INTRODUCTION
Marqué notamment par l’essor des énergies renouvelables intermittentes, le système électrique est en pleine mutation.
Si les réacteurs ont été conçus pour être résilients face à des événements survenant sur le réseau, le lien entre sûreté du système électrique et sûreté nucléaire ne doit pas être sous-estimé.
La réduction des marges du système électrique conduit à une augmentation des perturbations dans les centrales, autant de stress-tests pour les matériels et les équipes.
Des événements au Royaume-Uni et sur le continent appellent à anticiper les risques induits et à en définir les parades.
La transformation du mix énergétique est engagée. Elle va s’accélérer sous l’impulsion des politiques publiques. L’électrification des usages, la croissance des énergies renouvelables intermittentes (ENR) et leur répartition inégale soulèvent des problématiques nouvelles pour les gestionnaires des réseaux de transport d’électricité.
Le solaire et l’éolien ne contribuant pas encore aux besoins de flexibilité, le système électrique a de moins en moins de marge. L’augmentation des événements significatifs système (ESS) observée en France et au Royaume-Uni ces cinq dernières années l’illustre. Des incidents marquants incitent à la prudence : séparations est-ouest du réseau européen en janvier 2021 puis de la péninsule ibérique en juillet 2021.
Des ESS en constante augmentation
RTE mesure chaque année la sûreté d’exploitation du système électrique en comptabilisant les événements significatifs système (ESS) classés selon une échelle de gravité allant de 0 (sans impact direct sur la sûreté du système) et A jusqu’à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents dont les origines peuvent être multiples.
Avec 162 ESS, l’année 2022 s’inscrit dans une tendance globale toujours à la hausse depuis 2017.
Source : Bilan Sûreté 2022 – RTE
Dans ce contexte, le nucléaire, pilotable et manœuvrant, joue un rôle essentiel. Sa résilience face à ces nouvelles perturbations doit être garantie et l’exploitant doit se tenir prêt à faire face à un incident réseau généralisé, même rare. Les pertes totales des alimentations électriques externes sont prévues à la conception des centrales et dans les études de sûreté. Sauf îlotage (cf. infra), la sûreté est assurée par les diesels et le fonctionnement en thermosiphon avant la restauration des sources externes. Si ces situations sont prévues, d’un point de vue probabiliste il convient de ne pas les multiplier à l’excès.
Séparation du réseau électrique européen
Le 24 juillet 2021, le réseau électrique synchrone européen a été séparé en deux zones en raison de la perte en cascade de plusieurs lignes situées à la frontière franco-espagnole.
L’analyse technique de l’événement réalisée a posteriori par le groupement européen des gestionnaires de réseau (ENTSOE) a montré que le fait initiateur était un incendie à l’origine d’un court-circuit sur une des deux lignes de la liaison 400 kV Baixas-Gaudière. La diminution de puissance transitée n’ayant pas été assez rapide (flux initial de près de 2 500 MWe), un phénomène de surcharges en cascade a progressivement mené à la perte de synchronisme entre les réseaux français et espagnol, avec pour conséquence finale de couper complètement la péninsule Ibérique du reste du réseau continental européen.
Source : ENTSOE
STABILITÉ DU RÉSEAU : LE NUCLÉAIRE AU CŒUR DES ÉQUILIBRES
Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE en France, National Grid et Scottish Power au Royaume-Uni) est le garant de la sûreté du système électrique. La sûreté du système, assurée de façon intrinsèque par le gestionnaire (architecture, fiabilité, conduite), repose sur le respect d’exigences contractualisées avec les producteurs et les consommateurs. Ces exigences sont définies par les codes réseau. En France, la documentation technique de référence rédigée par RTE est issue des codes européens.
Depuis les années 90, EDF a recensé tous les paramètres importants pour la sûreté du réseau et défini un référentiel d’exigences garantissant la pertinence du réglage des protections et leur conformité. L’implication historique de la Division technique générale d’EDF (DTG) dans ce domaine est essentielle. J’invite les managers de la maintenance et de la conduite des CNPE à mieux exploiter les formations qu’elle propose.
Maintenir la fréquence
Du Portugal à l’Ukraine, la fréquence du réseau électrique est synchrone autour de 50 Hz. Le moindre déséquilibre entre production et consommation à un quelconque point du système interconnecté européen induit une variation de fréquence ressentie par l’ensemble des utilisateurs. Pour y remédier, les gestionnaires de réseau ont mis en place des règles de régulation et d’intervention. Les groupes pilotables, dont le nucléaire, contribuent par les systèmes de réglage (primaire, secondaire et tertiaire) de fréquence et par leur inertie, à compenser ces variations. Si ces régulations ne suffisent pas, des dispositifs de type interruptibilité ou plans de délestage permettent de retrouver l’équilibre en déconnectant des consommateurs pré- identifiés.
La fermeture de centrales pilotables associée au développement des énergies intermittentes tend à fragiliser cet équilibre :
- difficulté à prévoir la production de ces dernières ;
- diminution du nombre de groupes capables de réagir rapidement ;
- perte de foisonnement en cas d’aléas climatiques touchant simultanément toute l’Europe ;
- moindre part de machines tournantes naturellement stabilisatrices.
Les réserves européennes requises permettent de compenser un déséquilibre instantané de puissance inférieur ou égal à 3 000 MWe. En 2023, la France contribuait à hauteur de 519 MWe à cette réserve.
Dans des circonstances exceptionnelles, le réseau alimentant l’utilisateur peut se trouver momentanément isolé par rapport au réseau européen. RTE privilégie alors le maintien de la tension, quitte à voir la fréquence varier dans une plage plus importante. Il revient aux utilisateurs de prendre les dispositions pour protéger leurs installations.
Maintenir la tension
Tenir la tension est essentiel à la sûreté de fonctionnement du système électrique. Les tensions basses peuvent mettre des lignes en surcharge, provoquer le déclenchement des installations de production ou même être à l’origine d’un effondrement généralisé du réseau comme en Belgique en 1982 et dans l’ouest de la France et au Japon en 1987. Les tensions hautes sont la cause du vieillissement prématuré d’équipements, voire de leur destruction.
Le maintien de la tension dans des plages prédéfinies est essentiel au bon fonctionnement des récepteurs et des générateurs connectés au réseau. La plupart ne peuvent pas accepter une tension s’écartant notablement de leur tension de conception.
Le nucléaire contribue de façon importante au réglage permanent de la tension par action sur le courant d’excitation de l’alternateur. Ce dernier produit ou consomme de la puissance réactive, ce qui modifie la tension au point d’injection. De proche en proche, cet effet se répercute sur l’ensemble des points voisins. Contrairement à la fréquence, le maintien de tension a donc une réalité résolument locale. Le nucléaire y apporte une contribution clef. Ainsi le site de Blayais a été sollicité au printemps 2023 par le RTE pour maintenir deux de ses réacteurs couplés au réseau, au titre du soutien au plan de tension de la plaque sud-ouest. Cela s’est traduit notamment par le report de près d’un mois de la visite décennale du réacteur numéro 2.
Ces dernières années, le raccordement privilégié des ENR directement sur le réseau de distribution et l’enfouissement des lignes ont eu tendance à induire des phénomènes de tensions hautes. Cela sollicite les alternateurs des sites nucléaires plus près de leurs limites de fonctionnement et les rapproche des seuils de protection.
ANTICIPER ET NE PAS SUBIR
Face à ces mutations et à leurs conséquences potentielles sur la sûreté du système, il me semble crucial d’anticiper d’un point de vue technique, de définir les parades supplémentaires et de contribuer activement à la définition des nouvelles normes réseau.
Direction de la stratégie et R&D à la manœuvre
Depuis plusieurs années, EDF mène des analyses prospectives et des programmes de recherche.
A la Direction de la stratégie, les analystes et experts du Groupe engagés dans CHypSE (corps d’hypothèses stratégique énergies) mettent à jour annuellement les scénarios d’évolution du mix énergétique afin d’éclairer les décisions d’investissement. Ce travail très fouillé examine un certain nombre d’hypothèses, en particulier sur les trajectoires d’investissement des différents pays. La préservation de l’équilibre du système électrique à terme repose sur la capacité des pays interconnectés à coordonner dès aujourd’hui leurs initiatives, selon une feuille de route d’ensemble. (584 milliards d’euros d’investissements seraient nécessaires pour moderniser les réseaux électriques de l’Union européenne d’ici à 2030). Il faut rester prudent quant à la capacité collective à converger vers un système des systèmes cohérent.
A la R&D, l’expertise sur les réseaux est une compétence historique, elle se manifeste en particulier par des outils de simulation de qualité et des installations d’essai uniques. Le projet INCREASE vise à définir l’effet de l’intégration des énergies renouvelables sur le réseau et à identifier les mesures à prendre dans le parc existant et les prochains EPR2. Des phénomènes d’oscillations basse fréquence (dites hyposynchrones) initiés par les installations d’électronique de puissance (fermes éoliennes, par exemple) sont étudiés pour en prévenir les effets mécaniques sur les groupes tournants. Le projet EMED traite quant à lui du mix électrique de demain et notamment de la tenue du plan de tension en fonction du nombre de tranches nucléaires couplées.
Contribuer aux évolutions de la réglementation
Sur le plan des évolutions de la réglementation, il est important que le savoir-faire et l’expérience d’EDF contribuent à définir les futures exigences et leur compatibilité avec les limites des performances des moyens de production. Jusqu’à présent, le parc pilotable assure la majeure partie des flexibilités, les producteurs d’ENR n’étant soumis qu’à très peu d’exigences. La proportion d’ENR augmentant, il est indispensable qu’elles prennent également leur part.
Par ailleurs, il est crucial que les caractéristiques dynamiques du réseau, imposées aux futurs réacteurs, soient technologiquement acceptables. C’est un des enjeux de l’implication d’EDF dans l’élaboration des codes de réseau européen et de leur révision périodique. Les discussions autour du ROCOF (pente de variation de fréquence lors d’un à-coup de réseau), qui tendra à augmenter avec la disparition des groupes pilotables fortement inertiels, en sont un bon exemple. Si l’essor des ENR tend à imposer un ROCOF élevé, il faut aussi préserver les marges de fonctionnement des machines pilotables, elles-mêmes stabilisatrices.
MAINTENIR LA FIABILITÉ DES ÉQUIPEMENTS
Si les mutations du système électrique doivent faire l’objet d’attention, sa fragilité viendra peut-être d’abord de son vieillissement.
Aujourd’hui, les matériels 400 kV et 225 kV sont très majoritairement sous la responsabilité de RTE. Avec une moyenne d’âge d’environ 50 ans, le réseau de transport français est l’un des plus anciens d’Europe. Le mur d’investissements nécessaire à son renouvellement sera dans les quinze prochaines années un enjeu crucial. Certaines réhabilitations sont jugées urgentes (par exemple, risques induits par la corrosion). Ce programme figure dans le schéma décennal publié par RTE en 2019.
Dans les CNPE, ces mêmes matériels (225 kV et 400 kV) font l’objet depuis plusieurs années d’un programme de remplacement piloté par le Grand Carénage. Pour les transformateurs, il s’agit de remplacer les pôles TP, TS et TA et de les équiper d’un système de monitoring. Pour les postes d’évacuation, il faut remplacer les postes aériens ou sous enveloppe métallique pour pallier la corrosion, les fuites de gaz SF6 et le vieillissement du matériel. Ce programme patrimonial ne doit pas pâtir d’arbitrages financiers ou dus au planning. Il importe aussi de donner toute sa place à la maintenance courante et conditionnelle pour garantir la conformité des installations dans le temps. L’un et l’autre apporteront la fiabilité attendue.
SE PRÉPARER AUX INCIDENTS RÉSEAU GÉNÉRALISÉS, MÊME RARES
RTE dispose d’un plan de défense efficace pour contrer les signes avant-coureurs d’événement majeur. En 2022, 95 % des défauts ont été éliminés, conformément aux attentes. Néanmoins, des événements continuent de survenir et montrent que des conjonctions exceptionnelles de facteurs défavorables, incluant les conditions climatiques extrêmes, pourraient conduire à une coupure généralisée.
Îlotages et renvois de tension essentiels à la reconstitution du réseau
La stratégie de RTE pour reconstituer tout ou partie du réseau après un incident généralisé repose sur des groupes nucléaires complétés des moyens hydrauliques. La reconstitution se fait à partir d’ossatures prédéfinies pour assurer la réalimentation progressive. Les réacteurs nucléaires îlotés peuvent redémarrer seuls, les réacteurs non îlotés doivent recevoir la puissance nécessaire à leur redémarrage depuis une autre unité de production. Dans le cas d’un incident réseau généralisé, EDF et RTE ont donc des rôles complémentaires : EDF s’engage à réussir l’îlotage de certains réacteurs tandis que RTE s’engage à garantir des renvois de tension.
Lors d’un îlotage, un réacteur cesse d’alimenter le réseau et passe à une puissance réduite pour produire l’énergie électrique nécessaire à son propre fonctionnement. Chaque réacteur doit réaliser un essai d’îlotage tous les quatre arrêts pour rechargement, l’engagement contractuel d’EDF vis-à-vis de RTE est d’en réussir plus de 60 % sur une période de quatre ans glissants. Cet indicateur dépasse aujourd’hui 90 %.
Chaque site dispose de trois scénarios de renvoi de tension : l’un interne (de réacteur à réacteur) et les deux autres externes (par exemple, depuis un barrage hydroélectrique). La périodicité des essais de renvois de tension externe est passée de trois à six ans, compensée par la réalisation de deux exercices sur simulateur par an et par site avec RTE. Des retards d’essai montrent la difficulté à réunir les conditions de réalisation entre le groupe émetteur de la tension, RTE qui configure le réseau, et le groupe qui reçoit la tension. Le suivi de ce programme doit encore se renforcer. C’est un des objectifs du Comité de pilotage des renvois de tension et de la reconstitution du réseau.
Tempête Ciarán
Les 1er et 2 novembre 2023, les vents violents et les pluies abondantes de la tempête Ciarán ont touché le nord-ouest de la France. La foudre a frappé une ligne à très haute tension et le vent a fragilisé une traversée électrique du transformateur principal du réacteur n°2 de Flamanville, conduisant aux îlotages des deux unités. Les réacteurs produisent alors l’énergie nécessaire à leurs systèmes auxiliaires pour fonctionner de façon autonome en toute sûreté. Le transitoire s’est déroulé normalement et a été correctement géré par les équipes de quart. Le réacteur n°1 a été reconnecté rapidement au réseau, le réacteur n°2 a dû être mis à l’arrêt pour remplacer la traversée endommagée. L’entraînement des équipes de quart en préparation de l’événement a contribué à la maîtrise de ces transitoires.
Renforcer formation et entraînement
Les réacteurs à eau pressurisée REP d’EDF ont des designs robustes avec une redondance des sources électriques externes, internes et ultimes, renforcée après Fukushima Daiichi (DUS, diesels d’ultime secours).
L’enjeu porte sur les compétences requises pour garantir un haut niveau de maîtrise opérationnelle, depuis les matériels 400 kV jusqu’au moindre composant de la distribution électrique. Des échanges menés sur site et avec les unités nationales d’appui, je retiens que des efforts complémentaires mériteraient d’être accomplis dans les métiers de la conduite et de la maintenance électrique.
A la conduite, la formation des opérateurs dans ce domaine est très concentrée pendant leur formation initiale. J’encourage à généraliser l’initiative de certains sites qui organisent des recyclages. L’objectif est de s’assurer qu’au-delà de l’application des procédures, les équipes conservent la maîtrise du schéma de distribution électrique et la capacité à élaborer des diagnostics et des stratégies de réalimentation. Il me paraît également important que chaque opérateur soit régulièrement amené à jouer un scénario de perte des alimentations électriques externes et de reconstitution de réseau. Enfin, les compétences des délégués sécurité exploitation (DSE), en matière de configuration et de consignation des matériels 400 kV, 225 kV et 6,6 kV, méritent une attention particulière. L’objectif est d’affermir leurs connaissances et de leur donner confiance dans la maîtrise des gestes rares.
A la maintenance, si des initiatives sont prises par le niveau national à travers des guides et des communautés de pratiques, le risque est de ne toucher qu’un nombre limité d’acteurs locaux. Le catalogue de la formation spécifique au domaine électrique est bien fourni (par exemple, stages constructeurs). Néanmoins, la maîtrise de la distribution électrique doit être rehaussée pour tous. Le personnel d’astreinte électricité, en lien avec l’exploitant en cas d’incident, doit en particulier disposer d’un socle plus pointu de compétences. Elles doivent être acquises par la formation et par un parcours professionnel comportant la réalisation (ou le suivi) d’activités plus rares telles que les coupures 400 kV ou 225 kV, les coupures de voies ou les coupures de tableaux. Un suivi plus particulier de ces populations sensibles doit être assuré.
LA MANŒUVRABILITÉ DU PARC : UN CAPITAL À PRÉSERVER
Le suivi de charge est un atout des réacteurs EDF, les autres exploitants dans le monde utilisant essentiellement leurs réacteurs en base. Les réacteurs du parc d’EDF peuvent faire varier leur puissance entre 20 % et 100 % en 30 minutes, deux fois par jour. Des améliorations du design d’origine permettent cette flexibilité.
Une étude menée sur la période 2002-2016 a montré que le suivi de charge n’avait pas d’impact évident sur le nombre d’événements sûreté liés aux transitoires ni sur l’intégrité du combustible et qu’il avait des effets limités sur le circuit secondaire.
La manœuvrabilité offerte par le nucléaire devient d’autant plus indispensable avec la priorité accordée aux ENR. Plus qu’auparavant, il faut limiter au strict nécessaire les prescriptions temporaires imposant le maintien du réacteur à pleine puissance. Il faut aussi porter une attention plus soutenue aux matériels pouvant être affectés par les variations de charge (circuits d’effluents, évaporateurs) et aux chaudières auxiliaires de production de vapeur nécessaires au redémarrage. Enfin, la capacité des opérateurs à gérer les transitoires de puissance doit être un point de constante attention.
LE RÉSEAU BRITANNIQUE : DES MUTATIONS DONT IL FAUT APPRENDRE
Le Royaume-Uni vise à atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050. Le système électrique subit des changements importants : le mix énergétique est passé de 3 % d’électricité générée par les ENR en 2010 à 40 % en 2022. La même période a vu la fermeture de centrales thermiques classiques et nucléaires. Dans ce nouveau paysage, un site nucléaire peut se retrouver le dernier moyen de production pilotable dans une région, ce qui peut exacerber les conséquences des perturbations du réseau.
Des événements survenus en 2023 dans des sites d’EDF Nuclear Operations illustrent cette situation.
- Un site a subi en période d’arrêt réacteur des déclenchements répétés de certains moteurs électriques importants pour la sûreté. Ces déclenchements ont été initiés par des perturbations du réseau provenant d’une combinaison de facteurs défavorables : passage à l’arrêt pour maintenance de certaines lignes, flux de puissance associés à des parcs éoliens en mer, déséquilibres de charge connus de longue date au niveau du réseau de transport dans la région. Les relais de protection des moteurs, trop sensibles aux perturbations, devront être remplacés par des modèles résistant à des déséquilibres de courant plus importants ;
- Dans un autre site, l’arrêt automatique d’un réacteur (AAR) résulte d’une perturbation réseau sous la forme d’oscillations hyposynchrones (à une fréquence de 8 Hz), occasionnées par la mise en service d’une ferme éolienne en mer à proximité du site. Au moment de l’événement, l’alternateur du site était le seul générateur synchrone connecté au réseau dans la région, ce qui a probablement amplifié le phénomène. Une modification du régulateur de tension de l’alternateur a permis de traiter la faiblesse identifiée. Depuis, le site a connu 26 événements similaires, dont 18 en une seule journée, néanmoins sans AAR.
La direction de Nuclear Operations a engagé un programme de travail volontariste. Il intègre la création au plus haut niveau d’instances d’échange avec les gestionnaires de réseau pour partager la situation, anticiper les évolutions et définir les parades nécessaires. Il comporte aussi un pan matériel visant à renforcer la résilience des sites : revue des normes minimales d’entretien obligatoire, élaboration de stratégies de durée de vie pour certains composants, investissements ciblés, amélioration des moyens de surveillance de l’état du réseau. Si ces initiatives sont à saluer, elles arrivent un peu tardivement et méritent d’être mises en œuvre dans des délais courts. Le remplacement des matériels à l’origine de l’événement survenu en 2021 ne sera achevé qu’en 2024 (cf. rapport 2021), d’où la nécessité d’analyser et de traiter au plus tôt les causes matérielles des événements de 2023.
En conclusion, j’incite Nuclear Operations à mieux se prémunir des perturbations du réseau britannique et les Français à tirer les enseignements de tout incident outre-Manche, précurseur de ce que l’arrivée massive des ENR provoquera sur le continent.
RECOMMANDATIONS
Les mutations du système électrique et le vieillissement du réseau étant amenés à davantage solliciter nos installations, je recommande au directeur de la DPNT de mieux ancrer les compétences dans le domaine électrique et de renforcer la maîtrise des conséquences des perturbations système sur les installations de production. Les services maintenance et conduite doivent s’évaluer puis corriger, avec l’appui de l’UFPI, leurs points faibles.
Pour donner suite aux événements survenus sur le réseau britannique ces dernières années, je recommande au directeur de Nuclear Operations de réexaminer les réglages des protections électriques afin de garantir leur conformité et de vérifier que leurs valeurs prennent en compte les évolutions du système électrique.
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RECOMMANDATIONS |
Les mutations du système électrique et le vieillissement du réseau étant amenés à davantage solliciter nos installations, je recommande au directeur de la DPNT de mieux ancrer les compétences dans le domaine électrique et de renforcer la maîtrise des conséquences des perturbations système sur les installations de production. Les services maintenance et conduite doivent s’évaluer puis corriger, avec l’appui de l’UFPI, leurs points faibles.
Pour donner suite aux événements survenus sur le réseau britannique ces dernières années, je recommande au directeur de Nuclear Operations de réexaminer les réglages des protections électriques afin de garantir leur conformité et de vérifier que leurs valeurs prennent en compte les évolutions du système électrique.