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 ?
