18 - Les recombineurs d`hydrogène et les hydrogènemètres

- Point 2003 sur le fleuron de la technologie atomiques française de production d’électricité - Réalisé pour Stop Golfech par Marc Saint Aroman -
- sources : Autorité de sûreté nucléaire., les autres sont précisées au fur et à mesure -
Note : Nous tenons à préciser l’extrême discrétion concernant le remplacement de matériels importants pour le
fonctionnement des réacteurs : il faut par exemple qu’une pompe de circuit primaire rompent ses élingues lors de son
évacuation à travers un transport par camion pour que nous apprenions qu’elle a été changée sur un réacteur ! tout ceci bien
sûr parce que son activité radiologique était trop élevée.
Les éléments fournis dans ce qui suit sont hélas loin d’être exhaustifs.
1 - L’enceinte de confinement
L’enceinte de confinement sert à limiter les rejets radioactifs en cas d’accident sur la chaudière (c’est la 3ème et
dernière barrière avant l’environnement). L’enceinte ( avec le cœur du réacteur) est considérée comme
irremplaçable et détermine donc la vie du réacteur.
- 11 – Les enceintes fuient : Pour les centrales, les essais d’étanchéité se font à froid ce qui ne correspond pas aux
contraintes rencontrées en cas d’accident à 140 ° (Technique de l’ingénieur, traité Génie énergétique). Les enceintes de
confinement des réacteurs de 1300 et 1450 Mwé ont un taux de fuite global fixé par le décret d’autorisation de création
(DAC) à 1,5 % par jour de la masse de gaz contenue dans l’enceinte dans les conditions de l’accident de perte de
refroidissement primaire (APRP). Les taux de fuite réels dépassent les seuils réglementaires. Ce défaut est générique sur
le parc de 1300 MWé, 900 MWé ainsi que sur le parc de réacteurs neufs de 1450 MW. Pour les 1300 et 1450 MWé, le
problème est dû a un vieillissement de la paroi interne de la double enceinte. EDF a mis en place un programme de
réparation qui consiste à : - injecter de la résine ou du coulis de ciment sous pression au niveau des reprises de bétonnage poser une peau d’étanchéité en matériau composite, afin d’obturer les fissures qui pourraient s’ouvrir lors de la montée en
pression de l’enceinte. L’ASN a demandé à EDF de compléter la qualification des produits d’injection et des revêtements
aux conditions accidentelles.
-12 - Les clapets anti-retour se coincent : ils servent à : - assurer l’isolement du circuit primaire principal - éviter des
reflux d’eau primaire entre deux files redondantes d’un même circuit - participer à l’isolement de l’enceinte de confinement
en cas d’accident - Ce défaut de blocage est générique et a été mis en évidence par l’A.S.N. Les jeux fonctionnels établis à
la conception étaient insuffisants.
- 13 - Les servomoteurs qualifiés aux conditions accidentelles ne sont plus conformes :
Les matériels situés dans l’enceinte de confinement doivent assurer leurs fonctions en situation accidentelle, postaccidentelle ou en cas de séisme. Ils doivent pouvoir résister à des sollicitations importantes (catégorie dite K1 résistants
température, pression, humidité, irradiation …). Des essais réalisés sur du matériel prélevé chez le fabricant ont montré sa
non conformité. Les vannes équipées de ces servomoteurs sont en majeure partie des vannes d’isolement de l’enceinte,
mais peuvent également appartenir à des systèmes de sauvegarde.
- 14 – pas de résistance aux chutes de gros avions : Les résultats des études réalisées par l’IPSN concernant la résistance
de l’enceinte à la chute d’un avion de ligne sur le bâtiment réacteur sont classés « secret défense nationale » : de notre
point de vue, c’est tout simplement parce que l’enceinte du réacteur ne résisterait pas à un tel choc et plutôt que d’arrêter les
réacteurs, les décideurs cachent leur vulnérabilité !
- 15 – Dans les scénarios élaborés depuis l’accident de réactivité de Tchernobyl, bien que
nos réacteurs « REP » ne présentent pas les caractéristiques d’instabilité des RBMK, ils ont besoin d’être « empoisonnés »
quand ils sont froids. Cet empoisonnement est réalisé par un apport d’acide borique dans l’eau du circuit primaire. Si cet
empoisonnement venait à manquer soudainement, le cœur pourrait diverger violemment et conduire à la rupture du circuit
primaire et à l’endommagement de l’enceinte de confinement conduisant à d’importantes conséquences sanitaires.
- 16 - Des défauts de conception de Génie civil affectent 24 réacteurs qui ont été construits avec la salle des machines sans
mise à l’abris de l’enceinte du réacteur de la trajectoire éventuelle de missile engendrés par la rupture d’aubes de turbine. La
seule solution à ce problème consiste à arrêter définitivement les réacteurs.
- 18 - Les recombineurs d’hydrogène et les hydrogènemètres :
Dans certaines conditions, « très improbables » d’un accident grave, avec fusion du cœur, suite à l’oxydation des gaines de
combustible, il se produirait un dégagement d’hydrogène dans l’enceinte de confinement. L’hydrogène, sous certaines
conditions, pourrait exploser et mettre à mal l’enceinte. Les recombineurs catalytiques permettraient de détruire l’hydrogène
: l’ASN a donc fixé à 2007, la limite pour l’installation de ces recombineurs sur les 58 réacteurs. Le risque d’augmentation
de volume d’hydrogène, suite au lancement de l’aspersion de l’enceinte est également étudié par EDF qui doit proposer des
solutions à l’ASN (est étudié en particulier la mise en route différée de l’aspersion de l’enceinte).
19 Mesure de la pression dans l’enceinte : Suite à l’accident de Tchernobyl, un filtre à sable a été mis en place afin
d’assurer la décompression des produits radioactifs vers l’atmosphère pour ne pas détruire l’enceinte. L’ASN espère une
montée à 5 bars suffisamment lente qu’elle établit à 24 h. EDF a pour sa part sollicité une autorisation pour ne décompresser
le bâtiment qu’à partir de 6 bars pour les 1300 et 1450 MWé et de 7 bars pour les 900 MWé Des capteurs de pression
seront installés sur les 58 réacteurs en 2005.
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2 Cuves contenant le cœur :
Données générales : Les composants en acier noir (acier ferritique) du circuit primaire ont été revêtus d’une ou plusieurs
couches d’acier inoxydable ou d’alliage à base de nickel (inconel) les protégeant des risques de corrosion. L’opération de
revêtement crée des dégradations dont deux types ont été identifiés : par fissuration à froid due à l’hydrogène ou par
décohésion intergranulaire due au réchauffage. Les défauts potentiellement créés sont situés dans le métal de base, juste
sous la couche de métal déposé (l’aspect de surface reste bon ): ce sont les défauts sous revêtement.
Des contrôles réalisés en 1979 et 1980 ont révélé ce type de défauts sur deux composants du circuit primaire (tubulures de
cuve et la plaques tubulaires des générateurs de vapeur).
Suite à des modifications de réalisation des revêtements, des essais ont montré que le phénomène ne se reproduisait plus.
Des considérations théoriques validées par des essais avaient également amené à conclure que seuls ces deux matériels seuls
pouvaient être touchés. ET POURTANT : le contrôle de la zone de cœur de la cuve de Tricastin 1 en 1999 a montré la
présence de défauts sous le revêtement.
Pour Brian Tomkins (Chief technologist, AEA technologie au Royaume-Uni) : - Les rayonnements ajoutés à la chaleur rend
l’accès aux principaux composants difficile tant pour la détection des défauts que pour les réparations et remplacements - La
disparité des matériaux rend la gestion de la dégradation difficile - Malgré l’utilisation de codes de conception les meilleurs
possibles, ils se sont avérés incapables de prévenir les dégradations successives. B.Tomkins précise que « l’industrie
nucléaire se trouve donc confrontée à un réel problème de vieillissement qui peut mettre en cause aussi bien la sûreté que la
rentabilité. »
Matthieu Schuler et Philippe Merle (du bureau de contrôle des chaudières nucléaires, BCCN) indiquent que malgré des
efforts importants sur la fabrication des cuves, et de leur traçabilité les problèmes rencontrés nous rappellent « que la
nature est plus inventive que les ingénieurs et que la deuxième ligne de défense qu’est la surveillance en service est
nécessaire ». Pour ces deux responsables du BCCN, compte tenu du nombre de mauvaises surprises rencontrées dans le
dossier des cuves, il serait bien imprudent de conclure que tout va bien jusqu’à 40 ans.
- A - La cuve elle même
- 21 - Des cuves qui perdent leur élasticité initiale: Pour les réacteurs de 1300 MWé , les cuves ont une hauteur de 13
mètres et un diamètre de 5 mètres avec une épaisseur de 22 cm et pèsent 326 t. Elles sont en aciers d’une grande aptitude à
la déformation avant leur rupture (ductilité). Problème grave : Une évaluation montre que l’acier qui avait la transition
fragile ductile (barrière au delà de laquelle la cuve devient cassante comme du verre) à moins 30 ° C passe, sous l’effet des
neutrons, à plus de 50 ° C pour les réacteurs les plus anciens. La fragilisation de l’acier de la cuve augmente sa
sensibilité au risque de rupture brutale. En fonctionnement normal, la cuve se dégrade lentement sous l’effet du
rayonnement neutronique issu du cœur fissile du réacteur . Cette fragilisation rend en particulier la cuve plus sensible aux
chocs thermiques sous pression ou aux montées brutales de pression à froid. Les cuves sont suivies de près car : - leurs
remplacements n’est pas envisagé (pour des raisons techniques et économiques ) – leur rupture est considérée comme un
accident inenvisageable : les conséquences ne sont donc pas prises en compte dans l’évaluation de la sûreté du réacteur. Les
cuves constituent l’un des éléments jugés non remplaçables et déterminent la vie du réacteur. Les études approfondies sur
cette partie n’ont démarré que fin 1998.
- 22 - Des défauts sous revêtement ont été détectés en 1999 sur certaines cuves :- Tricastin 1 (une quinzaine de défauts
dont le plus profond atteint 1,2 cm) - Fessenheim 1 (un de profondeur de 0,6 cm) et en 2000 à Fessenheim (cinq inférieurs à
1 cm). D. Quiénart (Directeur délégué à la Sûreté à IPSN) précisait que toutes les tentatives pour expliquer ce phénomène de
corrosion (température supposée de l’eau du circuit primaire, sensibilité plus ou moins grande du matériau utilisé, état des
contraintes pour les différents adaptateurs) ont été, en partie au moins, infirmées par l’expérience.
- 23 - Sur les pénétrations de fond de cuve pour les instrumentation neutroniques du cœur 60 tubes en Inconel 600 sont
soudés sur les parois. Des défauts de soudure sur ces pénétrations ont été mise en évidence.
Une partie des réacteurs est utilisée à puissance variable ce qui aggrave encore les sollicitations thermiques et mécaniques
des composants.
Pour l’ASN, ces découvertes impliquent donc de prendre, aujourd’hui, des mesures d’exploitation adaptées.
- 24 – Des supports de cuves dégradés : en 1997, EDF a découvert que les butées antisismiques des cuves étaient
dévissées ou corrodées sur tout le parc. Ceci entraîne une perte de résistance estimée à 2 niveaux sur l’échelles MSK.
- B - Et dans la cuve :
-25- Les dégradations de la visserie du cloisonnement du cœur des réacteurs du palier CP0 (900 MWé)
Ce cloisonnement sert de maintient pour les éléments combustibles. Les centaines de vis, d’un diamètre de 1,6 cm, sont
affectées par des phénomènes de fissuration. Au Bugey, 30 % des vis devront être remplacées en 2004.
Après de grosse difficultés de remplacement de vis (contamination de l’eau de la piscine…), le dernier remplacement d’un
tiers des vis sur Fessenheim 1 s’est déroulé normalement.
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- 26 - Le combustible : Les gaines de combustible, considérées par EDF comme la première des trois barrières d’isolement
de l’environnement à la radioactivité, sont soumises à de fortes contraintes : - La pression interne augmente suite à la
présence des gaz de fission. Il y a des désordres créés dans la structure de l’alliage par les chocs de neutrons. Pour garantir
l’intégrité de la gaine, il faut que le flux de chaleur qui la traverse ne risque pas d’entraîner la formation d’un film continu
de vapeur à sa surface ( la caléfaction se produit lorsqu’on verse de l’eau sur une plaque chauffée au rouge). Dans le cas du
combustible nucléaire, la caléfaction provoquerait une forte baisse du coefficient d’échange thermique et le flux de chaleur
restant toujours le même, une montée brutale, inacceptable de la température de la gaine (L’ère nucléaire).
- 27 - Les défaut de fretting sur le combustible des réacteurs de 1300 MWé :
Plusieurs réacteurs de 1300 MWé ont été touchés par un phénomène de vibration qui affecte les crayons des assemblages de
combustible dans les cellules des grilles. Cette vibration entraîne des frottements qui usent la gaine et provoquent sa rupture.
Le problème serait dû à des phénomènes hydrauliques particulièrement marqués sur ce palier combinés à des effets de perte
de tenue de la cellule de maintien du crayon suite à son irradiation. Ce défaut qui apparaît d'abord en pied d'assemblage peut
évoluer vers un défaut secondaire d'hydruration ( réaction chimique se produisant à haute température entre le zirconium de
la gaine et l'eau du circuit primaire) de la gaine de combustible - Ces défauts s'accompagnent d'une libération de plusieurs
radioéléments identifiables. Ces défauts ont des conséquence sur l’exposition des travailleurs aux radiations notamment à
travers l'émission de particules alpha dans le circuit primaire. Ils ont compliquent également la gestion des déchets et des
effluents, notamment pour discriminer et tracer les déchets contenant des émetteurs alpha.
- 3 – Couvercles de cuves :
Suivant la puissance des réacteurs, la calotte sphérique est percée de 65 trous à 77 trous dans lesquels sont frettés les
adaptateurs de traversée de couvercle qui permettent le passage des tiges des grappes de commande. Pour se faire une idée
des caractéristiques du couvercle, celui-ci qui pèse 90 tonnes est maintenu à la cuve par 35 t. de goujons et d’écrous :
- 31 - Des guides de grappes de contrôle qui se fissurent : Les premières fissures à l’intérieur du couvercle de cuve au
niveau des guides de grappes de commande ont été découverts en septembre 1991 à la centrale de Bugey. Ce problème à
pour origine la corrosion sous tension du matériau de l’Inconel 600 (alliage de nickel de chrome et de fer).
- 32 - Devant la difficulté de réparation une trentaine de couvercles furent remplacés : un nouveau métal, l’Inconel
690, réputé insensible à la corrosion sous contrainte, fût utilisé. Sur les couvercles neufs, un an après leur mise en place, les
parties hautes des grappes de contrôles fuyaient, pouvant provoquer à nouveau une corrosion ! 15 couvercles neufs étaient
concernés.
- 33 - Certains types de fissures peuvent conduire à une rupture brutale au niveau des guides des grappes de
commandes. Ce type d’événement serait à l’origine d’un accident qui se produirait suite à l’éjection d’une barre de contrôle.
Les effets pourraient être - une brèche dans le circuit primaire - la formation d’un missile pouvant traverser le béton de
l’enceinte - augmentation brutale de réactivité pouvant conduire à l’emballement de la réaction de fission - déformation des
structures mécaniques du cœur pouvant entraîner un blocage des autres grappes de contrôle et d’arrêt (La Gazette Nucléaire
113/114). La Recherche dans son numéro de septembre 1993 précise que sur le simulateur de Valduc, ou un essai d’accident
a été simulé, le retrait d’une barre de contrôle provoque « une brusque augmentation du nombre de neutrons disponibles,
d’ou un emballement de la réaction en chaîne, comme dans une bombe atomique. » à l’échelle 1/5000 me cela représente
une puissance brève de 1000 MWe ! suite à l’explosion, le combustible se disperserait et les conditions permettant la
réaction en chaîne ne seraient plus remplies. Dans un réacteur industriel, le même scénario de départ entraînerait un
déroulement plus grave dans la mesure ou l’explosion affecterait les autres barres de combustible.
- 34 - Les tirants antisismiques de maintien des équipements de couvercle de cuve :
Sur deux réacteurs en puissance, des mauvais réglages de jeu sur ces systèmes de maintien, ont été découverts. Des
desserrages de contre-écrous ne permettaient également pas de garantir la pérennité des réglages. Ces défauts concernent
tous les réacteurs et pourraient entraîner des blocages de plusieurs grappes de commande, en cas de séisme. Des brèches
primaires au niveau des enveloppes ou des carters des mécanismes de commande des grappes pourraient également
apparaître. L’ASN est dans l’attente de la stratégie de maintenance retenue par EDF pour garantir la pérennité des réglages.
- 35 – Très mauvaise surprise récente sur un réacteur américain de l’Ohio, Davis-Besse, de même conception que les
réacteurs français, une fuite d’acide borique du circuit primaire a rongé sur une profondeur de quinze centimètres l’acier
spécial du couvercle. Lorsque la cavité a été découverte en février 2002, il restait moins d’un centimètre d’acier. Une
seconde cavité a été repérée, laissant craindre la découverte d’autres dégâts inédits sur le réacteur. ( « Columbus Alive » 28
mars 2002).
- 4 - Grappes de commandes:
Un des deux éléments principaux du contrôle de la réaction en chaîne ( nombre de neutrons dans le cœur) est constitué par
les barres de contrôle. Pour assurer les arrêts de sécurité du réacteur et étouffer immédiatement la réaction en chaîne, elles
doivent chuter rapidement sous l’effet de leur propre poids. La disponibilité de cette fonction est primordiale. Les réacteurs
de 1300 et 900 MWé sont régulièrement affectés par des chutes partielles ou des déplacements insuffisants des barres à
cause de défauts sur les guides. Des grappes restent coincées en position haute. Les guides des barres de contrôle ont
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eux aussi montré des signes de faiblesses après seulement 5 ans de fonctionnement. Les barres constituant les grappes
sont elles même fatiguées et se rompent.
Les déformations des assemblages combustible sont également à l’origine de freinage ou d’arrêt de grappes! 38 fois en
1997.
- 41 – Des vis qui cassent et qui bloquent les grappes : Sous l’effet de sollicitations mécaniques répétées, une petite vis
d’un diamètre de 5 mm, située à l’intérieur du mécanisme qui commande le déplacement des grappes, se rompt. Cette
rupture induit des déplacements incontrôlés (partiels ou insuffisants) lors de manœuvres, puis un blocage des grappes. A
noter également que lors de contrôles préventifs sur les réacteurs de 1300 MWé, un mécanisme a été découvert défectueux
alors qu’il avait très peu fonctionné. Ces anomalies concernent l’ensemble des 58 réacteurs d’EDF et 300 mécanismes ont
été remplacés.
- 42 – Des problèmes à l’origine de solution qui posent des problèmes à l’origine de solution qui … : .Sur les REP
1300 MWé, Il y a 65 grappes (araignées de contrôles) de 24 crayons de 4 m de long. Ces crayons comportent : - 8 tiges en
Argent, Indium, Cadmium sous une gaine d’acier inoxydable austénitique épaisse de 1 mm -16 tiges en acier inoxydable
Les tubes de guidage dans le cœur sont en zircolay. La vibration des gaines dans ces guides suite aux turbulences du fluide
caloporteur produisent l’usure : Des ruptures de crayons ont été identifiées sur Dampierre 1 en 1988, Gravelines 4 en 1989.
De nouvelles grappes ont donc été mises au point : elles ont reçues de nouveaux revêtements et des traitements de surface.
Suite à leur résistance accrue, elles menacent maintenant leurs guides d’une usure potentielle. De nouveaux guides ont donc
été mis au point mais n’ont pas été installés, en effet après des temps de chute très satisfaisants à Daya Bay ( Vous lisez
bien : Framatome a été essayer ce prototype en Chine), après un an de fonctionnement, début 95 les nouveaux essais ont
révélé des temps de chute dépassant les critères fixés. (Epure n° 63 Juillet 99). L’ancien système plus usant mais plus sûr
(quant au temps de chute) a été repris et a été associé à des grappes nitrurées résistantes à l’usure.
- 5 - Générateurs de vapeur
Les générateurs de vapeur (G.V.) permettent d’échanger la chaleur du circuit primaire vers l’alternateur. Au nombre de trois
(pour les 900 MWé) ou quatre (1300 MWé et 1450 MWé), Ils comportent plusieurs milliers de tubes de 1 mm d’épaisseur
et de 2 cm de diamètre dans lesquels circulent une eau à 300° sous une pression de 150 bars (soit 150 fois la pression
atmosphérique).
Dès 1982, les américains identifiaient différents types d’attaque des tubes en U des générateurs de vapeur (G.V.) qui les
rendaient fuyards : - bossellement par compression - érosion due aux contraintes thermiques de fonctionnement - érosion
par frottement sur les supports anti-vibratoires - attaque intergranulaire - formation de piqûres - fissuration par corrosion de
contraintes - amincissement par corrosion du côté de l’eau de l’eau secondaire (Science & Vie J-P Pharabod 08 82)
Qu’entraînerait une rupture de tube ? Dans un document du Commissariat à l’Energie Atomique on peut lire qu’une
rupture d’un tube de générateur de vapeur « finirait par dénoyer les éléments combustibles provoquant la rupture
des gaines ( de combustible) et le transfert direct de produits de fission volatils dans l’environnement, situation
véritablement catastrophique. » (Gazette du nucléaire 155/156 01 1997).
Le matériau utilisé pour leur fabrication était de l’inconel 600 jusqu’en 1988 (l’inconel 600 est composé principalement de
nickel, de chrome et de fer) Cet alliage est particulièrement sensibles à la corrosion sous contrainte.
Changement de matériau pour les tubes : Depuis, l’Inconel 690, plus résistant à la fissuration est utilisé. Pourtant,
d’autres dégradations telles que des usures, des déformations et des vibrations continuent d’affecter les tubes quelle que soit
la nature du matériau utilisé. Après rebouchage de 15 % des tubes, à cause de fuites importantes, les G.V. sont remplacés :
entre 1990 et 2003, 33 G.V. ont été remplacés.
Pour ce qui concerne les matériaux de remplacement des G.V., M. Duval de la DRIRE Bordeaux déclarait « cela veut dire
tout simplement que le matériau de ces générateurs de vapeur qui est en Inconel (ndr Inconel 690) …ne s’avère pas,
après 10 ans de fonctionnement de ce générateur de Golfech 1, comme suffisant pour éviter l’apparition de fissures
».
Problèmes lors du remplacement : une fois les nouveaux GV en place, il faut souder un matériau neuf sur un matériau
usagé ce qui ne fait jamais le bonheur des métallurgistes ni surtout des opérateurs qui sont exposés à d’importantes
expositions radioactives. La probabilité de rupture d’un tube de G.V. qui était évaluée à un risque sur 10 000 à 100
000 est devenue 100 fois plus élevée !
Depuis 1970 il y a eu 13 incidents de rupture de tube de G.V. dans le monde
- 6 - pressuriseur,
Sur l’une des boucles du circuit primaire, le pressuriseur, contrôle les variations de pression et de volume du liquide
primaire : il permet de maintenir la pression de cette eau primaire à 155 bar afin d’éviter son ébullition.
Le projet « remplacement des composants » détermine la priorité pour les composants à remplacer et en 1999 ce sont les
pressuriseurs qui ont été retenus. L’opération sera réalisée en 2005.
- 7 - Pompes primaires:
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Ces énormes pompes qui permettent d’évacuer la chaleur du cœur déplacent un volume d’eau de 98 000 m3 /h tout en
consommant 24 millions de watts - On comprend mieux pourquoi tous les corps étrangers ( particules arrachées, matériaux
comme les vis cassées, outils oubliés…) entraînent d’importantes dégradations dans le circuit primaire. Elles connaissent
des arrêts intempestifs suite à des défaillances sur les commandes, des pertes d’alimentation. Les barrières de ces pompes
sont constituées - d’une bride - d’un serpentin parcouru par l’eau froide du circuit de refroidissement intermédiaire (RRI) d’une enveloppe – Ces barrières sont chargées d’éviter l’échauffement de l’arbre de la pompe, qui transmet le mouvement
du moteur. Dès 1990 à Fessenheim 2, des fissures de l’enveloppe de barrière thermique de pompe primaire furent
découvertes. Des déformation de brides ont été découvertes sur le parc 1300 MWe malgré les modifications apportée par
EDF. Les conséquences de ces défauts peuvent être; le blocage du rotor de la pompe et l’émission de corps migrants
métallurgiques dans le circuit primaire. Dans le cas extrême il y aurait perte de réfrigérant primaire hors de l’
enceinte!
Quand le remède apparaît pire que le mal : Courant 2000, une solution alternative proposée par Westinghouse a été
retenue et installée. Sur les trois barrières nouvelles génération, deux ont été l’objet d’anomalies de fonctionnement en
service ( Dampierre 3, Cruas 3), ce qui a nécessité leur remplacement par des barrières thermiques d’origine (Jeumont
Industrie). L’expertise a confirmé que la conception est à l’origine des dysfonctionnements.
- 8 – Composants du circuit primaire
- 81 - Tuyauteries primaires : L’acier inox utilisé pour les tuyauteries primaires (parties droites, moulées, volutes de
pompes…) bien que plus résistants que l’acier des cuves connaissent des irradiations si importantes que leur structure peut
être profondément modifiées. Ceci entraîne leur perte d’élasticité ainsi que leur sensibilité à la corrosion.
- 82 -L’incident survenu sur une soupape « SEBIM » de Saint-Laurent : Ces soupapes servent à la protection du circuit
primaire contre les surpressions. Le 1er juillet 2000 à St Laurent, une fuite s’est produite au niveau d’un raccord sur la tête
d’une soupape qui a entraîné l’ouverture intempestive de celle-ci. L’ASN déclare que le réacteur a pu être ramené dans un
état sûr au bout de quelques heures.
- 9 – Ancrage des matériels
- 91 - Les non-conformités des ancrages des réservoirs
Les réservoirs du système de traitement et de refroidissement de l’eau des piscines (PTR) et d’alimentation auxiliaire des
générateurs de vapeur (ASG) de Fessenheim et du Bugey (palier CP0) : L’analyse de certains documents de
dimensionnement des réservoirs PTR* a révélé début de l’année 2000 plusieurs anomalies de conception mettant en cause la
tenue de ces réservoirs en cas de séisme suite à un sous-dimensionnement du système d’ancrage au support en béton destiné
à empêcher leur basculement en cas de séisme. Ces réservoirs ont été remis en conformité en 2002. Pour les autres paliers,
les mêmes défauts ont été découverts et EDF proposera un planning de remise en conformité.
- 92 - Les supportages des matériels mécaniques : Les gros matériels ( générateurs de vapeur, pompes primaires…) sont
fixés au génie civil au moyen de tiges en acier traversant la dalle en béton (appelées tirant). Ces tirants sont précontraints
(mis en tension au montage). En situation accidentelle, ces gros matériels ne seraient plus maintenus !
Des cas de perte de précontrainte ou de ruptures de tirants d’ancrages sur des supports du circuit secondaire ou des circuits
auxiliaires avaient déjà été constatés sur plusieurs sites dès 1990. L’expertise réalisée a permis d’attribuer la rupture de
tirants à un phénomène de fissuration sous contrainte initié par l’hydrogène produit par une corrosion en milieu
aqueux (présence d’eau).
Des contrôles réalisés à Fessenheim en août 2000 ont mis en évidence une insuffisance de précontrainte pour l’ensemble des
tirants des supports des pompes primaires du réacteur 2.
A Chinon, l’exploitant a constaté en septembre 2000 sur le réacteur 2 la présence de fissures sur 26 des 94 tirants des
supports des pompes primaires et des générateurs de vapeur. Les tirants affectés ont été remplacés.
L’ASN se prononcera en 2003 sur les échéances proposées par EDF pour la réalisation des travaux de remplacement des
tirants.
- 93 - Les dispositifs autobloquants des gros composants du circuit primaire :
1/ En fonctionnement normal, ces dispositifs ne doivent pas entraver les mouvements de tuyauterie ou du composant
2/ en situation accidentelle, (séisme ou accident de perte de réfrigérant primaire), ils doivent bloquer la tuyauterie ou le
composant et rester bloqués pendant la durée du transitoire)
En situation normale ou accidentelle, le blocage d’un dispositif peut conduire à l’application d’efforts importants sur le
circuit primaire principal non prévus dans le dimensionnement ! Les propositions faites par EDF ne sont pas
satisfaisantes pour l’ASN qui étudiait, fin 2002, les nouvelles propositions d’EDF.
Le calage du circuit primaire
Ces cales anti-débattements doivent permettre la dilatation aux températures maximales et doivent donc permettre un jeu ni
trop faible ni trop élevé. Des cales ont été arrachées et d’autres ont montré des jeux trop importants. Des études doivent
clarifier les documents de maintenance applicables.
- 94 - Les accessoires des ponts de manutention du palier 1300 MWé :
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Ces moyens de levage ont servi à l’installation et servent aujourd’hui à déplacer les charges lourdes. En cas de séisme de
forte intensité il y a risque de chute de la passerelle sur les équipements du système de contrôle de réactivité et d’arrêt
d’urgence du réacteur. La DGSNR se prononcera sur les échéances proposées par EDF.
-95 - La revue de conception au séisme des réacteurs de Fessenheim et du Bugey
200 équipements nécessitent des analyses complémentaires pour définir leur conformité (faux plafonds d’un local
d’armoires électriques, échappement du groupe turboalternateur), ils risquent en effet de mettre à mal, à travers leur chute
suite à un séisme, des équipements importants pour la sûreté.
- 10 - Des zones avec trop ou pas assez de circulation d’eau :
- 101 - Systèmes auxiliaires et de sauvegarde : Les bras morts des circuits connectés : des points du circuit primaire ne
voient aucune circulation et il s’y ramasse donc un mélange d’eau, d’air et de vapeur. Un tel milieu est propice
à la concentration des espèces chimiques présentes dans l’eau et accentue leur pouvoir de corrosion. Ceci à conduit à une
fissuration traversante de tuyauterie entraînant une fuite dans le circuit d’injection de sécurité. Il a donc fallu modifier les
circuits concernés et des dispositions constructives ont été prises sur le palmier N4 (Civaux Chooz). La mise en place des
modifications peut s’étendre jusqu’en 2010
- 102 - La fatigue thermique dans les zones de mélange : Une fissure traversante s’est produite en 1998 à Civaux sur le
circuit RRA qui a engagé une fuite de 30 m3 par heure. Tous les tronçons affectés par ces défauts ont été remplacés. Le
piquage du circuit volumétrique et chimique a été aussi identifié. Des mesures de limitation des durées de fonctionnement
avec des écarts de température importants ont été mises en place.
Le phénomène « Farley-Tihange » de fatigue thermique qui a affecté l’ensemble des réacteurs de 900 MWé est dû à des
fuites d’eau froide provenant du circuit d’injection de sûreté.
Des modifications ont été mises en place afin de supprimer ce problème et en attendant, une modification expérimentale des
conditions d’exploitation a été mise en place à Dampierre et Fessenheim.
- 103 – Les piquages sensibles à la fatigue thermique vibratoire :
Les piquages de faibles diamètres des tuyauteries importantes pour la sûreté se fissurent par un mécanisme de fatigue
vibratoire. Les réparations commenceront par les circuits fissurés puis continueront par les plus importants pour la sûreté.
Les piquages jugés inutiles seront supprimés. Les réparations seront généralisées entre 2003 et 2005 si l’objectif fixé à
travers ces mesures est atteint.
- 11 - Circuit secondaire : Lignes de vapeur principales
Une dégradation du circuit secondaire principal liant les Générateurs de vapeur à la turbine a été mise en évidence. Une
rupture de ce tronçon de tuyauterie entraînerait un appel brutal de vapeur, un refroidissement rapide du circuit primaire et
donc une augmentation de la puissance neutronique du réacteur qui engendrerait un arrêt d’urgence du réacteur et l’injection
de sécurité permettrait de ramener le réacteur dans un état sûr (ndr : dans le meilleur des cas) ; une attention particulière est
donc portée sur les lignes principales de vapeur.
De nombreux défauts ont été mis en évidence en 1990 sur les 1300 et les 900 Mwé principalement entre les jonctions
situées entre les tuyauteries principales et les piquages de raccordement des lignes des soupapes de sécurité. Sur le CP 0
(premier 900 MWé) les tôles qui ont été utilisées étaient de mauvaise qualité.
Entre 92 et 93 il y a eu remplacement de tous les collecteurs. Sur les 900 Mwé défauts importants découverts sur Blayais et
Tricastin a entraîné un programme de réparation. Sur les 1300 Mwé des défauts dus à la mauvaise qualité de réalisation des
soudures ont également été repérés (rapport ASN).
Les soupapes des générateurs de vapeur Le circuit secondaire est en exploitation à 70 bars et 220°
Les sept soupapes implantées par générateur de vapeur ont une pression d’ouverture étagée ( pour éviter un refroidissement
trop brutal du cœur du réacteur lors d’une période transitoire de surpression. Il existe deux types de soupapes secondaires
sur le parc EDF : Après quelques cycles de fonctionnement, il a été constaté la présence des fissures et de fuites sur tous les
types (Bopp & Reuther, SAPAG). L’ASN a demandé à EDF de mener des analyses afin de déterminer les causes des
fissures et des fuites car les causes fournies en 2000 sont erronées.
- 12 – Circuit de refroidissement à l’arrêt (RRA)
- 121 - Graissage de la pivoterie des pompes des circuits de refroidissement à l’arrêt :
Des graisses non qualifiées ont été utilisées sur certaines pompes y compris leur moteur, du circuit de refroidissement du
réacteur à l’arrêt sur plusieurs réacteurs.
- 122 – défaillances sur le RRA :
Pour amener le réacteur à l’arrêt il faut enlever la pression du fluide primaire et l’amener à une température de 60°. Le début
de l’opération s’effectue par les générateurs de vapeur qui deviennent inefficace à 180° et 30 bars (après 6 h). Le relais est
pris par le système de refroidissement à l’arrêt (RRA). Ce système assure également une fonction de sûreté. Il peut être
utilisé pour refroidir le cœur lors de certains accidents. Plusieurs réacteurs ont connu des problèmes grave de
refroidissement à l’arrêt. Pendant la phase d’arrêt, en l’absence de refroidissement, la puissance résiduelle due à la seule
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radioactivité du cœur est suffisante pour provoquer la fusion. Sans le circuit R.R.A., le cœur serait endommagé par cette
puissance résiduelle. Les dommages pourraient aller jusqu’à la fusion du combustible, entraînant le dégagement d’une
grande quantité de produits radioactifs dans l’environnement.
Ce circuit RRA sert également à vidanger la piscine du réacteur après rechargement du combustible.
- 13 – Contrôle volumétrique et chimique (RCV) :
La modification « antidilution » : Dans les états d’arrêt, une dilution pourrait entraîner un démarrage intempestif du
réacteur. dans un délai de l’ordre de 10 minutes après l’apparition de l’alarme « flux élevé », pour les réacteurs de 900
MWé. L’intervention demandée à l’opérateur consiste à basculer l’aspiration des pompes du circuit de Contrôle
Volumétrique et Chimique du réacteur sur le réservoir de stockage d’eau borée (PTR),
Un incident survenu sur le réacteur 2 de Gravelines, en avril 2000, a initié l’ordre de protection déclenchant les
automatismes «antidilution ». Cet incident a révélé un dysfonctionnement dans les automatismes concernés. En particulier,
l’ordre de protection n’a pas entraîné l’isolement du réservoir RCV.
- 14 – Circuit d’injection de sécurité (RIS) et d’aspersion d’enceinte (EAS)
- 141 - Présence d’air et risque d’effets chaudière dans les lignes de recirculation RIS et EAS.
Ce circuit, en cas de fuite sur le circuit primaire sert à récupérer l’eau collectée dans les bâtiments du réacteur. Des prises
d’air suite à un niveau d’eau insuffisant ont été découvertes qui peuvent entraîner le désamorçage des pompes. Des
modifications seront proposées sur ce problème en 2003. Il y a également eu un blocage des vannes RIS et EAS par
augmentation de la pression dans les organes mécaniques (effet chaudière). L’ensemble des réacteurs concernés par le
problème d’effet chaudière seront équipés d’un système d’ici 2005. Un incident nouveau vient encore d’être découvert sur
ce circuit avec le risque d’obturation des pompes de recirculation par les débris entraînés par une brèche du circuit primaire.
Tous ces événements peuvent entraîner une perte de la fonction de recirculation.
- 142 - Vitesse de décharge des accumulateurs RIS des réacteurs de 900 MWé : Les essais de ces circuits, à partir de
2000 ont montré des difficultés à les réaliser ainsi qu’une vitesse de vidange trop rapide. Le combustible pourrait ne plus
être assez refroidi lors d’une fuite importante sur le circuit primaire.
- 143 - La garde hydraulique des puisards RIS (injection de sécurité) et EAS (aspersion de l’enceinte) : en cas de
brèche accidentelle dans le circuit primaire, un réservoir contenant une réserve d’eau devrait servir à compenser la fuite.
Une fois cette eau dans le fond du réacteur, elle doit être récupérée dans les puisards et être réinjectée dans le circuit
primaire.
- 144 - Les peintures intérieures des bâtiments réacteurs :
Le principal risque en cas de dégradation de l’état des peintures en situation d’accident est la libération de débris capables
de colmater les filtres des puisards RIS et EAS situés en fond du bâtiment réacteur. L’ASN en attente des résultats de
l’analyse des peintures décontaminables pour vérifier leur tenue aux conditions accidentelles : les premiers résultats font
apparaître une insuffisance de tenue.
- 145 - Les fissurations des tuyauteries d’injection de sécurité : il y a fissuration sur les tuyauteries qui servent à injecter
de l’eau sous pression en cas d’accident afin d’étouffer la réaction nucléaire et d’évacuer la puissance résiduelle.
Contrairement aux problèmes découverts à l’étranger, en France, les fissures sont apparues sur des tuyauteries sans
soudures. Ce circuit comme beaucoup d’autres ne peut pas être isolé !
- 15 - Les joints en Viton :
Ce type de joints ont été montés sur des pompes et des vannes des circuits de sauvegarde, de contrôle volumique et
chimique, de ventilation et de refroidissement du réacteur à l’arrêt. Elles ont été utilisées alors qu’elles ne sont pas qualifiées
aux conditions accidentelles. Un programme de remplacement est en cours.
- 16 - Les électrovannes qualifiées aux conditions accidentelles :
des contrôles réalisés sur des matériels neufs ont mis en évidence des non conformités. Les matériels jugés prioritaires ont
été « traités » en priorité.
- 17- Non conformité des commandes à distance de vannes :
En novembre 2000, des cardans de commandes à distance de robinets importants pour la sûreté appartenant à différents
circuits ont été trouvés non conformes : il s’agit de circuits de sauvegarde (circuit d’injection de sécurité, circuit d’aspersion
de l’enceinte) et de circuits auxiliaires (circuit de contrôle volumétrique et chimique, circuits de purges et d’évents, circuits
de traitement des effluents primaires). Les investigations complémentaires ont montré : l’essentiel des réacteurs de 900
MWe eet les 13000 MWe présentent des écarts de montage ;
Le déboîtement des cardans de commande à distance pourrait entraîner la perte de manœuvre des robinets associés. EDF a
présenté à l’Autorité de sûreté nucléaire la stratégie de traitement du problème pour lesquels l’ASN a demandé à EDF
réexaminer les échéances des travaux.
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- 18 - Piscines de combustible:
La nappe phréatique a été découverte contaminée à Dampierre par du tritium à un taux élevé. D’autres sites sont concerné.
Le bilan reste à faire.
- 19 - Alimentation en énergie électrique
- 201 - Alimentation électrique des automatismes du réacteur: Suite à leur vieillissement, il y a rupture des Silentbloc
(supports en caoutchouc ) des relais des automatismes du réacteur. Ce problème a été trouvé sur 10 réacteurs et c’est tout le
parc qui pourrait être concerné.
- 202 - Les systèmes électriques et de contrôle-commande : début 2002, 4 incidents significatifs pour la sûreté on eu pour
origine une défaillance des alimentations électriques consécutive à des défauts matériels ou a des interventions de
maintenance ou d’exploitation. Un événement particulier à consisté en une remise sous tension trop rapide provoquant des
actions automatiques intempestives.
- 20 - Condenseurs
à l’intérieur des tours de refroidissement ont dû, eux aussi, être remplacés. Sur ce point nous n’avons actuellement pas
d’information (la découverte de ce problème remonte à plus de dix ans).
- 21 - Les vannes de refroidissement des moteurs diesel de secours du palier 1300 Mwé
Une anomalie sur une vanne de régulation du circuit de refroidissement d’un générateur diesel de secours a été découverte à
Paluel en août 1999. Les générateurs sont chargés d’assurer l’alimentation électrique du réacteur en cas de perte des sources
électriques externes 225 kV et 400 kV. L’incident sur ces vannes, installées entre 93 et 98, a un caractère générique et
concerne potentiellement tous les diesels des réacteurs de 1300 MWé.
PROTECTION CONTRE LES AGRESSIONS
Séismes
Les séismes sont évalués sur une échelle à 12 ° dite MSK (Medvedev, Sponheuer, et Karmik) qui caractérise le séisme par
ses efforts au niveau du sol (différente de l’échelle de Richter dont les degrés caractérisent l’énergie mise en jeu).
En France l’intensité retenue dans les séismes pour le séisme maximum vraisemblable correspond au degré noté 6-6,5 sur
l’échelle MSK (une différence de un degré correspond à un doublement de l’intensité). Depuis, la nouvelle Règle
Fondamentale de Sûreté prend en compte les séisme majorés de sécurité (SMS) et le séisme maximum vraisemblable
(SMHV). Les centrales, prévues à la conception pour résister au degré 7 - 7,5 sur l’échelle MSK se retrouvent donc avec
des spectres insuffisants pris en compte à la conception ! Ces spectres sont insuffisants sur les paliers 900 et 1300 MWé.
En cas de tels séismes, il n’est pas demandé à l’installation de continuer à fonctionner mais il est exigé qu’elle puisse être
arrêtée et amenée dans un état sûr ou le confinement de la radioactivité soit garanti indéfiniment. Les barrières doivent
rester intactes et les fonctions de sûreté être conservées.
Protection contre les inondations :
Suite à l’inondation du Blayais en décembre 1999, une étude a été menée sur le parc et pour l’instant Belleville et Bugey
sont confrontés à une hausse de la Côte Majorée de Sûreté (CMS) - les hypothèses de calculs prises en compte concernent
des débits de crues d’occurrence millénales majorées de 15 % pour les sites fluviaux et un coefficient de marée de 120
couplé à un vent de 120 km/h pour les sites côtiers. La plate-forme de ces réacteurs se trouvait dans l’ancienne CMS à -0,5
m pour Belleville et + 0,53 m pour Bugey. Ces sites feront l’objet de mesure de remise à niveau d’ici à 2004.
Les conditions météorologiques extrêmes :
Le retour d’expérience international montre que les réacteurs peuvent être exposés à des conditions d’agressions
météorologiques dont l’ampleur, la fréquence ou la nature peuvent remettre en question le dimensionnement initial des
installations (vents violents, neiges, tornades, tarissement de la source froide, températures maximales de l'air, foudre et
feux de forêts feux de forêts, tornades…). Au lieu d’envisager la sortie du nucléaire, l’ASN et EDF affirment mettre en
place une vigilance particulière sur ces phénomènes hors normes, liés ou non à l’évolution du climat qui conduira à définir
des modifications à réaliser sur les réacteurs.
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Risques d’explosion d’origine interne :
Des inspections ont été conduites sur ces questions en 2002 suite à des incidents et à des anomalies détectés sur les sites.
L’objectif était d’examiner les mesures et les moyens de prévention et de protection applicables actuellement. Sur
l’hydrogène en particulier ces conditions ne sont pas satisfaisantes aujourd’hui.
La protection contre l’incendie :
L’ASN veille à l’avancement des travaux du plan d’action incendie élaboré par EDF pour la remise en conformité des
réacteurs 900 et 1300 MWé dont elle a fixé le délai d’achèvement à 2006. Il y a en effet, en moyenne, un départ de feu
par réacteur tous les deux ans.
Si on ajoute à tous ces problèmes les probabilité croissantes d’attentats… on voit que l’on a jamais été aussi près de vivre un
accident grave.
Areva, numéro un mondial du nucléaire continue de dépenser notre argent à rustiner une énergie du passé. Tout ceci contre
notre avis majoritaire - mais avec celui favorable de nos élus – Cet industriels affirment que « Les prochaines générations de
réacteurs nucléaires devront tenir compte des nouveaux risques nés des attentats suicides aériens sans précédent commis en
septembre à New York et Washington »
Le président du conseil de surveillance d’AREVA, Pascal Colombani renchérissait: « Il est clair que pour les prochaines
générations de réacteurs, il va falloir prendre ce nouveau risque en compte et certains projets parlent déjà de réacteurs
enterrés. (AFP Tokyo 29 oct 2001).
Malgré tout cela EDF annonce, pour des raisons purement financières, qu’elle allonge la durée de vie de ses réacteurs
nucléaires à 40 ans !
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