mieux parti du grand avantage du nucléaire, sa densité d’énergie, minimisant ainsi l’occupation de l’espace pour la production proprement dite et le transport d’électricité et facilitant aussi la surveillance d’installations très concentrées.

A tout seigneur… l’ EPR : En 2019, l’EPR1 de Taishan a été, avec 12 TWh le champion mondial de la production d’électicité !

L’EPR est un réacteur à eau pressurisée, un monstre d’efficacité et de puissance (1 750 MW !!) d’une puissance électrique de 1600 MW. L’effet gros cœur et de la présence d’un réflecteur lourd  en acier lui permettent un gain de l’ordre de 20 % sur la consommation d’uranium naturel par kWh électrique produit et une réduction de 20 % des déchets de moyenne activité à vie longue. Sa sécurité a été maximisée par de nombreuses améliorations : un récupérateur de corium, que l’EPR est le premier réacteur au monde à inclure, 4 systèmes de refroidissement d'urgence indépendants, chacun capable de refroidir le réacteur après son arrêt,  une enceinte de confinement faite de deux épaisseurs séparées. Même en cas de fusion du réacteur, pratiquement rien ne sort.. Par ailleurs, l’EPR possède une dynamique de pilotage unique : ses réacteurs sont capables d’ajuster jusqu’à 80 %, à la hausse ou à la baisse, leur puissance en 30 minutes.

Deux EPR sont en service en Chine (Taishan) et deux autres sont toujours en construction en Finlande (Olkiluoto) et en France (Flamanville). Deux EPR supplémentaires sont en construction au Royaume-Uni (Hinkley Point) et deux autres sont prévus à Sizewell. Cout des 2 EPR chinois, 12 milliards ( coût révisé : 3150 USD /kwe- La Revue de l’Énergie n° 642 – janvier-février 2019)

Une version optimisée de l'EPR, l,EPR 2 est maintenat proposée par EDF

AP1000 (Westinghouse) : compacité, simplicité

Ce réacteur a un design qui le rend beaucoup plus compact que les autres REP, et qui permet de n'utiliser pour sa construction qu'un cinquième du béton et des ferraillages structurels utilisés pour d’autres modèles. Le design du réacteur vise à en réduire les coûts par l'utilisation de technologies éprouvées et une simplification et réduction du nombre de composants (tuyaux, vannes, etc (-50% vannes de sécurité, -35% pompes, -85% cables de système de commandes). Ce type de réacteur présente une conception organisée autour d'une sûreté ne présentant pas d'appel à des matériels actifs (pompes, vannes, etc.), et donc ne nécessitant pas d'alimentation électrique de secours pendant les 72 premières heures après un éventuel accident. Sur le toit, une réserve annulaire d'eau permet un refroidissement d'urgence, avec écoulement gravitaire.

Le premier AP1000 connecté au réseau, le 30 juin 2018, a été celui de Sanmen 1 en Chine. En 2019, 4 réacteurs AP1000 sont en exploitation commerciale en Chine (Sanmen 1 et 2, et Haiyang 1 et 2). Coût :  2807 USD/kWe, donc sensiblement égal à l’EPR (La Revue de l’Énergie n° 642 – janvier-février 2019). Les AP-1000 construits en Chine ont été fortement « sinisés ».

Début 2010, une quarantaine de réacteurs AP1000 auraient été commandés à Westinghouse, dont deux pour une construction prochaine aux États-Unis. Mais en 2021, cela est loin de s'être concrétisé… Par contre, les USA poussent très agressivement l’AP-1000 en Pologne ! Contre l’EPR !

VVER 1200 (Russie) et VVER –TOI (Russie, Atomproekt)

La Russie est la première à avoir dégainé dans le domaine de la génération III avec la mise en service  de quatre réacteurs VVER-1200 (2 à Novovoronej en 2016 et 2 à Leningrad en 2018. La filière des réacteurs VVER est à eau pressurisée

Le réacteur VVER-1200 (ou AES-2006)5 est une évolution du VVER-1000. Il est conçu pour une durée de vie de conception de 60 ans avec un facteur de charge de 90% et nécessitant environ 35% de personnel exploitant en moins que le VVER-1000. Il est également plus puissant avec une capacité de 1.200 mégawatts et répond à toutes les exigences de sûreté internationales des centrales nucléaires de génération III +. La partie nucléaire de la centrale est logée dans un seul bâtiment faisant office de confinement et de bouclier antimissile. Un  système d'évacuation de chaleur passif a été ajouté aux systèmes actifs - des réservoirs d'eau construits au-dessus du dôme de confinement qui  gèrent toutes les fonctions de sécurité pendant 24 heures et la sécurité du cœur pendant 72 heures. Les autres nouveaux systèmes de sécurité comprennent la protection contre les collisions des aéronefs, les recombineurs d'hydrogène et un capteur de cœur pour contenir le cœur fondu du réacteur en cas d'accident grave.

Le réacteur VVER-TOI est un développement et une optimisation du réacteur VVER 1200.TOI signifie Typique Optimisé et Informatisé.  Il est caractérisé par une puissance légèrement augmentée qui est désormais portée à 1300MW, un coût de fabrication optimisé (-20%), un planning de construction plus court (40 mois) et une amélioration des caractéristiques d’exploitation.

La construction des deux premières unités VVER-TOI a débuté en 2018 et 2019 en Russie à la centrale nucléaire de Kursk II

 

En juin 2019, le VVER-TOI a été certifié conforme aux exigences des services publics européens (avec certaines réserves) pour les centrales nucléaires.

Ces réacteurs de GEN III ont vocation à devenir un atout majeur à l’exportation pour le nucléaire Russe.  Ainsi, Xi Jiping et Poutine  ont-ils signé un accord pour la construction de quatre réacteurs VVER-1200 (2 à Tianwan, 2 sur un nouveau site nucléaire à Xubadao pour une mise en service en 2027 et 2028.)  Rosatom ne fournira que l’îlot nucléaire, tout le reste de la centrale sera chinois. Certains officiels chinois avaient déclaré souhaité que tous les réacteurs chinois soient désormais de conception et de fabrication chinoises. Selon Sylvestre Huet, cette décision prise au plus haut niveau témoigne de la volonté du gouvernement chinois d’accélérer encore dans la mise en place du ucléaire, après une pause des programmes post-Fukushima…(

(https://www.lemonde.fr/blog/huet/2019/06/28/nucleaire-les-ambitions-chinoises/)

Selon la Revue de l’Énergie n° 642 – janvier-février 2019, le coût du VVER 1200 : 3040 USD/kWe :

Hualong 1- ACP1000, (Chine, China General Nuclear Power Corporation (CGNPC) et Compagnie nucléaire nationale chinoise (CNNC)

A la grande fierté des Chinois, Le premier réacteur Hualong-1, celui de Fuqin 5,  a divergé en octobre 2020, a été connecté au réseau en novembre et a commencé son exploitation commerciale le 30 janvier 2021. La construction proprement dite a débuté en 2015 (premères fondations, soit une construction en 6 ans). Plus petit que son homologue français, l’EPR, le réacteur chinois de nouvelle génération affichera une puissance de 1000 MW

Hualong 1 est un lointain descendant du CPY français, via les ACPR-1000 et ACP-1000, mais fortement sinisé. Fuqin 6 devrait bientôt être achevée et la construction de 7 autres Hualong a été débutée en 2019 et 2020 (à Zhangzhou, Taipingling et Fangchenggang). Les Chinois sont d’ailleurs très fiers de la protection intellectuelle attachée au Hualong et la Chine a l’intention de promouvoir agressivement le Hualong I à l’exportation.. Ainsi, l’architecture du réacteur Hualong One a été formellement certifiée par l’European Utility Requirements (EUR) et le Bureau de régulation nucléaire britannique a débuté son processus d'évaluation de conception générique pour le Hualong-1 en prévision d’un déploiement possible sur le site de la centrale nucléaire de Bradwell.

Hualong 1 est intégralement un réacteur de Génération III incorporant les caractéristiques post Fukushima classiques, notamment une sécurité actives et passives garantissant  les fonctions de sécurité du refroidissement du noyau d’urgence, de l’élimination de la chaleur résiduelle, de la rétention à bord du noyau fondu et de l’évacuation de la chaleur de confinement… Les systèmes passifs sont capables de fonctionner pendant 72 h avec une réserve suffisante d’eau de stockage et des batteries dédiées. Des mesures complètes de prévention et d’atténuation ont été intégrées à la conception contre d’éventuelles menaces d’accidents graves (y compris l’éjection de corium fondu à haute pression, la détonation de l’hydrogène, la fonte des fondations  et la surpression de confinement à long terme. Il est aussi insisté sur le fait que l’intégration des sécurités passives ne s’est pas fait au détriment de la sécurité active. L’assemblage du carburant est composé de 264 barres de combustible disposées dans une structure de soutien de 17 × 17. Les barres de combustible contiennent des granulés UO2 ou des granulés Gd2O3-UO2. Combiné à un matériau de revêtement en zircaloy avancé novateur et à la conception de la grille, de la buse et du tube de guidage, le CF3 offre d’excellentes performances et s’applique à un long cycle de ravitaillement.

ABWR-ESBWR (Japon)

Le réacteur nucléaire ABWR à eau bouillante (Advanced Boiling Water Reactor) est un réacteur de troisième génération conçu par conçu par General Electric, Hitachi et Toshiba. Les réacteurs à eau bouillante (REB par opposition à eau pressurisée REP) ont, pour faire simple, une plomberie beaucoup moins problématique.

Le développement de l'ABWR a démarré en 1978.. Les deux premiers réacteurs ABWR ont été mis en service dans la centrale nucléaire de Kashiwazaki-Kariwa (en 1996 et  1997) au Japon. Deux autres ont été construits : Hamaoka 3, provisoirement arrêté, et Shika 2., Deux autres réacteurs ABWR sont en construction: Shimane depuis 2007, Ohma depuis 2010.

Il n’intégre pas toutes les caractéristiques des générations III. L’enceinte de confinement est en béton armé, avec peau métallique interne à l’intérieur d’un bâtiment réacteur non conçu à l’origine pour résister à la chute d’un avion gros porteur.. Les systèmes de sauvegarde (3 trains mécaniques et électriques) sont actifs, par contre il dispose d’un récupérateur de corium. Autres caractéristiques ; pompes internes du réacteur (RIP) montées au fond de la cuve sous pression du réacteur (RPV) - 10 au total - qui permettent d'améliorer les performances tout en éliminant les grandes pompes de recirculation dans l'enceinte de confinement ; réglage fin  de la tige de commande par ajout d'un entraînement électrohydraulique, système de protection du réacteur (RPS) entièrement numérique (avec des sauvegardes numériques redondantes ainsi que des sauvegardes manuelles redondantes), commandes de réacteur entièrement numériques - En particulier, le réacteur est automatisé pour le démarrage (c'est-à-dire pour le lancement de la réaction nucléaire en chaîne et la montée en puissance) et pour l'arrêt standard en utilisant uniquement des systèmes automatiques.

L'ABWR est autorisé à opérer au Japon, aux États-Unis et à Taïwan, bien que la plupart des projets de construction aient été interrompus ou abandonnés. Cependant, en juillet 2016, Toshiba a retiré le renouvellement de la certification de conception américaine arguant du manque de futures constructions aux USA et en 2019, Hitachi-GE s’est retiré de deux projets signés  à Wylfa au Pays de Galles et à Oldbury en Angleterre. Un ABWR est en construction à Taiwan.

D’autre part, les ABWR affichent des performances plutôt décevantes : Les deux premières usines de Kashiwazaki-Kariwa (blocs 6 et 7) atteignent des facteurs d'exploitation de durée de vie totale de 70% ; En 2010, Kashiwazaki-Kariwa 6 avait une capacité d'exploitation de 80,9%, et une capacité d'exploitation de 93% en 2011. Cependant, en 2008, elle ne produisait pas d'électricité car l'installation était hors ligne pour maintenance. La puissance de sortie des deux nouveaux ABWR de la centrale de Hamaoka et Shika a dû être réduite en raison de problèmes techniques dans la section turbine à vapeur des centrales…Donc sans doute peu d’avenir pour l’ABWR et le ESBWR, sauf reprise agressive du programme au Japon Très bon résumé sur  (https://fr.qaz.wiki/wiki/Advanced_boiling_water_reactor)

A noter qu’Areva avait en projet un réacteur à eau bouillante, Kareva

ACR-1000 Advanced CANDU Reactor  (Canada, successeur du Candu 9)

 

Fascinante voie technologique que celle des Candu (CANada Deuterium Uranium).  Le réacteur CANDU, conçu au Canada dans les années 1950 et 1960, est un réacteur nucléaire à l'uranium naturel (non enrichi) à eau lourde pressurisée comme modérateur.  Les CANDU sont des réacteurs à tubes de force, c'est-à-dire que le combustible et le modérateur sont séparés. Ainsi à la différence des réacteurs à eau pressurisée (REP), qui forment la majeure partie du parc nucléaire mondial, les réacteurs CANDU possèdent deux réseaux de canalisations: l'un transportant le liquide caloporteur « chaud » sous pression et l'autre le liquide modérateur « froid » ;

 

Des avantages : Ce mode de fonctionnement original a de nombreux avantages. Aucun coûteux enrichissement de l'uranium n'est nécessaire ; le combustible n'ayant pas besoin d'être enrichi, les réacteurs CANDU consomment au total 30 % moins d'uranium naturel que leurs homologues à eau légère. La capacité des CANDU à entretenir une réaction en chaîne malgré une faible concentration de matière fissile leur permet de brûler des combustibles alternatifs de types très variés : uranium retraité, mox, actinides, thorium. La réaction en chaîne est plus stable. Les grappes de combustible sont plus petites, ce qui facilite l’optimisation du cœur du réacteur. Le Candu peut être rechargé en marche :  deux robots se connectent à chaque extrémité d'un tube de force et tandis qu'un y introduit des grappes de combustible neuf, l'autre récupère les grappes usagées. Pour cette raison, les réacteurs CANDU offraient les facteurs de charge les plus importants de tous les réacteurs occidentaux de deuxième génération. Depuis les années 2000, des progrès dans la gestion des rechargements ont réduit l'écart au point.

 

Et des inconvénients : Les CANDU ont un coefficient de vide positif entraînant un coefficient de puissance positif. Cela implique que l'augmentation de la température du fluide caloporteur accroît la réactivité du combustible qui en retour augmente la température du caloporteur et ainsi de suite…Cette possibilité de réaction en chaine incontrôlée est limité par le volume d’eau froide de la calandre qui ralentirait considérablement le processus. Du fait de leur capacité de rechargement en marche, facilitant la production de plutonium militaire, les Candu sont parfois montrés du doigt comme les plus susceptibles de participer au risque de prolifération nucléaire_ mais encore faut-il que le pays hôte puisse le retraiter. L’eau lourde est coûteuse et nécessite un investissement important.  Les CANDU produisent plus de déchets pour une même quantité d’énergie produite que les réacteurs à eau légère (140 t.GWe/an contre 20 t.GWe/an pour un REP) ; et ils produisant beaucoup de tritium, dont il est difficile de se débarrasser…mais il peut être utilisé pour la fusion nucléaire (ou la bombe A)

Présent et futur du Candu : vers un Candu de génération III (ACR-1000, Enhanced Candu 6, AFCR)

 

Il existe actuellement 25 Candu en fonction au Canada, 2 en Inde, 1 au Pakistan (où il semble qu’ils auraient joué un rôle dans le développement de la bombe atomique dans ces 2 pays), 1 en Argentine, 4 en Corée du Sud (Wolsong), 4 en Roumanie (Cernavoda), 2 en Chine (Qinshan)

Énergie atomique du Canada Limited a développé un design Candu de GEN III, le ACR-1000 d’une puissance de 1 200 MWe. Le ACR-1000 abandonne l'uranium naturel comme combustible pour se tourner vers l'uranium légèrement enrichi (1-2 % 235U). Ce choix permettrait un coefficient de vide négatif (donc impossibilité que le réacteur s’emballe) et l'utilisation d'eau légère comme caloporteur, réduisant les coûts- le modérateur restat évidemment l'eau lourde. Dans le même but le volume de la calandre serait réduit, la production de tritium en est d'autant diminué. Toujours dans l'optique de réduire les coûts ce léger enrichissement augmenterait le taux de combustion, réduisant la fréquence des rechargements et donc la quantité de déchets produits. Ces caractéristiques servirent de base à un design, abandonné depuis, se voulant plus novateur encore en employant l'eau supercritique comme caloporteur : le CANDU-X.

Considéré en Alberta, au Nouveau-Brunswick, au Royaume-Uni et en Ontario, aucun ACR-1000 n'a été construit et son développement fut arrêté après la vente de la division réacteur d'EACL à Candu Energy (filiale de SNC-Lavalin) en 2011. Candu –Energy poursuit maintenant le développement de l’Enhanced CANDU 6, basé sur les innovations introduites avec l’ACR-1000 et sur l'expérience acquise avec la construction des derniers CANDU 6 (Qinshan),avec une durée de vie des réacteurs de 60 ans et un facteur de charge à plus de 90%. Une variante,  l ;Advanced Fuel CANDU Reactor (AFCR) a fait l’objet d’un accord de développement en 2016 avec les chinois CNCC et Shanghai électrique.

Candu de Qinshan

voir aussi https://twitter.com/buchebuche561/status/1103606067961970691?s=09

Donc, comment dire, loin d'une énergie de transition, un marché très prometteur  et une compétition vivace , dans laquelle l'EPR2 français peut jouer un rôle important et devenir un succès majeur à l'exportation. Comme le Rafale ?