Pilotage des réacteurs nucléaires à eau sous pression

Évolution des capacités de production d’électricité

          Les données 2018 sont le réalisé. Le cercle extérieur représente les différentes productions, et le cercle intérieurre présente leur utilisation (consommation, export, stockage parpompage) .La consommation totale est considérée égale à la consommation actuelle. La production augmente, avec une augmentation des échanges vers le reste de l’Europe (30TWh d’exportations supplémentaires). La part d’énergies renouvelables intermittentes connaît une forte augmentation entre 2018 et 2025, avec triplement de la production photovoltaïque (Fig.1.3a), et un quasi triplement de la capacité éolienne, incluant une augmentation de l’éolien terrestre (Fig.1.3b) et un développement de l’éolien offshore. La figure 1.3 présente l’évolution prédite des capacités solaires et éoliennes jusqu’en 2028 selon trois scénarios : un scénario tendanciel, suivant l’évolution actuelle, un scénario haut respectant les objectifs de la PPE, ainsi qu’un scénario médian (qui est celui retenu sur la figure 1.2).Évolution des capacités de production photovoltaïque et éolienne terrestre selon plusieurs scénarios. L’objectif de la programmation pluriannuelle de l’énergie est donné en rouge. (Source [68]) RTE prévoit une accélération de l’installation de capacité photovoltaïque, suite à l’appel d’offre de la PPE 2018 (2GW de photovoltaïque au sol, et 0.9GW de solaire sur toit), deux fois supérieur à l’appel d’offre de la précédente PPE. L’éolien terrestre suit plus ou moins son évolution tendancielle, mais est accompagné du développement de l’éolien en mer, avec une capacité en cours de développement de 3GW, et de nouveaux appels d’offre en cours. La production hydraulique restant stable, cette augmentation importante de la production renouvelable est entièrement liée à l’augmentation des productions intermittentes. La seconde évolution majeure du parc de production est la fermeture progressive des moyens de production thermiques (voir Fig.1.4). En particulier, l’arrêt complet des centrales à charbon est prévu pour 2022. Les moyens de production thermiques constituent aujourd’hui une réserve importante de capacité de production pour répondre aux pics de consommation en hiver. Leur baisse contribue donc de manière importante à la réduction de la marge du réseau par rapport à la règle des 3 heures. Par ailleurs, ces capacités de production sont très réactives, et sont donc également une réserve importante en cas d’aléas rapides pour équilibrer le réseau [67]. La filière cycle combiné gaz, offrant un rendement deux fois supérieur aux centrales de production thermique classiques, garde une production stable. En effet, si la PPE interdit le développement de nouvelles centrales, aucune fermeture n’est prévue dans un avenir proche [68]. Les centrales de cogénération, principalement à gaz, produisent actuellement 5.3GW de production thermique, et contribuent significativement à l’équilibre du système électrique. Ce parc de centrales ne devrait pas augmenter, car considéré dans la PPE comme non compatible avec les objectifs d’émission de gaz à effet se serre. Le stockage d’électricité, déjà présent sur le parc français sous la forme de stockage gravitaire hydraulique (STEP), est également amené à se développer, offrant à RTE de nouvelles réserves de capacité. Le parc STEP, aujourd’hui d’une puissance de pompage de 4.2GW et de turbinage de 4.9GW pourrait voir sa capacité augmentée de 1.5GW dans le cadre de la remise en concurrence des concessions hydrauliques en 2025, soit une augmentation de 30%. Par ailleurs, si le projet de PPE n’annonce pas d’objectifs chiffrés, la baisse des coûts du développement des batteries suite à des évolutions technologiques offre de nouveaux horizons en terme de stockage d’énergie. En particulier, le développement du véhicule électrique devrait permettre une large diffusion de batteries auprès des particuliers, et offrir de nouveaux services de flexibilité de type vehicule-to-grid aux particuliers. La filière d’effacement est amenée à se développer, car elle constitue pour RTE un levier efficace pour gérer les pics de production, et plus largement pour répondre aux nouveaux besoins de flexibilité du réseau électrique. La capacité actuelle d’effacement est de 2.9GW. La PPE prévoit une croissance importante de cette capacité, jusqu’à 6.5GW en 2028, accompagnée d’une amélioration de la fiabilité de la filère, et de son «verdissement». En particulier, dans une perspective de réduction de l’émission de gaz à effet de serre, la PPE demande une réduction des capacités d’effacement utilisant des groupes électrogènes, constituant une part importante de la filière, au profit des effacements dits «verts». Enfin, le parc nucléaire n’est pas exempt de transformations. Si la fermeture des réacteurs de Fessenheim a été effectuée, il subsiste des incertitudes importantes sur la date de mise en service de l’EPR de Flamanville, sur le positionnement des visites décennales des réacteurs arrivant à 40 ans d’exploitation, ainsi que sur la disponibilité des réacteurs en dehors de ces visites. RTE note en effet une augmentation des arrêts de maintenance en dehors des visites décennales, soit programmés (rechargements, visites partielles), soit contraints, comme par exemple les arrêts de certains réacteurs pendant les canicules à cause d’une température trop élevée de leur source froide, dont plusieurs ont eu lieu en 2019 et 2018 [82], [83]. Concernant les visites décennales, elles concernent pour l’horizon étudié par le Bilan Prévisionnel RTE (2018-2028) une quarantaine de réacteurs, et constituent donc un facteur d’inquiétude important pour la disponibilité des centrales. RTE note de plus un allongement des visites décennales, habituellement de 60 jours, en raison des incertitudes. Ces allongements vont de 0 à 6 mois, avec une forte variabilité. En conclusion, on retiendra que l’augmentation importante des énergies renouvelables intermittentes, la réduction des capacités de production thermiques, ainsi que les inquiétudes sur la disponibilité du parc nucléaire font peser une pression importante sur le parc nucléaire, à la fois pour sa capacité à gérer les pics de puissance avec une disponibilité potentiellement faible, mais aussi pour le réglage de l’équilibre du réseau suite aux aléas, notamment des productions éolienne ou solaire.

Conséquences sur la production en temps réel à l’horizon 2035

                   Après une description statique de la capacité de production, on s’intéresse désormais à la production d’électricité sur des semaines types de l’année 2035. Pour cela, on utilise les différents scénarios étudiés par RTE dans son bilan prévisionnel 2017 [67]. Les 4 scénarios correspondent à des hypothèses différentes de développement des énergies renouvelables, thermiques et nucléaires : — Le scénario AMPERE correspond à une réduction de la capacité nucléaire au rythme du développement de la capacité renouvelable, sans nouvelles capacités thermiques. Les capacités renouvelables se développent jusqu’à atteindre 50% de la production, pour 46% de production nucléaire (objectif de la LTECV atteint en 2030) et 4% de production thermique. Le renouvelable intermittent (photovoltaïque, éolien terrestre et en mer) représente 149GW installés. La capacité nucléaire baisse de 14.5GW suite au déclassement de 16 réacteurs. Ce scénario nécessite un développement effectif de la capacité de flexibilité du système électrique. Les émissions de gaz à effet de serre diminuent sur la période. — LescénarioVOLTcorrespondàundéveloppementsoutenudelacapacitérenouvelable,avecuneévolution de la capacité nucléaire dépendant des opportunités de marché. L’évolution des moyens renouvelables est moins rapide que dans le scénario AMPERE, avec une capacité finale de 115GW, et la capacité nucléaire ne diminue que de 8GW, ce qui ne permet pas d’atteindre l’objectif 50% de nucléaire en 2030. L’évolution dumixélectriquepermetunediversification,maispluslentequedanslescénarioAMPERE.Lesémissions de gaz à effet de serre diminuent fortement sur la période (-60% pour les émissions françaises, et une économie de 53 millions de tonnes de CO2 par an en Europe grâce à l’exportation). — Le scénario HERTZ prévoit le développement de moyens de productions thermiques en plus des énergies renouvelables pour atteindre plus rapidement la part de 50% du nucléaire. Il permet d’atteindre l’objectif de la LTECV mais avec une augmentation de 10GW de la capacité de production thermique à gaz. Les émissions de gaz à effet de serre ne diminuent pas sur la période. — Le scénario WATT prévoit le déclassement automatique des centrales atteignant 40 ans d’exploitation. La part du nucléaire diminue ainsi de manière très importante jusqu’à atteindre 11% de la production. Les énergies renouvelables atteignent 70% de la production, avec une capacité installée très supérieure aux autres scénarios. La production thermique atteint 18% de la production, avec une capacité accrue de 18GW pour le thermique à gaz. Les émissions de gaz à effet de serre augmentent sur la période. On retiendra pour la suite de ces travaux les scénarios AMPERE et VOLT, conservant une forte part d’énergie nucléaire sans augmentation de la production thermique. Ce sont ces scénarios qui entraînent le plus fort besoin de flexibilité du parc nucléaire. Pour ces deux scénarios, on regarde le profil de production pour une semaine type.On s’intéresse d’abord à une semaine hivernale (Fig.1.5).Dans les deux scénarios ,le parc nucléaire fonctionne en base pendant l’hiver, période de l’année avec la plus grosse consommation. Le parc thermique à gaz fonctionne également en continu. Les pics de production solaires, décalés avec les pics de consommation (le matin et le soir) et les variations de l’éolien sont compensées par les centrales hydrauliques ou l’export, et plus rarement par le parc thermique. La capacité de suivi de charge du parc nucléaire n’est donc pas sollicitée. La différence entre les deux configurations en hiver réside donc uniquement dans la capacité nucléaire (différence de 6GW entre les deux configurations) et la capacité renouvelable intermittente (différence de 35GW entre les deux configurations). Le scénario VOLT présente, parmi les 4 scénarios, le plus faible risque de défaillance en hiver, lui permettant une marge par rapport à la règle des trois heures. En été (Fig.1.6), les deux scénarios présentent des différences plus importantes. Par rapport à l’hiver, on constate une forte augmentation de la production solaire et éolienne par rapport au nucléaire. Le parc thermique n’est presque plus sollicité, en particulier dans le scénario VOLT. La consommation est plus faible qu’en hiver, si bien que le nucléaire n’est plus sollicité en base à son niveau maximum, permettant les arrêts de maintenance. Par ailleurs, la production hydraulique ne permet plus à elle seule de compenser les variations plus importantes des productions solaires et éoliennes, et le nucléaire est donc sollicité de manière importante en suivi de charge. Ce phénomène est plus présent avec le scénario VOLT mais concerne les deux scénarios.

Conséquences sur la charge du parc nucléaire

              Afin d’assurer la fiabilité du réseau électrique français, le parc nucléaire participe au réglage de fréquence ainsi qu’aux exigences de flexibilité des moyens de production, d’autant plus qu’il représente en France depuis plusieurs décennies une part très importante de la production. Ces contraintes ont eu très tôt des conséquences sur les moyens de production et en particulier sur le pilotage des centrales, notamment à cause de l’exigence de pouvoir remonter sans préavis à la puissance nominale de la centrale avec une rampe rapide de puissance. Cela était impossible sur le mode A de pilotage des premières centrales (voir Sec. 3.1.1.1) et cette exigence a conduit au développement au début des années 80 d’un nouveau mode de pilotage, le mode G (voir Sec.3.1.1.2) [26]. On distingue trois types de réglage sur les réacteurs du parc français : les réglages primaire et secondaire de fréquence, et le suivi de charge. À l’heure actuelle, les éoliennes et les panneaux solaires ne participent pas au réglage de fréquence [22].

Principe de fonctionnement d’un réacteur à eau pressurisée

               La filière dite de réacteurs à eau pressurisée utilise l’uranium faiblement enrichi comme combustible, et l’eau sous pression comme modérateur3 et caloporteur. Ces centrales sont dites à cycle indirect puisqu’elles comportent deux circuits de chaleur distincts : le circuit primaire, en charge d’évacuer la chaleur produite dans le cœur du réacteur, et le circuit secondaire, qui récupère la chaleur du circuit primaire afin de produire de la vapeur et d’entraîner la turbine puis l’alternateur pour produire de l’électricité. La figure 1.11 donne le principe simplifié du fonctionnement du réacteur. La puissance est générée par des fissions de noyaux fissiles (principalement uranium et plutonium) dans des crayons combustibles insérés dans le cœur du réacteur, induites par un flux de neutrons thermalisés dans le modérateur. De l’eau à une pression de 155 bars et à environ 300◦C y circule pour y être échauffée. Elle est évacuée par la boucle primaire entraînée par une pompe vers le générateur de vapeur, où elle est refroidie au contact du circuit secondaire en passant dans un faisceau tubulaire. La pression est maintenue constante dans le circuit primaire grâce à un pressuriseur. Selon les types de réacteur, il y a 3 ou 4 boucles primaires permettant d’alimenter autant de générateurs de vapeur. Au contact des tubes dans lesquels circule l’eau du circuit primaire, l’eau du circuit secondaire se réchauffe et se vaporise dans le générateur de vapeur. La vapeur est séchée puis entraîne le groupe turboalternateur producteur d’électricité. Une troisième boucle à eau ouverte puisant dans un fleuve ou dans la mer permet de refroidir en partie la vapeur passée par le turboalternateur dans le condenseur, avant de la renvoyer vers le générateur de vapeur. Le cycle est dit indirect car la vapeur est produite dans un circuit secondaire entièrement séparé du circuit primaire, ce qui permet un meilleur contrôle de la radioactivité. Le rendement global d’un REP est de 30 à 35% [15], et est donc très inférieur au rendement des centrales à gaz à cycle combiné, qui est d’environ 50%.

Schéma de calcul global

              Le schéma de calcul global est présenté dans l’algorithme 1. A chaque étape, la puissance électrique est mise à jour. On en déduit la nouvelle position du groupe de compensation de puissance (ce calcul est détaillé dans le chapitre 3). L’évolution du xénon et des autres poisons neutroniques est ensuite calculée. La position du GRT et la concentration en bore soluble sont ensuite ajustées afin de contrôler la température et l’axial offset (voir chapitre 3). Enfin, le nouvel état du cœur est calculé. Ce calcul est détaillé dans la section suivante. Le pas de temps de la boucle globale, noté ∆tglobal, est de 5 minutes quand la puissance électrique est constante, et de une minute 30 sur les pentes du transitoire. Ce pas de temps est celui considéré pour le pilotage du réacteur, l’évolution de la puissance électrique, ainsi que l’évolution du xénon. La fonction de calcul du nouvel état du réacteur utilise un pas de temps interne plus petit. Ce pas de temps global doit donc être assez petit pour représenter correctement le transitoire, mais aussi pour capturer la bonne évolution du xénon, et permettre un pilotage fin du cœur. En revanche, il doit être suffisamment grand pour que la boucle interne de calcul du nouvel état du réacteur puisse faire suffisamment d’itérations pour retrouver un état d’équilibre du réacteur.

Table des matières

Introduction
1 Contexte et objectifs
1.1 La production d’électricité en France : état des lieux et évolutions
1.1.1 Scénarios d’évolution des moyens de production d’électricité
1.1.2 Principes d’exploitation du réseau électrique français
1.1.3 Évolutions des marchés de l’électricité
1.2 Spécification du cas d’étude : présentation du palier P4 de 1300MW
1.2.1 Principe de fonctionnement d’un réacteur à eau pressurisée
1.2.2 Principes du pilotage d’un REP
1.2.3 Caractéristiques techniques du palier P4
1.3 Objectifs et périmètre de la thèse
1.3.1 Objectifs de modélisation
1.3.2 Objectifs d’optimisation
I Conception d’un modèle de réacteur à eau pressurisée adapté au suivi de charge piloté en mode G
2 Modélisation des systèmes primaires et secondaires
2.1 État de l’art de la modélisation des différents composants du réacteur
2.1.1 Modélisation du cœur du réacteur
2.1.2 Modélisation du générateur de vapeur et du circuit secondaire
2.1.3 Modélisation de la boucle primaire
2.2 Choix de modélisations pour les différents composants du réacteur
2.2.1 Modélisation du cœur du réacteur
2.2.2 Modélisation de la partie conventionnelle
2.2.3 Modélisation de la boucle primaire
2.2.4 Modélisation des générateurs de vapeur
2.2.5 Modélisation de la boucle secondaire
2.3 Construction d’un simulateur de réacteur en dynamique libre
2.3.1 Schéma de calcul global
2.3.2 Schéma de calcul système
2.3.3 Schéma de calcul neutronique
2.4 Éléments de validation en dynamique libre
2.4.1 Simulateurs disponibles pour la validation
2.4.2 Validation des équations simplifiées du secondaire
2.4.3 Validation pour une baisse de charge en dynamique libre
2.5 Définition et calcul des observables du suivi de charge
2.5.1 Observables liées au coût du transitoire
2.5.2 Observables liées à la stabilité axiale
2.5.3 Observables liées à la sûreté
2.6 Conclusion
3 Stratégie de pilotage du réacteur 58 3.1 Historique et état de l’art du pilotage de réacteurs
3.1.1 Du mode A au mode T : le pilotage des réacteurs nucléaires en France
3.1.2 État de l’art de la recherche sur le pilotage des réacteurs
3.2 Modélisation du pilotage en mode G
3.2.1 Calcul de la courbe de calibrage du GCP
3.2.2 Modélisation équivalente du mouvement des barres de contrôle et de la variation de la concentration en bore soluble
3.2.3 Principe et difficultés
3.2.4 Modèle retenu
3.3 Résultats et validation en dynamique contrôlée
3.3.1 Allure du transitoire de puissance
3.3.2 Comparaison avec d’autres simulateurs
3.4 Identification des leviers d’action pour l’optimisation des performances du suivi de charge
3.4.2 Modification du principe de pilotage
3.5 Conclusion
II Optimisation multi-objectifs des performances en suivi de charge à l’aide d’algorithmes évolutionnaires
4 Optimisation du suivi de charge en début de cycle
4.1 Optimisation multi-objectifs et paysage de fitness : définitions
4.1.1 Optimisation multi-objectifs : définition et mesure des performances
4.1.2 Résolution de problèmes de type « boîte noire » combinatoires à l’aide de méthodes stochastiques
4.1.3 Algorithme à décomposition MOEA/D
4.1.4 Paysage de fitness : définitions et usages
4.1.5 Utilisation de méta-modèles pour l’optimisation multi-objectifs
4.2 Démarche de définition du problème d’optimisation et de calibrage de l’algorithme à partir de l’étude des paysages de fitness
4.2.1 Échantillonnage de l’espace de recherche à l’aide d’une marche aléatoire uniforme
4.2.2 Définition du problème d’optimisation prenant en compte l’analyse de paysage de fitness
4.2.3 Calibrage de l’algorithme MOEA/D à partir de l’analyse du paysage de fitness
4.3 Application à l’optimisation du suivi de charge
4.3.1 Définition du problème d’optimisation
4.3.2 Calibrage des paramètres de mutation à partir de l’analyse du paysage de fitness
4.3.3 Analyse des performances de l’algorithme calibré
4.3.4 Influence de la définition du voisinage
4.4 Analyse physique des pilotages optimisés
4.4.1 Analyse des paramètres de gestion performants
4.4.2 Étude de quelques transitoires performants
4.5 Conclusion
5 Optimisation du suivi de charge pour le cycle complet
5.1 Comparaison des résultats d’optimisation aux différents moments du cycle d’exploitation
5.1.1 Adaptation de l’algorithme AMW-MOEA/D aux différents points du cycle
5.1.2 Analyse des résultats d’optimisation pour 4 moments du cycle d’exploitation
5.1.3 Robustesse des solutions optimisées au changement de burnup
5.2 Définition d’un nouveau problème d’optimisation pour le cycle complet et résolution par l’algorithme AMW-MOEA/D
5.2.1 Définition des nouveaux objectifs
5.2.2 Adaptation de l’algorithme AMW-MOEA/D
5.2.3 Analyse des performances
5.3 Algorithme AMW-MOEA/D assisté par un méta-modèle
5.3.1 Algorithme SA-AMW-MOEA/D
5.3.2 Calibrage de l’algorithme et choix du méta-modèle
5.3.3 Résultats et discussion
5.4 Analyse physique des pilotages optimisés pour le cycle complet
5.4.1 Analyse statistique des solutions performantes pour tout le cycle d’exploitation
5.4.2 Analyse physique des transitoires de puissance pour une solution optimale
5.5 Conclusion
6 Robustesse des pilotages optimisés
6.1 Robustesse à une modification des paramètres du transitoire de référence
6.1.1 Adaptation de l’algorithme SA-MOEA/D
6.1.2 Analyse des distributions des paramètres comparées
6.1.3 Robustesse des solutions optimisées pour le transitoire de référence
6.2 Robustesse à un changement de type de transitoire de puissance
6.2.1 Analyse des distributions des paramètres comparées
6.2.2 Robustesse des solutions optimisées pour le transitoire de référence
Conclusion et perspectives
Liste des acronymes
Bibliographie

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