il n'y a pas que le primaire qui est dangereux, le circuit secondaire possède un potentiel de risques non négligeables
« Dormez tranquilles bonnes gens, les réacteurs nucléaires de France sont sûrs parce qu'ils ne possèdent pas un circuit d'eau comme les réacteurs de Fukushima, mais deux... » Voilà un des nombreux mensonges assénés par l'industrie nucléaire pour tenter de construire l'acceptabilité sociale de cette technologie de mort[i]. Les thuriféraires de l'atome ainsi n'hésitent jamais à parler de «°trois circuits d’eau indépendants d’un réacteur nucléaire[ii]. »
L'observation attentive du fonctionnement d'une centrale nucléaire permet d'infirmer cette thèse. Circuit primaire et circuit secondaire ne sont pas si distincts. Ils sont même indissociablement liés comme les deux faces d'une même pièce. Une défaillance de l'un d'entre eux entraine immanquablement un arrêt du réacteur. Quant à la radioactivité, elle n'est pas contenue de manière absolue par le circuit primaire. Si on retrouve des produits de fission fréquemment dans l'environnement d'autres passent dans le secondaire par les défauts des générateurs de vapeur. C'est sans parler de «°corps migrants°» qui viennent péjorer la belle vapeur nécessaire au fonctionnement du groupe turboalternateur.
L'objet de cette nouvelle note du Collectif STOP-EPR ni à Penly ni ailleurs est de montrer à partir des exemples des centrales de Paluel et Penly que la séparation entre primaire et secondaire n'est pas absolue. Et comme les réacteurs dysfonctionnent en permanence, les aléas que connaissent les circuits primaires ne sont pas sans conséquences sur les circuits secondaires. L'usure des générateurs de vapeur est un aspect bien connu de cette faiblesse fondamentale de la technologie électronucléaire. Or il y en a bien d'autres. Les salles des machines sont l'objet de dégradations au fil des ans qui non seulement ruinent la disponibilité des centrales mais menacent la sureté globale de l'installation.
Décidément, le nucléaire est une technologie incertaine, polluante et dangereuse. Les salles des machines ne sont pas un organe secondaire de la centrale. Des défauts de conception et les négligences de l'exploitant ont accumulé ici un potentiel de risques qui doit être appréhendé à sa juste mesure.
Quelques principes généraux[iii]
Dans les centrales nucléaires, le fluide thermodynamique peut être chauffé soit directement dans le réacteur, soit par un fluide caloporteur intermédiaire qui lui transmet la chaleur du cœur du réacteur nucléaire. Tel est le cas pour la filière des réacteurs à Eau Pressurisée (REP) ou Pressurized Water Reactor (PWR) utilisée en France.
Pour des raisons de sécurité la température maximale du cycle et la pression de la vapeur sont maintenues à des niveaux bien inférieurs à ceux qui sont utilisés dans les centrales thermiques classiques. Dans les réacteurs du palier N4 (Chooz et Civaux), la pression dans le générateur est voisine de 60 bars, et la température de la vapeur ne dépasse guère 275 °C.
Le coeur du réacteur, les générateurs de vapeur et le pressuriseur sont reliés par le circuit primaire, comprenant des tuyauteries de liaison et les pompes primaires, qui font circuler le fluide de refroidissement suivant le sens des flèches.
Le générateur de vapeur est quant à lui relié au circuit secondaire situé à l'extérieur de l'enceinte de confinement, qui correspond au cycle thermodynamique suivi par la vapeur, symbolisé sur le schéma par une turbine, un condenseur, une pompe alimentaire et un réchauffeur.
Dans un réacteur REP, l'extraction de la chaleur depuis le cœur nucléaire met en jeu deux circuits pour des raisons de sécurité : le fluide de refroidissement (de l'eau sous pression), en contact avec le cœur du réacteur, est radioactif, du fait des produits de fission qui migrent à travers les gainages, et des produits dissous dans l'eau (surtout dus à la corrosion), qui captent des neutrons. Pour éviter que cette eau contaminée ne soit en contact avec l'extérieur et ne traverse les composants du cycle de production d'électricité, le fluide thermodynamique est distinct du fluide caloporteur.
Le choix de ce fluide est basé sur les qualités de l'eau comme caloporteur (capacité thermique massique élevée), et sur le plan environnemental et d'usage (stabilité, innocuité, disponibilité). Il impose cependant une forte contrainte : la nécessité de garantir que l'eau reste à l'état liquide dans la cuve du réacteur, pour éviter des surchauffes locales du combustible nucléaire dues à la présence de vapeur induisant des coefficients d'échanges thermiques faibles.
Pour cela, l'eau doit être maintenue sous une pression supérieure à la pression de saturation à sa température maximale dans le cœur du réacteur. L'ensemble du circuit primaire doit donc résister à cette pression maximale, ce qui se traduit par des contraintes mécaniques sévères. On dimensionne l'ensemble de ce circuit en conséquence, et on régule la pression du circuit avec une grande précision pour éviter soit une surpression qui pourrait engendrer des fuites ou des ruptures du circuit, soit une baisse de pression, compte tenu du risque d'ébullition dans le cœur et de fusion du combustible. Le pressuriseur a précisément pour rôle d'assurer cette fonction.
Un compromis doit donc être trouvé entre les contraintes de sûreté, les performances thermodynamiques du cycle et le coût de l'installation. Dans les centrales actuelles, la température maximale du cycle thermodynamique est fixée à environ 280 °C, et celle du circuit primaire à environ 330 °C. Plus précisément, la température du circuit primaire évolue entre environ 290 °C (puissance nulle) et 325 °C (puissance maximale).
Afin de garantir la non-ébullition de l'eau primaire, la pression du circuit primaire est fixée à 155 bars, ce qui correspond à une température de saturation de 345 °C, et donne une petite marge de sécurité. Une telle pression est déjà très élevée et impose de fortes contraintes technologiques à tous les niveaux.
Pour pouvoir contrôler avec précision la pression du circuit primaire, le pressuriseur est un réservoir contenant de l'eau à l'état diphasique, la pression et la température étant liées par la loi de pression saturante. Pour contrôler la pression, il suffit de réguler la température, ce qui se fait en chauffant ou en refroidissant (par aspersion) l'eau contenue dans le pressuriseur.
Le générateur de vapeur (GV) doit pouvoir transférer la puissance totale du réacteur au circuit secondaire, avec un écart de température très faible, car les performances du cycle thermodynamique sont d'autant plus élevées que sa température l'est. Les performances actuelles des GV utilisés dans les réacteurs REP conduisent à une température maximale de sortie voisine de 275 °C.
Compte tenu des faibles écarts de température entre les circuits primaire et secondaire, la nécessité de transférer une puissance importante interdit en pratique de réaliser toute surchauffe dans le GV, car les coefficients d'échange entre le liquide primaire et la vapeur surchauffée seraient trop faibles. L'eau primaire entre dans le GV dans la partie basse de l'appareil, par une canalisation par laquelle elle ressort refroidie. Cette eau traverse des plaques perforées destinées à répartir le débit entre les tubes en U inversé, qu'elle parcourt de l'intérieur, de manière ascendante et descendante.
Une interface très fragile
L'eau du circuit secondaire entre à l'état liquide à une température d'environ 220 °C et une pression d'environ 70 bars, par une tubulure. Elle est répartie en périphérie du GV par le tore, muni de tubes qui lui permettent de s'écouler dans la double enveloppe située entre la paroi extérieure et celle du faisceau, qui joue le rôle d'économiseur. Elle suit ensuite un écoulement ascendant autour du faisceau, à l'intérieur de l'enveloppe, et se vaporise partiellement jusqu'à un titre en vapeur compris entre 0,2 et 0,4, dans un régime d'ébullition nucléée conduisant à des coefficients d'échange thermique très élevés. L'émulsion diphasique traverse ensuite les séparateurs à cyclone, puis les sécheurs. La fraction liquide retombe vers la partie inférieure du GV et re-circule avec l'eau alimentaire (le taux de recirculation est compris entre 2 et 4,5). La fraction vapeur atteint un titre supérieur à 0,997, et sort par l'orifice supérieur, pour être dirigée vers le corps haute pression de la turbine.
Une particularité des GV des centrales nucléaires REP est l'absence de surchauffe initiale. Une détente complète de la vapeur à partir de cet état conduirait à un titre en vapeur trop faible, ce qui serait à la fois pénalisant sur le plan des performances, et fatal pour la tenue mécanique des aubages des turbines. La solution retenue consiste, en utilisant un organe particulier appelé séparateur-surchauffeur, à fractionner la détente en prévoyant une resurchauffe à une pression d'environ 11 bars, ce qui permet d'augmenter le rendement et de respecter la contrainte de titre de fin de détente. Un séparateur-surchauffeur reçoit de la vapeur partiellement détendue de titre voisin de 0,87, dont la phase liquide est séparée et dirigée vers des réchauffeurs, tandis que la phase vapeur passe dans un échangeur parcouru intérieurement par un faible débit de vapeur saturée à haute pression (et donc plus haute température), qui se condense. Sur l’écorché de la figure, la vapeur vive entre en 1 et sort condensée en 2, tandis que la vapeur à surchauffer entre en 3 et sort en 4, des purges étant faites en 5. Pour une tranche de 1 500 MW, deux sécheurs-surchauffeurs de 370 t chacun sont nécessaires. Longs de 24,8 m, leur hauteur est égale à 6 m et leur largeur à 5,3 m.
La figure ci-dessous représente le schéma d'un palier N4 (à l'exclusion des prélèvements) modélisé dans Thermoptim, qui fait l'objet de la fiche-guide FG15[iv]. Le modèle du séparateur-surchauffeur est donné dans la partie supérieure droite de la figure. Il comprend un séparateur (nommé sécheur sur le schéma) et un échangeur entre la phase vapeur à pression moyenne et le prélèvement de vapeur saturée à haute pression (nommé surchauffeur ).
En sortie du générateur de vapeur, une fraction du débit est dérivée vers le surchauffeur, tandis que la veine principale est détendue à 11 bars. Un séparateur récupère la phase vapeur qui est surchauffée par échange avec la fraction du débit dont il a été question plus haut. La vapeur surchauffée est alors détendue puis condensée, et dirigée vers la bâche alimentaire où aboutissent les autres flux de liquide. L'eau est ensuite remise en pression pour alimenter le générateur de vapeur.
Le rendement réel est nettement inférieur au rendement théorique. Le rendement des centrales à eau sous pression, de l'ordre de η=0,33, est nettement inférieur à ceux des centrales classiques ou nucléaires à neutrons rapides qui sont environ η=0,40.4. La source froide ultime étant le milieu ambiant (eau ou air), indépendant du type de centrale, le rendement de Carnot dépend surtout de la température de la source chaude, en l’occurrence de la vapeur fournie par la chaudière nucléaire. Cette température est relativement faible pour diverses raisons, notamment pour assurer une tenue satisfaisante de la gaine de combustible. Dans ces conditions, le rendement de Carnot d'une centrale nucléaire à eau pressurisée est modeste. Toutefois, la vapeur produite par le GV étant saturée sèche (transformation isotherme, car changement de phase), le rendement réel se rapproche davantage du rendement théorique que dans le cas des centrales à combustibles fossiles dans lesquelles la vapeur est fortement surchauffée.
La très grande valeur des débits mis en jeu est impressionnante. En effet, d'une part le travail utile[v] par unité de débit y est de l'ordre de 60 % plus faible que celui des centrales thermiques, d'autre part leur optimum technico-économique correspond à des puissances unitaires beaucoup plus importantes (900 ou 1 300 MWe contre 600 environ).
Les débits massiques et volumiques sont en effet très élevés. À l'échappement des corps basse pression, il faut limiter les vitesses pour augmenter l'efficacité et protéger le condenseur, ce qui conduit à concevoir des turbines gigantesques (jusqu'à 7 m de diamètre) avec des sections de passage très grandes. La seule solution pour respecter les contraintes mécaniques à l'extrémité des aubages est donc pour les puissances importantes, de diviser par deux la vitesse de rotation de la turbine, qui vaut alors 1 500 tr/mn.
En définitive force est de reconnaître que si on voulait faire simple c'est raté. Un réacteur nucléaire est par excellence une machine fragile, sensible et très onéreuse. Cette complexité n'est pas étrangère à la très modeste fiabilité de ces installations. Les réacteurs sont ainsi l'objet de défaillances et d'avaries à répétition. Mais là n'est peut être pas le plus grave. La faible efficience du procès nucléaire n'est rien en comparaison des pollutions et des contaminations auquel il expose les hommes et l'environnement.
Des fuites constantes surviennent
Tous les beaux schémas proposés par EDF et AREVA avec la complicité fréquente de l'Education nationale présentent les réacteurs nucléaires comme des installations sûres dont le fonctionnement est maitrisé. Rien n'est moins vrai. Une centrale ça fuit, ça suinte, ça s'use et ça débloque. Paluel est un bel exemple de ce disfonctionnement structurel de la technologie nucléaire[vi].
Le premier fait avéré est que les circuits primaires fuient en permanence entrainant notamment une accumulation d'eau radioactive dans les bâtiments réacteurs. Une lettre de suite du 24 mars 2003 montre clairement que l'exploitant ne maitrise guère les quantités de réfrigérant primaire perdues[vii]. Au cours de l’arrêt de tranche fortuit du réacteur n°3 de la centrale de Paluel, une inspection de chantier a été réalisée le 21 mai 2003. Outre le bon déroulement de l’arrêt, cette inspection a permis de contrôler sur le terrain le principal chantier, celui du bouchage de la manchette de canne chauffante du pressuriseur qui avait donné lieu à une fuite de fluide primaire, à la suite du claquage électrique de celle-ci. Le bouchage d’une telle manchette est une première au niveau international[viii].
L'année suivante est marquée par des défaillances au niveau des générateurs de vapeur (GV). Déjà en 2003, l’arrêt des déprimogènes des casemates des générateurs de vapeur avait entrainé l'évacuation du bâtiment du réacteur n°4[ix]. Le 30 mai 2004, les opérations de rechargement en combustible dans le réacteur ont débuté alors que l'isolement d'un des quatre GV du réacteur n°3 n'était pas établi, contrairement aux règles générales d'exploitation[x]. les différents contrôles prévus afin de s'assurer de l'intégrité des circuits avant le rechargement du réacteur n'ont pas permis de détecter cet écart. Le 31 mai, alors que le rechargement a déjà débuté depuis la veille, l'absence d'isolement du circuit secondaire du générateur de vapeur est détectée lors des actions de surveillance des activités en salle de commande[xi]. Il n'en reste pas moins que la troisième barrière de sureté fut alors réduite à néant.
La deuxième visite décennale du réacteur n°2 révèle en 2005 la fragilité de l'installation. Au fil des années d'exploitation les matériels se sont dégradés aux dépends des capacités de confinement de la radiotoxicité. «La préparation du chantier de réparation de la soudure M1 du robinet 2RCP221VP est apparue perfectible.» L'ASN ne mâche pas ses mots. Elle considère que la préparation des interventions notables sur le CPP et CSP, et notamment celles à instruction locale, doit être améliorée. « Aussi, je vous demande de veiller désormais, déclare Olivier Terneaud, à renforcer la préparation des interventions, notamment sur les circuits primaires et secondaires principaux mais pas seulement, afin d’éviter le renouvellement de tels écarts documentaires et techniques.[xii]»
Les GV ne sont guère en meilleur état comme le montre une lettre de suite de juin 2005[xiii]. L'ASN doute clairement du sérieux de l'exploitant qui manifestement préfère ne pas obturer des tubes pour garantir les capacités d'échange thermique quelque soient les risques de percolation du réfrigérant primaire vers le circuit dit secondaire. L’allongement des campagnes combustibles des réacteurs de 1300 MW[xiv] produit ses premiers effets. Les dérogations à la réglementation des appareils sous pression accordées par l'ASN à l'exploitant aboutissent bel et bien à une dégradation de l'installation préjudiciable à la sureté.
En 2007, il apparaît clairement qu'EDF ne maitrise pas tout. Du tritium est repéré dans le réseau de collecte des eaux pluviales (56 Gbq). Canalisations et vannes des circuits de traitements des effluents sont corrodées[xv] sans parler du génie civil qui lui aussi vieillit mal[xvi].
A.5. Écoulements d’eau contaminée
Lors de l’inspection du 29 octobre 2007, les inspecteurs ont constaté un écoulement d’eau près du chantier de modification des puisards RIS/EAS, via un robinet non fermé. Le contrôle effectué par un technicien SPR a montré qu’il s’agissait d’eau contaminée. Vous avez indiqué que cet écoulement faisait suite à des opérations de vidange de différents circuits.
Ce débordement d’eau, qui plus est dans un endroit passant, peut potentiellement être vecteur d’une propagation de la contamination et aurait pu contaminer les personnes travaillant sur le chantier de modifications des puisards RIS/EAS.
Par ailleurs, les intervenants de ce chantier ont indiqué aux inspecteurs que d’autres écoulements avaient déjà eu lieu, occasionnant des contaminations de matériels. Selon ces derniers, aucun contrôle de la contamination potentielle de ces écoulements n’aurait eu lieu.
Je vous demande de m’indiquer le processus de vérification actuellement mis en place sur le site avant toute opération d’élimination de points chauds ou de vidange des circuits pendant les arrêts de tranche. En tout état de cause, je vous demande d’intégrer dans ce processus une vérification des différents organes d’isolement de ces circuits (robinets, vannes…) avant toute vidange ou opération d’élimination de points chauds.
Vous veillerez également à ce qu’un contrôle systématique de détection d’une contamination éventuelle soit réalisé à la suite des opérations de vidange, et qu’un nettoyage soit effectué le cas échéant.
Enfin, je vous demande de sensibiliser les opérateurs à la nécessité de transmettre l’information relative à tout événement d’écoulement d’eau dans les locaux et de demander un contrôle radiologique des zones impactées le cas échéant.
A.6. État général des installations
Lors de leurs visites des bâtiments, les inspecteurs ont noté les points suivants :
- les siphons de sol du local 1 WA 0753 étaient bouchés ;
- les tuyauteries de collecte des siphons de sol des locaux NB 0478 et NA 0708 étaient corrodées ;
- de fortes traces de corrosion sur divers équipements, tels que brides, vannes, échangeurs (brides sur 1 RRI 120 VN, vanne 1 REN 295 VP, échangeur 1 REN 101 RF) ;
- le revêtement du sol des locaux RE 503 et RB 504 dans le bâtiment réacteur était fortement dégradé ;
- le soufflet sur le système DVK était percé (trou visible au niveau du local 1 KB 0515) ;
- des écoulements secs (avec présence de bore) étaient visibles sur les murs du local 1 KB 0706, avec détérioration visible des chemins de câbles et armoires électriques situées sur le passage de ces écoulements ;
- des pertes d’étanchéité existaient entre les locaux RIS voie A du BEAS (zone contrôlée) et les locaux RRI voie A du BEAS (zone non contrôlée) ;
- le revêtement du sol des locaux du BEAS voie A était dégradé.[xvii]
Le 7 novembre 2007, des locaux situés dans le Bâtiment Électrique et Auxiliaires de Sauvegarde du réacteur n° 1 ont été inondés à la suite du déversement de près de 900 m3 d’eau borée contaminée, via un clapet resté ouvert, lors de la phase de remplissage du circuit RIS voie A[xviii]. On voit là une conséquence de la gestion comptable des opérations de maintenance. Des vannes défectueuses ne sont pas remplacées comme le constate l'ASN lors de la visite décennale du réacteur n°4 en 2008[xix]. Mais si le primaire fuit de toute part, il ne faut pas croire que le secondaire est étanche. La fatigue des équipements s'observe là aussi comme le donne à voir une visite qui a eu lieu en décembre 2008 du réacteur n°1[xx]. Bien qu'on en parle peu, les circuits dits secondaires ne sont pas en meilleur état que les circuits primaires.
L'exploitant n'est guère pressé de résoudre ces problèmes
Des défaillances en chaine surviennent sur le circuit dit secondaire. En juin 2009, la fermeture d’une vanne d’isolement vapeur a entraîné l’arrêt automatique du réacteur n°4. Une augmentation de pression dans la boucle n°1 du Circuit Secondaire Principal (CSP) a entraîné une ouverture de deux soupapes du circuit. Le réacteur a du être conduit dans l’état arrêt normal sur le circuit de refroidissement à l’arrêt (AN/RRA) à une température inférieure à 90°C[xxi]. Les exemples de telles défaillances sont nombreux même si l'exploitant ne semble guère soucieux de consigner clairement tous les événements qui surviennent[xxii].
En juin 2014, l'ASN met en cause «°des écarts de serrage de la visserie de vannes qualifiées°» constatés sur 13 sites. «°Ces écarts auraient dû être corrigés dans le cadre du programme de contrôle défini en 2010. Une surveillance insuffisante et l’utilisation de documents opératoires erronés lors du déploiement du programme de contrôle seraient à l’origine de ces écarts[xxiii].°» Parfois, les travaux faits à la hâte entrainent des conséquences fâcheuses. Ainsi en avril 2010, une inondation survient en salle des machines après des opérations de maintenance. Non seulement toutes les opérations nécessaires ne sont pas réalisées mais les chantiers réalisés sont souvent bâclés. Il faut dire que pour l'exploitant, tout est bon pour raccourcir des arrêts de tranche[xxiv]. La centrale doit coûte que coûte redémarrer et peu importe si un incident survient quelques temps après. la gestion comptable du risque nucléaire a décidément des conséquences fatales.
Les équipements vieillissent et s'abiment. Des sous épaisseurs apparaissent et inquiètent[xxv]. Circuit primaire et circuits secondaires ne sont manifestement plus étanches. Des radioéléments passent de l'un aux autres sans que l'exploitant semble soucieux de mesurer précisément l'importance de ces fuites. Fuites qui posent aussi des problèmes thermodynamiques non négligeables :
Je vous demande de vous positionner sur la capacité pour chaque réacteur de Paluel de détecter des éventuelles fuites du circuit primaire vers le circuit secondaire compte tenu des problèmes de fiabilité rencontrés sur les chaînes KRT 11 à 18 MA au cours de l’année 2009.
Par ailleurs, vous préciserez si des actions particulières ont été mises en œuvre depuis 2009, sur le CNPE afin d’améliorer la disponibilité de ces chaînes. Vous veillerez en particulier à m’indiquer pour les indisponibilités de chaînes KRT relevées entre juin et décembre 2009 :
- l’origine de ces évènements notamment pour les déclenchements par delta de température aval échangeur ;
- les actions d’exploitation nécessairement entreprises pour retrouver leur disponibilité et le temps estimé de ces actions ;
- si des actions de type « surveillance renforcée » des mesures effectuées par les autres chaînes KRT (gamma, azote 16, CVI7 ) également utiles à la détection des fuites primaires secondaires ont été mises en œuvre par le CNPE ;
- si le CNPE a fait part de ses difficultés aux services centraux.[xxvi]
L'inspection menée lors de l'arrêt pour rechargement de combustible du réacteur n°2 en avril 2011 donne à voir l'usure du circuit secondaire principal (CSP). Dans la salle des machines, les inspecteurs ont constaté la présence de deux fuites sur une tuyauterie corrodée du circuit d’eaux industrielles (SEI) qui est classé important pour la sûreté. La vanne 2 APP 065 VV de la Turbo-Pompe Alimentaire (TPA) en salle des machines, connait alors des blocages fortuits[xxvii]. L'année suivante, l'ASN déplore une fois encore des fuites du circuit primaire et surtout la défaillance des chaines de mesures des fuites vers le secondaire[xxviii]. L'exploitant n'est décidément pas pressé de résoudre des défaillances dénoncées par l'autorité de sureté depuis des années...
L'exemple le plus intéressant est celui des «pinces-vapeur[xxix]». Ces équipements posent problèmes non seulement à Paluel mais aussi à Flamanville. Le 2 avril 2013, les inspecteurs ont constaté plusieurs écarts lors de la visite de la pince vapeur du réacteur n°3 : traces de corrosion, calorifuges abimés sur une chaîne de mesure et sur la ligne VVU, surchauffe de tuyauteries de collecte des soupapes du GV 44. Ce dernier point est loin d'être anodin puisqu'il révèle qu’une ou plusieurs soupapes fuient (échappement avec l’apparition de fumeroles constaté par les inspecteurs)[xxx].
Au final c'est la fiabilité globale de l'installation qui régresse. Les défaillances sur le circuit secondaire entrainent une usure des matériels et donc des arrêts de production. Les centrales normandes n'échappent pas à la règle :
L'unité de production n°3 de la centrale nucléaire de Paluel a été mise à l'arrêt, dans la nuit du 30 juin au 1er juillet 2014, afin de procéder à une intervention sur une tuyauterie vapeur, située en salle des machines, dans la partie non nucléaire des installations.
Le 18 mai 2014,, l'unité de production n°3 de la centrale nucléaire de Paluel a été remise sur le réseau électrique national. Elle avait été mise à l'arrêt hier soir pour réaliser une intervention sur un équipement chargé de réguler la tension de l'alternateur, située dans la partie non-nucléaire de l'installation.
L'unité de production n°4 de la centrale nucléaire de Paluel sera mise à l'arrêt mercredi 25 décembre 2013 au matin pour permettre la réparation d'une vanne défaillante à partir du jeudi 26 décembre à 5h. Cette dernière est située sur le circuit de décharge de l'excédent vapeur du circuit secondaire, en salle des machines, en partie non nucléaire de l'installation.
Mercredi 11 décembre 2013, dans la matinée, les équipes de la centrale ont procédé à la mise à l’arrêt de l’unité de production n°4. La veille, en salle des machines, dans la partie non nucléaire de l’installation, un échappement de vapeur d’eau sur une tuyauterie a été détecté. L’intervention pour remplacer le tronçon de tuyauterie concerné nécessite la mise à l’arrêt du réacteur. Cet événement n’a eu aucune conséquence sur la sûreté des installations, ni sur l’environnement.
Dans la nuit du mardi 17 au mercredi 18 septembre, en raison d'une alerte météorologique, des consignes spécifiques de prévention ont été appliquées sur les unités de production n°3 et 4 de la centrale de Paluel. Ces consignes nécessitent d'abaisser le niveau de production à 60% de la puissance normale du réacteur. Cette manœuvre a été effectuée à 5h30 ce matin pour les deux unités concernées.Sur l’unité de production n°4, un dysfonctionnement a provoqué l’arrêt fortuit de la turbine, en salle des machines.
Le 9 mars 2013, conformément aux règles générales d'exploitation, l'unité de production n°4 de la centrale nucléaire de Paluel a été mise à l'arrêt suite à une concentration supérieure à l'attendu de sodium, dans le circuit secondaire des installations. L'origine du sodium dans le circuit secondaire a été identifiée et corrigée. Toutefois, il a été nécessaire de procéder à la diminution de cette concentration dans le circuit avant de pouvoir redémarrer le réacteur.
Le 14 novembre 2012, lors des essais de redémarrage du réacteur après un arrêt pour rechargement du combustible et opérations de maintenance, EDF a mis en évidence une défaillance matérielle affectant la manœuvrabilité des quatre vannes d’isolement du circuit de vapeur vive principale (VVP), alors que le bon fonctionnement de ces vannes était requis depuis le 11 novembre 2012. Cependant, des analyses approfondies de l'événement ont montré qu'une intervention de maintenance préventive aurait dû être menée sur ces vannes, avant celle du 15 novembre, conformément aux règles générales d'exploitation de la centrale.
A chaque fois, la défaillance sur le circuit secondaire entraine un arrêt du réacteur, voire plusieurs jours d'indisponibilité. Force est de reconnaitre une intermittence de la production électronucléaire. Comme quoi les réacteurs ne sont que de vulgaires machines à vapeur qui plantent continuellement nous exposant cependant à des risques immenses.
Le bricolage tient lieu de maintenance
L'exploitant ne semble guère soucieux de réaliser les opérations de maintenance nécessaires pour palier ces défaillances. Les réacteurs dysfonctionnent et sont mis à l'arrêt pour des durées plus ou moins longues puis sont redémarrés. L'important semble bel et bien d'exploiter au moindre coût une technologie bien mal maitrisée.
Mais il faut cependant tenir les objectifs de production. L'exploitant plutôt que réaliser les opérations nécessaires n'hésitent pas à réaliser des travaux dans la hâte qui ne sont pas sans surprendre l'Autorité de sureté. La liste des bévues est très longue. Le 28 février 2007, par exemple, une intervention de maintenance a conduit à la mise en communication de la partie secondaire d'un générateur de vapeur du réacteur n°2 avec l'air du bâtiment réacteur[xxxi].
Le plus surprenant n'est pas là. L'observation attentive de l'activité des centrales permet d'affirmer qu'EDF n'est pas toujours très soucieuse du bon état des matériels et plus particulièrement des instruments de mesure et de régulation. Le 16 novembre 2012, le réacteur n°3 de la centrale de Paluel s’est arrêté automatiquement après l’atteinte du seuil de très bas niveau d’eau secondaire dans le générateur de vapeur n°1, consécutif à la perte partielle du circuit d’alimentation en eau alimentaire. Alors qu’une opération de maintenance est en cours sur deux capteurs intervenants dans la régulation du niveau d’eau du GV n°1, un relais électrique d’un capteur présente une défaillance. Une réduction rapide et importante du débit d’eau entrant dans le GV se produit alors du fait du dysfonctionnement du système de régulation. Malgré la réaction des opérateurs, l'arrêt automatique du réacteur survient du fait de l’atteinte du seuil dit de « niveau d’eau très bas » dans le GV n°1.
L'affaire du 20 février 2012 illustre parfaitement cette réalité. EDF bricole plutôt qu'opérer les travaux nécessaires à une conduite efficiente et sûre de réacteurs toujours susceptibles de connaître un accident grave.
Le 18 février 2012, une dérive de la mesure donnée par un capteur de pression de la vapeur alimentant la turbine en salle des machines a été détectée. Ce capteur participe à la protection automatique du réacteur, notamment en cas de baisse rapide de la puissance, en tant que son signal conditionne la possibilité de décharger la vapeur produite par les générateurs de vapeur directement dans le condenseur. La défaillance de ce capteur conduisait EDF à devoir procéder, conformément aux règles générales d’exploitation, à une réparation avant le mardi 21 février à 22h40 ou à débuter la mise à l’arrêt du réacteur dans le même délai.
Le 20 février 2012, EDF procède à la mise en œuvre sur le réacteur n° 3 d’une modification matérielle soumise à déclaration préalable au titre de l’article 26 du décret 2007-1557 du 2 novembre 2007[xxxii], sans attendre l’accord exprès de l’Autorité de sûreté nucléaire, ou l’expiration du délai de déclaration. Alors que l’ASN débutait l’instruction technique de la modification, EDF a procédé, dans la soirée, à la mise en œuvre de cette modification sans attendre l’accord exprès de l'ASN. Le mardi 21 février, l’ASN a en outre considéré que les justifications fournies à l’appui de la déclaration de la modification n’étaient pas complètes. Une inspection a eu lieu le jeudi 23 février 2012 pour constater la réalité de la modification et l’écart réglementaire
Le 2 mai 2012, le Collectif STOP-EPR ni à Penly ni ailleurs et le Réseau Sortir du nucléaire ont porté plainte contre EDF constatant une infraction à la législation relative aux installations nucléaires de base résultant d’une violation au Code de l’environnement. En effet le rapport d’inspection de l’ASN, en date du 12 mars 2012, indique que :
« Vous avez déclaré à l’ASN le 24 février dernier un événement significatif pour la sûreté pour non-respect de la réglementation dans le déploiement de cette modification. »
L'ASN avait été amenée à préciser, dans un guide en date du 21 octobre 2005, l'interprétation de la notion juridique d'incident « risquant d'avoir des conséquences sur la sûreté ». Ce guide définit 10 critères permettant d'apprécier le caractère immédiatement déclarable d'un incident. Le critère 10 vise « tout autre événement susceptible d’affecter la sûreté de l’installation jugé significatif par l'exploitant ou par l'Autorité de sûreté nucléaire ».
Ce non-respect de la réglementation a été jugé comme un événement significatif susceptible d’affecter la sûreté de l’installation par l’exploitant puisque celui-ci a procédé à une déclaration d’événement significatif pour la sûreté le 24 février. En tant que tel, celui-ci avait le caractère d’un incident immédiatement déclarable. Le non-respect de la réglementation a été commis dans la soirée du 20 février. Pourtant, l’exploitant n’a procédé à la déclaration d’événement significatif pour la sûreté que le 24 février, soit plus de 3 jours après sa survenance. Il n’a donc pas fait l’objet d’une déclaration sans délai, comme le prévoit l’article L 591-5 du Code de l’environnement. Par conséquent, le délit prévu par l’article L 596-27 V du Code de l’environnement est constitué.
A ce jour l'affaire n'a toujours pas été jugée. Il s'agit pourtant d'un exemple symptomatique de la manière dont sont aujourd'hui conduits et entretenus les CNPE. Les instruments de mesures ne semblent pas être l'objet de toute l'attention nécessaire. C'est le cas en particulier du système KRT[xxxiii] dont les défaillances ne se comptent plus sur l'ensemble du parc. Mais les circuits secondaires ne sont pas en reste. Plutôt que de réaliser les maintenances nécessaires et le cas échéant d'interrompre la production, EDF poursuit envers et contre tout l'exploitation de machines sans disposer de l'ensemble des informations utiles à leur conduite.
L'exemple du 20 février 2012 montre que l'exploitant est plus soucieux de la production que de la sureté voire de la gestion à long terme de l'installation. Ce problème est particulièrement important au vu des circulations de fluide entre le circuit primaire et le circuit dit secondaire. Comment ne pas déduire de cela que les mécanismes de corrosion[xxxiv] qui ruinent les circuits primaires impactent considérablement les salles des machines ? Ce problème est loin d'être anodin puisque d'aucuns reconnaissent que les choix de conception[xxxv] montrent qu'ils ne sont pas parfaitement adaptés aux conditions de fonctionnement[xxxvi]. La maitrise des « impuretés » est devenue au fil des années un défi considérable pour l'exploitant[xxxvii].
Et au final des travaux très lourds sont nécessaires
Les mesures compensatoires mises en œuvre n'y font rien. Les générateurs de vapeur s'abiment et s'usent[xxxviii]. La principale parade envisagée par l'exploitant est de boucher les tubes défaillants réduisant les capacités de refroidissement de l'installation alors que cette dernière est exposée à des contraintes de plus en plus grandes[xxxix].
Mais cela ne peut durer très longtemps et EDF doit réaliser des remplacements de générateur de vapeur[xl]. Ce fut le cas au Blayais en janvier 2013[xli] ou à Chinon en septembre 2007[xlii], etc. Et beaucoup reste à faire. Des contrats conclus en septembre 2011 entre EDF et ses fournisseurs, AREVA et Westinghouse, prévoient la livraison d'ici 2018 de 44 générateurs de vapeur pour un montant total de 1.5 Md €[xliii]. Il faut voir là un des aspects du coût pharaonique de la poursuite d'exploitation du parc nucléaire[xliv]...
Le remplacement des turbines est une autre conséquence de l'usure des centrales nucléaires. Ces équipements sont en effet très fragiles en dépit de leur caractère imposant. Ils comportent un corps haute pression dans lequel, après avoir traversé des vannes d'isolement (vannes d'arrêt) et des soupapes de réglage, la vapeur subit une première détente, ainsi que plusieurs corps basse pression à double flux dans lesquels la vapeur qui a été séchée et surchauffée, se détend. La vapeur en provenance de la chaudière étant à une pression et une température moins élevées que dans les installations à combustibles fossiles, son débit est plus élevé à puissance électrique égale[xlv]. A l'échappement des corps basse pression, il est nécessaire, pour améliorer le rendement et assurer la tenue du condenseur, d'avoir une vitesse faible de la vapeur, donc de prévoir de grandes sections de passage. Mais les dimensions unitaires de l'échappement sont limitées par la contrainte centrifuge admissible sur la dernière roue, qui est la plus grande et dont le diamètre dépasse 7 mètres aujourd’hui. Par ailleurs, on ne peut pas avoir un nombre trop grand d'échappements pour que la ligne d'arbre reste constructible. Or la contrainte centrifuge est fonction de la vitesse périphérique de l'ailette. En divisant par deux la vitesse de rotation (1.500 tr/mn au lieu de 3.000 pour les turbines classiques) on peut conserver la même contrainte centrifuge en multipliant par deux les dimensions linéaires de l'échappement, donc sa section par 4[xlvi].
L'actualité récente à Penly prouve que les groupes turboalternateurs s'usent et casse. A peine la deuxième visite décennale terminée[xlvii], c'est-à-dire après trois mois de travaux imposants[xlviii], un nouvel arrêt a lieu en raison d'une défaillance en salle des machines. Le mardi 10 juin 2014, l'unité de production n°2 de la centrale de Penly est mise à l'arrêt pour réaliser une opération de maintenance sur une tuyauterie en salle des machines, située dans la partie non nucléaire des installations. Le mercredi 11 juin, à l'issue de la maintenance effectuée sur la tuyauterie, les équipes entament les opérations de redémarrage de l'unité. Au cours de ces opérations, le seuil de température de l'eau du circuit primaire s'est retrouvé pendant 2 minutes inférieur d'un degré au seuil demandé par les règles générales d'exploitation, et la mise en service du circuit de sauvegarde permettant l'alimentation des générateurs de vapeur s'est déclenchée. Le 2 juillet, les équipes de la centrale ont procédé à l'arrêt de l'unité de production n°2 de la centrale nucléaire de Penly pour réaliser une intervention sur l'alternateur. Les groupes turbo-alternateur de Paluel ne sont guère en meilleur état[xlix] puisqu'un arrêt programmé est en cours pour non seulement renouvelé le combustible mais opérer des travaux nécessaires en salle des machines.
Des opérations imposantes ont ainsi lieu dans les centrales nucléaires. Le plus souvent elles concernent l'alternateur proprement dit comme par exemple à Golfech en juin dernier[l] ou à Gravelines en 2011 lors de la VD3 du réacteur 1[li]. A Nogent en 2010, il a fallu rebobiner l'alternateur à l'occasion d'un arrêt de trois mois[lii]. Mais les travaux modifient aussi le circuit vapeur usé. Ce fut le cas à Dampierre en avril dernier[liii]. A Paluel, le changement du stator de la salle des machines n°1 a été réalisée en juillet 2013 dans le but clair de préparer la poursuite d'exploitation du réacteur[liv].
Les travaux sur les alternateurs donnent à voir la faiblesse de la technologie nucléaire. Circuit primaire et circuit secondaire forment un seul et même ensemble. Les dysfonctionnements du premier se propagent au second et entrainent défaillances et usures. C'est une des principales causes d'indisponibilité des centrales nucléaires qui décidément sont des équipements des plus intermittents. Ces anomalies ne sont pas sans poser de problèmes de sureté quoi qu'en dise l'exploitant. Quand le circuit secondaire est à l'arrêt, les systèmes de secours sont sollicités et des arrêts d'urgence doivent être opérés. Les défaillances de la salle des machines entrainent donc une fatigue du circuit primaire et de ses auxiliaires. Les travaux imposants mis en œuvre ne peuvent rien à cela tout au plus ils permettent à Alstom d'obtenir des contrats juteux[lv]. Le nucléaire est décidément un problème de gros sous...
Pour autant le risque d'accident en salle des machines est loin d'être nul...
Des travaux imposants sont réalisés mais les risques demeurent. Parmi ceux-ci, un inquiète plus particulièrement l'Autorité de sureté nucléaire : le risque incendie[lvi]. L'ASN redoute qu'un feu survienne et se propage dans les installations pouvant entrainer un accident fatal. Ainsi a-t-elle établi à l'issue d'une consultation du public en 2013, une nouvelle réglementation en vigueur depuis avril 2014[lvii].
Or si une partie des centrales nucléaires est exposée à ce risque incendie, c'est bien la salle des machines. En septembre 2009, à Paluel un départ de feu entraine l'arrêt du réacteur 3[lviii]. En avril 2012 à Fessenheim un incendie survient en salle des machines[lix]. EDF a indiqué qu'un départ de feu est intervenu sur « un matériel de refroidissement de l'alternateur en salle des machines » du réacteur 2. En Juin 2013 c'est au Bugey qu'un feu se déclare au niveau de l'alternateur[lx]. Le 23 avril 2014 à Civaux un dégagement de fumée est détecté dans un bâtiment du réacteur n°1. « Il y a eu un départ de feu ce matin, qui a été maîtrisé tout de suite et éteint, sans aucune conséquence sur le personnel ni les installations », a confirmé l'ASN[lxi]. Selon le service de communication de la centrale, « un dégagement de fumée » s'est produit, sans « flammes », vers 11 heures, parti d'un déprimogène[lxii], un appareil de filtration d'air. Le lundi 21 octobre 2013, un départ de feu a été observé dans la salle des machines de l’unité de production n°1 de Paluel. Le 23 juin 2014 à Cattenom un échafaudage en salle des machines de l'unité de production n°2 s'enflamme[lxiii]. Les exemples ne manquent pas.
L'attention portée par l'ASN, à Paluel et ailleurs, au risque incendie en salle des machines n'est pas étonnant[lxiv]. Quelques faits marquant donnent à voir la concentration en ce point précis de l'installation de matières dangereuses dont l'inflammation, voire l'explosion, peut s'avérer fatale pour l'ensemble de la centrale. Ainsi en novembre 2009, le réacteur 2 de Flamanville est mis à l'arrêt. « Une perte d'hydrogène a été détectée au niveau de l'alternateur » qui ne présente « pas de risque immédiat », mais « il fallait intervenir rapidement pour supprimer tout risque potentiel », a indiqué la direction de la centrale dans le communiqué. « Selon les spécialistes d'Alstom, constructeur de la turbine et de l'alternateur, les joints sont en cause », a-t-elle ajouté[lxv]. A Doel le 5 aout 2014, un arrêt d'urgence du réacteur a du être opéré en raison d'une fuite d'huile sur la turbine à vapeur[lxvi].
Les centrales ne sont donc pas seulement des bombes nucléaires, ce sont aussi des installations qui concentrent des risques conventionnels à une échelle très dangereuse. A Golfech, en 2008, l'ASN mettait ainsi en cause la maintenance des canalisations de fluides TRICE (toxiques, radioactifs, inflammables, corrosifs ou explosifs). « L'impression générale est négative », écrit l'ASN, qui déplore le fait qu'il n'y ait « pas une vision intégrée du risque d'explosion ». Cela engendrerait de nombreuses « lacunes », notamment au niveau des tuyauteries véhiculant de l'hydrogène ou des fluides toxiques et radioactifs[lxvii]. Le problème est suffisamment sérieux pour amener l'ASN à publier une décision qui vise la plupart des CNPE le 13 novembre 2008[lxviii]. L'enjeu est de taille mais il ne s'agit en fait que d'une injonction adressée à EDF pour que l'exploitant respecte enfin les prescriptions de l’article 16 de l'arrêté du 31 décembre 1999[lxix]...
Preuve s'il en est que l'exploitant n'est soucieux de la sureté que quand cela ne lui coûte pas trop. Il préfère concentrer ses moyens financiers à des maintenances opérationnelles qui garantissent la production d'électricité[lxx]. Si EDF communique sur la gestion des risques[lxxi], il semble bien que les défaillances n'ont pas disparu et qu'un problème peut survenir à tout moment.
En septembre 2011, le témoignage d'un sous-traitant intervenant à Belleville suite à une inondation de la salle des machines fait froid dans le dos[lxxii]. L'ASN dénombre pas moins d'une centaine de départs de feu dans les centrales nucléaires pour cette seule année[lxxiii]. On comprend mieux ainsi pourquoi elle a mené en 2012, dans l’ensemble des installations nucléaires, une trentaine d’inspections sur le thème du risque d’incendie. A la suite de ces inspections, l’ASN a constaté que :
- des progrès dans le domaine de la lutte contre l’incendie ont été réalisés ;
- la situation reste nettement perfectible en ce qui concerne la gestion des charges calorifiques, des permis de feu et de la sectorisation incendie ;
- des progrès sont nécessaires pour préciser l’attitude des intervenants face à un incendie et la doctrine à adopter pour l’élaboration et la mise en œuvre des permis de feu[lxxiv]. »
Tous ces problèmes ne sont pas nouveaux et sont dénoncés depuis longtemps par le mouvement antinucléaire[lxxv] et par l'Autorité de sureté[lxxvi]. L'expérience suédoise prouve qu'un incendie peut se propager très vite, toucher la salle des machines et entrainer des conséquences en chaîne qui peuvent parfaitement échapper à tout contrôle[lxxvii]. Le 2 juillet 2011, la France a échappé de peu au pire quand un incendie est survenu sur un transformateur au Tricastin[lxxviii] !
Si chacun convient aujourd'hui qu'une centrale nucléaire peut exploser, il n'est pas encore admis que la catastrophe peut venir des parties dites « non nucléaires » de l'installation. Pourtant ce risque existe. Il est admis par le rapport préliminaire de sureté de Flamanville 3 page 1045[lxxix]. La présence d'huile en quantité très importante peut alimenter un incendie fatal alors que la concentration d'hydrogène peut entrainer une explosion dramatique qui toucherait immanquablement le réacteur et la piscine de désactivation.
L'ASN s'est intéressé de près aux agressions externes qui peuvent entrainer une catastrophe nucléaire à l'occasion des évaluations complémentaires de sureté. Force est de reconnaitre que ce n'est pas suffisant. Les centrales sont le lieux de bien d'autres « risques dont on parle jamais[lxxx]. » Si l'accident est peu probable, il n'est pas impossible. C'est le cas en particulier d'une défaillance du circuit secondaire qui pourrait entrainer une explosion de l'alternateur. Cela peut sembler farfelu. Mais en 2011 qui croyait que la conjonction d'un tremblement de terre et d'un tsunami pouvait causer l'explosion de réacteurs nucléaires ?
Le cumul d'usures, de défauts de maintenance, d'erreurs humaines et des conséquences fatales de choix technologiques hasardeux fait de la salle des machines un des points critiques de la sureté des installations nucléaires. Il serait grand temps de le reconnaître. Les 3e visites décennales qui ont lieu depuis quelques années en raison de la volonté irresponsable d'EDF de poursuivre l'exploitation des réacteurs devraient amener la réalisation de travaux conséquents sur les salles des machines. Ce ne sont aujourd'hui que de simples hangar couvert de tôle. Ne conviendrait il pas de les « bunkeriser » et d'installer des équipements de sureté nécessaires pour juguler les risques d'explosion et d'incendie[lxxxi] ?
L'obligation de subir le risque nucléaire réaffirmée par la pitoyable loi de transition énergétique nous donne le droit d'exiger que des mesures complémentaires de sureté soient mises en œuvre. Ce doit être le cas pour les piscines de désactivation mais aussi pour les salles des machines. Réduire les risques à la source ne suffit pas le confinement des équipements nucléaires doit être complet parce que l'on sait que tôt ou tard, ils céderont.
[i] Le fonctionnement d'une centrale nucléaire
http://jeunes.edf.com/article/le-fonctionnement-d-une-centrale-nucleaire,62
[ii] Les trois circuits d’eau indépendants d’un réacteur nucléaire
[iii] Centrales nucléaires à Eau Pressurisée (REP)
http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/centrales-nucleaires-eau.html
[iv] Fiche-guide de TD sur la modélisation d'un palier de centrale nucléaire N4 pour réacteur REP
http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/res/FicheGuideNucleaireN4.pdf
[v] deuxième principe de la thermodynamique
http://fr.wikipedia.org/wiki/Deuxi%C3%A8me_principe_de_la_thermodynamique
[vi] Nucléaire: incidents en série à la centrale de Paluel
http://www.mediapart.fr/journal/france/220611/nucleaire-incidents-en-serie-la-centrale-de-paluel
[vii] «les fuites quantifiées ne sont pas estimées. En effet, seul le débit des fuites globales est déterminé par mesure de la variation de niveau du ballon RCV 011 BA. Les inspecteurs ont insisté sur le fait que le calcul systématique du débit des fuites quantifiées permettait de vérifier le calcul du débit des fuites globales lorsque les conditions de stabilité volumique ne sont pas acquises. Enfin, sous réserve que soit également évalué systématiquement le débit des fuites non quantifiées (par mesure de la variation de niveau au puisard général des planchers de l’enceinte et du réservoir des purges et drains), une vérification de la différence entre les fuites globales et les fuites quantifiées peut être faite.»
N/REF : DSNR CAEN/0280/2003
[viii] Inspection n° 2003-15021 du 21 mai 2003
N/REF : DSNR.CAEN/0462/2003
[ix] Inspection INS-2004-EDFPAL-0021 des 25 octobre, 3 et 10 novembre 2004
N/REF : DEP-DSNR CAEN-2081-2004
[x] «Le générateur de vapeur permet à l'eau du circuit primaire portée à haute température dans le coeur du réacteur de transformer, par échange thermique, l'eau du circuit secondaire en vapeur afin d'alimenter la turbine. Lors du rechargement en combustible, les règles générales d'exploitation imposent d'isoler le circuit secondaire de chaque générateur de vapeur afin d'éviter, en cas d'accident, tout relâchement de matière radioactive hors du bâtiment du réacteur. Cet isolement est obtenu par la fermeture de vannes situées entre les générateurs de vapeur et la turbine.»
[xi] Non-respect des règles générales d'exploitation
[xii] Inspection INS-2005-EDFPAL-0019 des 25 mai, 2 et 8 juin, 1er et 20 juillet 2005
N/REF : DEP-DSNR CAEN-0598-2005.
[xiii] « Même si en raison du bouchage préventif en vue de l’épreuve hydraulique du circuit primaire principal, la liste de tubes à boucher, donc à contrôler, était plus conséquente que pour les arrêts de réacteurs antérieurs, il apparaît que la vérification par le CNPE de cette liste en comparaison avec celle proposée par vos services centraux a été insuffisante. Dans ces conditions, on peut s’interroger sur la fiabilité de la vérification effectuée et notamment sur la garantie qu’aucun tube devant être bouché n’a été oublié. »
Inspection n° INS-2005-EDFPAL-0010 du 7 juin 2005
N/REF : DEP-DSNR CAEN-0727-2005.
[xiv] décision DSIN/DIJ/BCCN/GS/MA n° 96429
[xv] Inspection n° INS- 2007-EDFPAL-0015 du 1er mars 2007
[xvi] Lors de l’inspection de chantier du 18 octobre 2005, une fissure sur le revêtement interne du bâtiment réacteur a été détectée par un inspecteur. Après analyse par le site, il a bien été observé une fissure de 50 cm de long et 0.4 mm de large située sur une cloque de 60*20 cm.
voir aussi : Inspection n° INS-2008-EDFPAL-0006 du 29 avril 2008
Troisième barrière, confinement statique et dynamique.
[xvii] Inspection n° INS-2007-EDFPAL-0025 des 25 et 29 octobre, 7, 16 et 28 novembre 2007
N/REF : DEP-CAEN-0011-2008.
[xviii] «Lorsque l’événement s’est déclaré, le circuit RIS voie A était en cours de remplissage par de l’eau borée contaminée issue du réservoir PTR (traitement et réfrigération des piscines). Cette eau s’est répandue à minima dans les locaux voie A identifiés 50, 51, 53, 54, 55, 56, 61, 63, 65, 68 du niveau–7,74m. Une partie de cette eau s’est également infiltrée vers les locaux RRI voie A (circuit de réfrigération du circuit intermédiaire).»
Inspection n° INS-2007-EDFPAL-0024 du 7 novembre 2007
REF : DEP-CAEN-0872-2007
[xix] «Les inspecteurs ont examiné lors de l’inspection du 25 septembre 2008 les fiches de constats d’écarts sur le chantier LHQ. Ils ont ainsi constaté qu’une des préconisations émises par le prestataire en charge du chantier (FCE n° 700297), consistant au remplacement de l’arbre de pompe 140 PO, n’avait pas été suivie, faute de pièce de rechange disponible.»
Inspection n°INS-2008-EDFPAL-0017 des 17, 24, 25 septembre, 1er et 21 octobre 2008
N/REF : Dép-CAEN-1007-2008.
[xx] Inspection n° INS-2008-EDFPAL-0008 du 10 décembre 2008
N/Réf. : Dép- CAEN-N°0251-2009
[xxi] Inspection n° INS-2009-EDFPAL-0021 du 24 juin 2009
N/Réf. : Dép- CAEN-N°0619-2009
[xxii] Inspection n° INS-2010-EDFPAL-0018 du 28 janvier 2010
N/Réf. CODEP-CAE-2010-008349
[xxiii] Mise à jour d’un évènement significatif pour la sûreté à caractère générique : non tenue au séisme de certains robinets
[xxiv] Que se passe-t-il dans les centrales nucléaires en France ?
http://www.matierevolution.org/spip.php?article1960
[xxv] Inspection n°INS-2010-EDFPAL-0011 du 20 août 2010
Contrôle de mise en service et requalification des équipements sous pression nucléaires.
N/Réf. : CODEP -CAE-2010-048863
[xxvi] Inspection n° INS-2010-EDFPAL-0005 du 27 octobre 2010
N/Réf. : CODEP -CAE-2010-061772
[xxvii] Inspection n° INSSN-CAE- 2011-0353 des 26 et 27 avril 2011
N/Réf. : CODEP-CAE-2011-030754
[xxviii] « B.2 Mesure des fuites du circuit primaire vers le circuit secondaire
Les inspecteurs ont procédé, lors de la visite sur le terrain, à un examen des valeurs mesurées et des seuils implantés sur les chaînes de détection des fuites du circuit primaire vers le circuit secondaire pour vérifier le respect des exigences de la note nationale référencée D4008.27.07.GBD/GRI.02/00266 du 6 janvier 2003. Ils ont constaté les points suivants :
- l’indicateur lumineux de « présence 48V » ne semblait pas allumé sur les armoires 1KRT004AR et 1 KRT005AR. Ce point n’a pas été examiné sur les autres réacteurs ;
- le seuil bas de la chaîne « 2KRT15MA gamma total » était réglé à 83c/s et le seuil haut à 150c/s ce qui ne respecte pas les exigences de la note même si cela ne semble pas remettre en cause la détection de fuite.
Je vous demande, pour les deux cas cités, de procéder à une vérification et à une analyse et, le cas échéant, à des actions de remise en conformité. Vous me transmettrez votre analyse et m’informerez des actions correctives réalisées.»
Inspection n° INSSN-CAE-2012-0273 du 7 novembre 2012
N/Réf. : CODEP-CAE-2012-063410
[xxix] Ces « pinces vapeur » sont des structures métalliques qui protègent des intempéries extérieures certains équipements dans la partie non-nucléaire des installations. Ces équipements (tuyauteries, robinets, capteurs…) permettent l’alimentation en eau et l’évacuation de la vapeur vers le groupe turbo alternateur d’un des quatre générateurs de vapeur du réacteur. Ces équipements, ainsi qu’un réservoir d’eau destiné au circuit primaire, pourraient éventuellement être endommagés en cas de chute d’une partie de ces structures métalliques suite à un séisme exceptionnel.
[xxx] Inspection n° INSSN-CAE-2013-0277 des 2 et 3 avril 2013
N/Réf. : CODEP-CAE-2013-023262
[xxxi] Le réacteur n°2 de Paluel était à l'arrêt depuis le 1er décembre 2006 pour effectuer des réparations sur l'alternateur. En parallèle, d'autres travaux de maintenance étaient réalisés. Une intervention visant à remplacer un capteur a ainsi été engagée. Elle nécessitait la découpe de la tuyauterie du circuit secondaire d'un générateur de vapeur. Cette action a de fait entraîné l'ouverture du circuit secondaire et l'a mis en contact avec l'air du bâtiment réacteur.
[xxxii] Non-respect de la réglementation lors d'une intervention de maintenance sur un capteur de pression de la turbine
[xxxiii] Le système KRT comprend 55 chaînes de mesure par paire de réacteurs. Il permet de surveiller les rejets radioactifs et les niveaux d'activité à l'intérieur des bâtiments et sur le site. La chaîne KRT concernée est dédiée au contrôle de radioprotection de la ventilation de balayage en circuit ouvert tranche à l'arrêt (EBA).
[xxxiv] La corrosion dans les réacteurs à eau : phénoménologie, mécanismes, remèdes
Etude sur la radiolyse de l'eau en relation avec le circuit primaire de refroidissement des réacteurs nucléaires à eau sous pression
http://iramis.cea.fr/radiolyse/fichiers/T-Pastina.pdf
[xxxv] la puissance thermique à transférer du circuit primaire au circuit secondaire est imposée ; c’est la puissance thermique du réacteur divisée par le nombre de générateurs de vapeur. On ne peut donc augmenter la température du fluide secondaire, pour une température primaire fixée, qu’en augmentant la surface d’échange ou en améliorant le coefficient d’échange thermique. On est limité dans ces deux voies par le coût et par certaines contraintes techniques. C’est ainsi qu’on ne peut diminuer l’épaisseur de la paroi des tubes pour améliorer le coefficient d’échange, sans mettre en cause la tenue mécanique des tubes (à la pression). On arrive cependant à obtenir des coefficients d’échange élevés qui permettent, avec des surfaces d’échange économiquement acceptables, de réduire l’écart minimum de température, entre les fluides primaire et secondaire, appelé pincement, à environ 5 à 7°C seulement.
[xxxvi] Corrosion dans les centrales nucléaires à eau pressurisée, Pierre Saint-Paul, EDF/GDL
http://hal.archives-ouvertes.fr/docs/00/25/24/16/PDF/ajp-jp4199303C974.pdf
[xxxvii] Chimie du Circuit secondaire des PWR et VVER
[xxxviii] Rupture de tubes de générateur de vapeur
[xxxix] Modification « Gemmes - BTGV 10 % à débit abaissé »
Réf. : CODEP-DCN-2013-004244
[xl] Générateurs de vapeur : fuites radioactives en perspective !
http://www.sortirdunucleaire.org/Documents-a-telecharger,24736
[xli] Remplacement des 3 Générateurs de Vapeur de l’Unité de Production n°4
[xlii] Arrêt pour maintenance, remplacement des générateurs de vapeur et rechargement en combustible du réacteur n°1
[xliii] EDF commande 44 générateurs de vapeur à Areva et Westinghouse
[xliv] L’échéance des 40 ans pour le parc nucléaire français
Processus de décision, options de renforcement et coûts associés à une éventuelle prolongation d’exploitation au delà de 40 ans des réacteurs d’EDF
http://www.greenpeace.org/france/PageFiles/266521/greenpeace-rapport-echeance-40-ans.pdf
Le coût de production futur du nucléaire exploité au-delà de 40 ans
[xlv] Circuit secondaire - Poste eau
[xlvi] Commission AMPERE, Rapport principal, Aspects non-nucléaires des centrales PWR
http://freveille.free.fr/PWR.pdf
Rapport de la Commission pour l’Analyse des Modes de Production de l’Électricité et le Redéploiement des Énergies (AMPERE) au Secrétaire d’État à l’Énergie et au Développement durable
http://arp83.free.fr/rapport_ampere.pdf
[xlvii] Arrêt pour visite décennale du réacteur n°2
[xlviii] Une impressionnante extraction réalisée à la centrale de Penly
[xlix] Le 3 juillet 2014, l'unité de production n°3 de la centrale nucléaire de Paluel a été remise sur le réseau électrique national. Elle avait été mise à l'arrêt dans la nuit du 30 juin au 1er juillet afin de procéder à une intervention sur une tuyauterie vapeur, située en salle des machines.
Le 4 juillet 2014, à 5h00, l'unité de production n°2 de la centrale nucléaire de Paluel a été déconnectée du réseau électrique, afin de procéder à une intervention de maintenance sur la commande d'une vanne située dans la partie non nucléaire des installations.
Le 21 juillet, à 2h du matin, l'unité de production n°2 de la centrale nucléaire de Paluel a été mise à l'arrêt pour réaliser une intervention de maintenance sur une vanne de la turbine, située dans la partie non-nucléaire des installations. Cette intervention pour maintenance, conformément aux procédures d'exploitation, nécessite la mise à l'arrêt de l'unité.
[l] Un poumon neuf pour l'unité n° 2 de la centrale nucléaire
http://www.ladepeche.fr/article/2014/06/11/1898214-poumon-neuf-unite-2-centrale-nucleaire.html
[li] Centrale nucléaire : la troisième visite décennale a démarré et va mobiliser trois mille intervenants au pic du chantier
[lii] Grand arrêt : 59 jours pour rebobiner l’alternateur
http://www.lest-eclair.fr/article/economie/grand-arret-59-jours-pour-rebobiner-l%E2%80%99alternateur
[liii] Opération hors normes dans la centrale nucléaire de Dampierre
[liv] La centrale nucléaire de Paluel procède à une opération hautement délicate avec le changement de stator...
[lv] Alstom signe un contrat cadre avec EDF pour la rénovation des alternateurs de son parc nucléaire
Alstom rénovera des alternateurs nucléaires d'EDF pour 140 M€
[lvi] Trop d'incendies dans les centrales nucléaires, l'ASN s'inquiète
[lvii] Projet de décision de l'ASN relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques d’incendie
Arrêté du 20 mars 2014 portant homologation de la décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000028814639
[lviii] Arrêt d'un réacteur à la centrale de Paluel après un incident
[lix] Fessenheim : un départ de feu rapidement maîtrisé en salle des machines du réacteur 2
http://www.actu-environnement.com/ae/news/fessenheim-incendie-reacteur-2-15549.php4
[lx] Centrale nucléaire du Bugey : feu maîtrisé sur un alternateur
http://www.enviscope.com/energie/centrale-nucleaire-bugey-incendie-alternateur/14754
Départ de feu sur l’alternateur du réacteur 5 de la centrale nucléaire du Bugey
http://www.asn.fr/Informer/Actualites/Depart-de-feu-a-la-centrale-du-Bugey
24 juin 2013 : France : Bugey : Incendie sur l’alternateur du réacteur 5 de la centrale
http://www.sortirdunucleaire.org/France-Bugey-alternateur
[lxi] Départ d'incendie maîtrisé à la centrale nucléaire de Civaux
[lxii] Un organe déprimogène est un appareil inséré dans une conduite de manière à limiter l'écoulement du fluide et ainsi créer une pression différentielle de part et d'autre de cet appareil. L'application principale en est la mesure du débit du fluide, selon le théorème de Bernoulli qui met en relation la vitesse d'écoulement (et donc le débit volumique, étant donnée la section de la conduite) avec la pression différentielle. Cette application est décrite précisément par la norme ISO 5167.
[lxiii] La centrale de Cattenom évacuée à cause d'un feu
http://www.sortirdunucleaire.org/La-centrale-de-Cattenom-evacuee-a-cause-d-un-feu
[lxiv] Arrêt pour maintenance et rechargement en combustible du réacteur n° 1
L'ASN estime que cet arrêt s'est correctement déroulé pour la plupart des opérations de maintenance et des interventions prévues et notamment pour les chantiers inspectés. Cependant, l’ASN considère que l’exploitant a manqué de réactivité et d’anticipation lors des aléas survenus en fin d’arrêt concernant :
- le turbo-alternateur de secours : une défaillance matérielle l’a rendu indisponible pendant une durée supérieure à celle autorisée par les règles générales d’exploitation (RGE). Plusieurs erreurs de maintenance liées, d’une part, à l’échange standard d’un organe de régulation mal monté en usine et, d’autre part, aux réglages effectués lors des différentes interventions sont directement à l’origine de l’indisponibilité de ce matériel ;
- le groupe turbo-alternateur de production d’électricité situé dans la salle des machines : plusieurs interventions ont été nécessaires pour effectuer les réglages de certains paliers de l’arbre du groupe.
L’ASN a demandé la mise en place d’actions visant à tirer un retour d’expérience rapide de ces aléas pour éviter la survenue d’événements similaires pendant les deux autres arrêts de réacteur de la centrale nucléaire de Paluel à venir en 2012.
[lxv] Problème sur un réacteur nucléaire à Flamanville: centrale à l'arrêt
http://www.dissident-media.org/infonucleaire/news_0_1.html
[lxvi] L’arrêt imprévu de Doel 4 est dû à une perte d’huile
[lxvii] Inspection INS-2008-EDFGOL-0002 du 10 décembre 2008 – Suivi des engagements
Référence : DEP-Bordeaux-2006-2008
Inspection INS-2008-EDFGOL-0012 du 7 août 2008 - Rejets
Référence : DEP-Bordeaux-1278-2008
la centrale nucléaire de Golfech enchaîne les problèmes
http://www.20minutes.fr/toulouse/274754-centrale-nucleaire-golfech-enchaine-problemes
[lxviii] Décision n°2008-DC-0118 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 novembre 2008 relative à la maîtrise du risque d'explosion d'origine interne dans les centrales nucléaires exploitées par EDF
[lxix] Arrêté du 31 décembre 1999 fixant la réglementation technique générale destinée à prévenir et limiter les nuisances et les risques externes résultant de l'exploitation des installations nucléaires de base
http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000000567710
arrêté abrogé par l'Arrêté du 7 février 2012
[lxx] Un arrêt de tranche qui joue les prolongations
http://legacy.lest-eclair.fr/article/economie/un-arret-de-tranche-qui-joue-les-prolongations
[lxxi] LA MAÎTRISE DES RISQUES LIÉS À L’UTILISATION DE FLUIDES INDUSTRIELS SUR LES CENTRALES NUCLÉAIRES
Note d’information, Mars 2010
[lxxii] Inondation en salle des machines
« Une multitude de problèmes perdurent depuis des années. Des matériels ne sont pas réparés, des révisions sont reportées d'un arrêt de tranche au suivant. Pourtant, dans le même temps, des sommes colossales sont dépensées pour tout repeindre du sol au plafond, y compris les tuyauteries percées par la rouille, les pompes en panne, les vannes qui n'ont pas été révisées depuis dix ans...»
« Le puisard de la salle des machines qui récupère puis évacue les eaux brutes est équipé de deux pompes de relevage. Du moins à l'origine, car depuis des années nous fonctionnons régulièrement avec une seule. C'est le cas pour les deux tranches. Nous relançons régulièrement la maintenance sur le sujet sans résultat. Une grosse pompe mobile a été achetée et se promène d'une tranche à l'autre.
Une première pompe tombe en panne. En vidant complètement le puisard avec la deuxième, on remarque la présence de packing à l'aspiration de la pompe ainsi qu'une arrivée d'eau continu. Mais pas de bras disponibles pour réparer (travaux urgents ailleurs, congés d'été, manque de personnel récurrent...). L'affaire traîne 15 jours.
Premier débordement du puisard un matin. La seule pompe disponible s'est arrêtée. Je suis de quart. Je demande l'installation d'une pompe mobile provisoire. Les effluents qui ont débordé en salle des machines ont été récupérés, évacués et stockés dans deux bâches de 700 m3. Nous les avons rempli d'eau brute, l'eau de la Loire. Mais l'analyse de la première bâche que nous devons réaliser avant de rejeter le liquide dans la Loire révèle la présence d'une grande quantité d'huile. Le rejet de l'eau devient impossible, il faut la laisser décanter, pomper l'huile qui flotte en surface, alors seulement la vider puis la nettoyer. Pendant ce temps, la deuxième bâche se remplit.
La direction prend la décision de remplir une troisième bâche, qui sert habituellement à gérer les scénarios accidentels. L'origine de l'huile a été localisée, probablement issue du débordement de notre déshuileur à la suite des inondations qui se sont succédées. Une société extérieure spécialisée en vidange de fosses en tout genre et habituée des lieux, a été chargée de vider et nettoyer le déshuileur. Sans résultat. De l'huile continue d'arriver dans le puisard. En réalité, elle provient de l'autre tranche. Si, si, chez nous tout est possible. Il suffit d'avoir deux défaillances de plus.
Enfin il y a la goutte d'eau qui j'espère fera déborder le vase. La société chargée de nettoyer le déshuileur, à pied d'œuvre depuis des semaines, a sorti du site un camion rempli d'eau contenant du tritium. Le tritium est un émetteur « bêta » de très faible énergie. Il n'est pas détecté par les balises devant lesquelles passent obligatoirement les véhicules qui sortent du site.»
http://blogs.mediapart.fr/edition/article/170911/inondation-en-salle-des-machines
[lxxiii] France : 100 départs de feu dans les installations nucléaires en 2011
[lxxiv] A l’occasion de la préparation d’une décision réglementaire, l’ASN fait le point sur le risque d’incendie dans les installations nucléaires
http://www.asn.fr/Informer/Actualites/Risques-d-incendie-dans-les-installations-nucleaires#bottom
[lxxv] Nucléaire et risque incendie
http://www.dissident-media.org/infonucleaire/non_nuc.html
http://www.dissident-media.org/infonucleaire/news_afp_incendie.html
[lxxvi] Revue Contrôle n°136 : Le risque d'incendie dans les installations nucléaires
[lxxvii] Libération, Les centrales suédoises pètent les plombs, 15 novembre 2006
http://www.sortirdunucleaire.org/Les-centrales-suedoises-petent-les
[lxxviii] Centrale du Tricastin: les causes de l'incendie restent inconnues
EDF Centrale Nucléaire du Tricastin, Explosion et Incendie d’un transformateur, Enquête et Question : Pollution en Dioxine de la vallée du Rhône ?
Alerte-Tricastin : les inspections révèlent un pourrissement des installations et une mise en danger permanente. Il faut les fermer immédiatement!
http://www.coordination-antinucleaire-sudest.org/
[lxxix] Circuit vapeur et transformation de l'énergie
http://www.edf.com/html/epr/rps/chap10/chap10.pdf
[lxxx] Nucléaire : Ces risques dont ne parle jamais, Nouvel Observateur, n°2124, 21 juillet 2005
http://www.dissident-media.org/infonucleaire/risques_obs.html
Les risques du nucléaire français au temps de l’EPR
http://www.global-chance.org/IMG/pdf/GC18p8-17.pdf
[lxxxi] Réexamen de sûreté associé à la troisième visite décennale des réacteurs (VD3 1300) Explosion
Réf. : CODEP-DCN-2014-005838