La G@zette Nucléaire sur le Net!   
G@zette N°259, février 2011
ET SI ON PRENAIT LE TEMPS DE REFLECHIR....
Conférence internationale Minsk
"Ecologie humaine dans l'après-Tchernobyl"
Résolution 18

     Les équipements internes assurant la sûreté des réacteurs doivent être alimentés en électricité de façon sûre et continue. Cette alimentation sécurisée est obtenue par les réseaux externes interconnectés et par le réseau de distribution interne du réacteur. 

1. Les sources externes d’alimentation électrique 
     Chaque réacteur est relié au réseau de transport d’électricité par une ligne appelée «ligne principale», dont la tension est de 400.000 Volts. Avant de mettre à disposition du réseau l’énergie électrique qu’il produit au niveau de l’alternateur, le réacteur soutire via un transformateur dit de soutirage (TS) l’énergie électrique suffisante lui permettant d’alimenter les tableaux qui fournissent l’énergie nécessaire aux matériels indispensables à son fonctionnement, ainsi qu’aux matériels nécessaires à la sûreté de l’installation. Lorsque le réacteur ne produit pas d’électricité, l’alimentation des tableaux se fait alors via une seconde ligne, appelée ligne auxiliaire, dont la tension est de 225.000 Volts. Le réacteur est alors alimenté directement par le réseau de transport d’électricité, via le transformateur auxiliaire (TA).
     Lorsque le réacteur est en puissance, en cas d’incident sur la ligne principale, il est capable de s’isoler du réseau de transport d’électricité et via son transformateur de soutirage, il peut continuer à alimenter lui-même ses tableaux. 

2. Les sources internes d’alimentation électrique 
     La défaillance des sources externes a été prise en compte lors de la conception des réacteurs. 
     Pour prendre en compte ce risque, la nécessité de disposer sur site de sources électriques d’énergie suffisante a conduit à mettre à disposition de chaque réacteur des sources internes capables d’alimenter les tableaux électriques indispensables au bon fonctionnement des matériels de sûreté. Les sources internes d’un réacteur sont ainsi constituées de deux groupes électrogènes à moteur diesel. Chaque centrale nucléaire dispose en plus d’une troisième source d’énergie interne dont la technologie diffère suivant le palier  auquel elle appartient.

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2.1 Les groupes électrogènes à moteur diesel 
     Ces groupes, au nombre de deux par réacteur, sont destinés à alimenter tous les systèmes auxiliaires de sauvegarde ou de secours utilisés en cas d’incident. Ils démarrent automatiquement en cas de perte d’alimentation électrique des tableaux de production. 

2.2 La source d’ultime secours 
     La source d’ultime secours est utilisée en cas de perte des sources électriques externes et internes. 
     Le site du Bugey dispose à ce titre d’une turbine à combustion (TAC), capable de fournir l’énergie électrique équivalente à celle fournie par  un groupe électrogène à moteur diesel. 
     Les sites de Blayais, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent et Tricastin disposent quant à eux d’un générateur électrique dit d’ultime secours (GUS), du type groupe électrogène à moteur diesel. 
     Quelle que soit sa technologie (TAC ou GUS), en cas d’indisponibilité du diesel alimentant les tableaux électriques d’une voie, la source ultime est connectée à la place du diesel n’ayant pas démarré. La connexion de cet ensemble sur le réacteur concerné s’effectue manuellement et demande un certain délai. La puissance électrique délivrée par cette source est équivalente à celle des groupes électrogènes à moteur diesel. 

2.3 Le groupe turbo alternateur de secours 
     En cas de perte totale des sources électriques externes et internes, il existe enfin, sur chaque réacteur une ultime source d’énergie électrique, de type turbo-alternateur. Grâce à ce turbo-alternateur, la vapeur récupérée au niveau des générateurs de vapeur entraîne une turbine qui, couplée à un alternateur, permet de transformer l’énergie mécanique en énergie électrique. 
     L’énergie électrique fournie par cette source, appelée LLS, n’est utilisée que pour alimenter certaines fonctions du système de contrôle-commande et certains matériels et systèmes nécessaires  au refroidissement du réacteur qui permettent d’assurer la sûreté de l’installation.
 

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3. La problématique du vieillissement des coussinets des moteurs diesel des groupes électrogènes de secours 
     Les coussinets sont des composants mécaniques destinés à limiter les frictions entre les pièces mobiles des moteurs diesels des groupes électrogènes. Ils sont situés au niveau de la liaison bielle – manivelle. 
     À l’origine, les moteurs diesels des groupes électrogènes des réacteurs de 900 MWe étaient équipés de coussinets de marque SIC. Leur fabricant a arrêté leur production en 2002. La société Wartsila, fournisseur des diesels d’EDF, a alors équipé ses diesels de coussinets de marque MIBA (coussinets MIBA de «première génération»). Ces coussinets avaient été à l’origine d’avaries en 2009 sur les groupes électrogènes diesel de secours des réacteurs de 900 MWe. Selon EDF, la cause des avaries de 2009 était liée à un défaut géométrique des coussinets clairement identifié par leur fabricant. L’ASN avait publié un avis d’incident générique le 27 janvier 2010, classé au niveau 1 de l’échelle INES. 
     Les coussinets MIBA de « première génération » ont tous été remplacés, en l’espace d’un mois, par des coussinets MIBA de «deuxième génération» ne présentant pas de défaut géométrique. Le 22 octobre 2010, le GUS de la centrale du Blayais a subi une avarie au cours d’un essai; un coussinet a été retrouvé endommagé. Une première analyse a mis en cause un dysfonctionnement du circuit d’huile. Une expertise plus poussée a ensuite mis en évidence une dégradation de plusieurs autres coussinets sur ce moteur, et a amené EDF à privilégier l’hypothèse d’une usure prématurée des coussinets MIBA de «deuxième génération». 
     Selon EDF, l’usure prématurée de ces coussinets, qui a été observée à ce jour sur plusieurs moteurs diesels, n’intervient qu’après un nombre significatif de démarrages. EDF réalise tous les mois un essai sur chacun des diesels, prévu dans les règles générales d’exploitation des réacteurs. 
     Sur les 26 groupes équipés de ces coussinets depuis fin 2009 au fur et à mesure d’opérations de maintenance préventive sur les moteurs diesel, plus de 350 démarrages ont été effectués difficulté difficultés. Par ailleurs, EDF renforce notamment le suivi de l’évolution de la composition de l’huile du circuit de lubrification des coussinets qui est l’un des indicateurs du phénomène de vieillissement afin d’améliorer la prévention de l’usure des coussinets. 		suite:
4. Traitement de l’anomalie 
     L’hypothèse privilégiée est celle d’une usure prématurée. Le traitement de l’anomalie consiste donc dans un premier temps à remplacer les coussinets suffisamment tôt pour prévenir un risque d’avarie. 
     EDF a ainsi engagé le remplacement préventif des coussinets MIBA de «deuxième génération» d’un certain nombre de groupes sélectionnés notamment en fonction  du nombre de coussinets MIBA équipant les diesels d’un site donné, du nombre de démarrages, de l’âge du moteur de l’évolution et de la composition de l’huile du système de lubrification des coussinets. Ce changement comprend un protocole de rodage adapté, une modification de la pression d’huile du système de lubrification du moteur et le changement du type d’huile. EDF procédera également à des contrôles préventifs avec une périodicité rapprochée et au remplacement des coussinets si nécessaire. 
     En outre, afin de sécuriser l’alimentation électrique du réacteur en cas de perte de l’alimentation électrique externe, EDF envisage des dispositions permettant un raccordement rapide des réacteurs dont les groupes électrogènes sont affectés par l’anomalie à des groupes électrogènes non affectés par l’anomalie et présents sur le même site. 
     À plus long terme, EDF devra concevoir et qualifier des coussinets ne présentant pas de tels défauts. 
     L’ASN examine actuellement, avec l’appui de l’IRSN, les dispositions prises par EDF et prendra position sur la solution de traitement définitive qui sera proposée.

5. Situation des différents sites 
     Sur tous les sites d’EDF autres que celui du Tricastin où sont présents des coussinets de ce type (Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent), chaque réacteur dispose d’au moins un groupe électrogène, en propre ou sur le site, équipé de coussinets d’une autre marque, ne présentant pas ce défaut. 
     En revanche, sur les réacteurs n°3 et 4 du site du Tricastin, les deux groupes électrogènes, ainsi que le groupe électrogène supplémentaire commun à l’ensemble des réacteurs du site, sont équipés de coussinets potentiellement sensibles. C’est pourquoi ce site est considéré comme prioritaire. La division de Lyon de l’ASN y conduit actuellement une inspection.

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Communiqué de presse ASN
Incident de niveau 2 concernant les groupes électrogènes de secours à moteur diesel
de la centrale nucléaire du Tricastin
Paris, le 17 Février 2011

     L’ASN classe au niveau 2 l’incident déclaré par EDF le 16 février 2011 concernant les groupes électrogènes de secours à moteur diesel de la centrale nucléaire du Tricastin.
     Les groupes électrogènes de secours à moteur diesel permettent d’alimenter les systèmes de sûreté du réacteur en cas de perte de l’alimentation électrique par le réseau national. Chaque réacteur nucléaire est équipé de deux groupes électrogènes de secours. En outre, un groupe électrogène supplémentaire est disponible pour l’ensemble des réacteurs d’un même site. Chacun de ces groupes suffit à alimenter les systèmes nécessaires pour assurer la sûreté du réacteur à l’arrêt.
     Un essai périodique effectué à la centrale EDF du Blayais a mis en évidence la défaillance d’un groupe électrogène. Les premiers éléments de l’analyse engagée par EDF et son fournisseur ont été communiqués à l’ASN le 7 février 2011. Ils mettent en cause une dégradation plus rapide que prévue des coussinets, qui sont des composants mécaniques destinés à limiter les frictions entre les pièces mobiles des moteurs diesel.
     Sur les centrales nucléaires françaises, 26 groupes électrogènes sont équipés de coussinets du même type, et donc potentiellement sensibles. L’ASN a demandé à EDF de lui présenter un plan d’actions correctives.
Les premiers éléments ont été transmis à l’ASN. Ils comportent notamment l’installation de coussinets neufs et la mise en œuvre d’une nouvelle procédure d’exploitation des groupes électrogènes concernés, en cours de validation. L’ASN procède, avec l’appui de l’IRSN, à l’examen des éléments fournis.
     Sur tous les sites d’EDF, autres que celui du Tricastin, où sont présents des coussinets de ce type (Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent), chaque réacteur dispose d’au moins un groupe électrogène, en propre ou sur le site, équipé de coussinets d’une autre marque, ne présentant pas ce défaut. L’anomalie est donc classée par l’ASN sur ces sites au niveau 1 de l’échelle INES.
     En revanche, sur les réacteurs n°3 et 4 du site du Tricastin, les deux groupes électrogènes, ainsi que le groupe électrogène supplémentaire commun à l’ensemble des réacteurs du site, sont équipés de coussinets potentiellement sensibles. C’est pourquoi, sur ce site, l’anomalie est classée par l’ASN comme incident de niveau 2 de l’échelle INES. La division de Lyon de l’ASN y conduit actuellement une inspection.

ASN
Anomalie générique concernant le système d'injection de sécurité des réacteurs de 900 MWe
Paris, le 07 Février 2011

     Le 1er février 2011, EDF a déclaré à l’Autorité de sûreté nucléaire une anomalie générique relative à la répartition des débits d’injection de sécurité à haute pression dans les branches froides du circuit primaire principal des réacteurs de 900 MWe.
     Le circuit d'injection de sécurité (RIS) permet, en cas de brèche dans le circuit primaire principal, de maintenir le refroidissement du cœur du réacteur en réinjectant de l’eau dans ce circuit au moyen, notamment, de pompes dites de haute pression.
     En cas de sollicitation du RIS, les débits d’eau injectés à haute pression sont mesurés sur chacune des trois branches froides du circuit primaire principal des réacteurs de 900 MWe. Cette mesure permet de s’assurer que le déséquilibre entre les débits injectés sur chaque branche froide est inférieur à 6%, qui est la valeur prise en compte dans le rapport de sûreté de ces réacteurs.
     Or des études récentes menées par EDF ont mis en évidence que la précision de mesure des dispositifs utilisés pour mesurer ces débits sur les réacteurs de 900 MWe est de l’ordre de 20%. Ces dispositifs ne sont donc pas adaptés vis-à-vis du critère de déséquilibre qu’ils doivent permettre de vérifier.
     En conséquence, en situation accidentelle, pour certaines tailles de brèche du circuit primaire principal, l’injection de sécurité à haute pression pourrait ne pas permettre de refroidir suffisamment le cœur du réacteur.
Afin de résorber cet écart, EDF envisage de mettre en place une instrumentation par ultra sons permettant de mesurer de manière plus précise les débits d’eau injectés par le RIS à haute pression. Dans un premier temps, des essais seront réalisés début 2011 sur un réacteur. En fonction des résultats obtenus sur ce réacteur, cette solution sera implantée sur l’ensemble des réacteurs impactés par cette anomalie.
     Ces remises en conformité seront suivies par l’Autorité de sûreté nucléaire.
     Cette anomalie a été classée au niveau 1 de l'échelle INES qui en compte 7.

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Note d’information IRSN
Anomalie générique concernant le système d’injection de sécurité des
réacteurs de 900 MWe: l’IRSN examine l’impact sur la sûreté

     EDF a déclaré, le 1er février 2011 à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), un écart de conformité affectant le système d’injection de sécurité des réacteurs de 900 MWe. Cette déclaration résulte d’une sous-estimation de l’incertitude de mesure effectuée au moyen d’un capteur de débit dans chacune des 3 lignes d’injection d’eau à haute pression dans le circuit primaire des réacteurs de 900 MWe. 
     Cet écart, présent sur les réacteurs depuis leur mise en service, a été découvert dans le cadre des études menées lors du réexamen de sûreté relatif aux troisièmes visites décennales de ces réacteurs (voir rapport IRSN «Le réexamen de sûreté des réacteurs à eau sous pression de 900 MWe à l’occasion de leurs troisièmes visites décennales») à la suite de la demande faite par l’IRSN et l’ASN à EDF, de justifier la prise en compte des incertitudes de mesure du dispositif utilisé lors des essais périodiques pour déterminer les débits d’injection d’eau dans chaque boucle du circuit primaire. 

Le système d’injection de sécurité
     En fonctionnement normal, le combustible nucléaire est refroidi par de l’eau borée véhiculée dans le circuit primaire. En cas de brèche dans ce circuit, le réacteur est arrêté automatiquement et l’injection de sécurité est démarrée également automatiquement. Le rôle du système d’injection de sécurité est d’injecter dans le circuit primaire de l’eau borée afin d’éviter le dénoyage du combustible nucléaire qui pourrait résulter de l’eau sortie sous forme d’eau et de vapeur d’eau par la brèche et d’assurer le bon refroidissement du cœur du réacteur en évacuant la puissance résiduelle qui continue de se dégager du combustible après l’arrêt du réacteur. 
     Ce système de sauvegarde du réacteur est composé de deux voies redondantes, chaque voie est capable d’assurer 100% de la fonction de sauvegarde. Dans un premier temps, l’eau injectée provient du réservoir utilisé pour le refroidissement des piscines; lorsque ce réservoir (qui est unique) est vide, l’eau est alors pompée dans des puisards localisés au fond du bâtiment du réacteur qui recueillent l’eau rejetée dans le bâtiment du réacteur, après condensation (fonctionnement en «recirculation sur les puisards»). 
     Le système d’injection de sécurité est conçu pour pouvoir refroidir le cœur du réacteur pour l’ensemble des tailles de brèches pouvant affecter le circuit primaire. Afin d’assurer un débit de refroidissement suffisant pour toutes les tailles de brèches, le système comporte trois moyens d’injection:
     - des pompes d’injection à haute pression;
     - des accumulateurs d’eau borée sous pression directement connectés au circuit primaire, qui se déchargent dès que la pression primaire descend en dessous d’un seuil préétabli;
     - des pompes d’injection à basse pression.
     La brèche pouvant a priori affecter n’importe laquelle des trois boucles de circulation d’eau du circuit primaire des réacteurs de 900 MWe, l’eau provenant des pompes est injectée dans chaque boucle par une ligne dédiée. De plus, un organe limiteur de débit est installé sur chaque ligne afin d’équilibrer les débits injectés. Cette disposition permet de conserver un débit suffisant dans les boucles non affectées par la brèche du circuit primaire afin de maintenir un refroidissement du cœur correct. 
     Le dimensionnement du système d’injection de sécurité est établi à la conception sur la base d’études d’accidents qui permettent de définir des exigences fonctionnelles. Le respect de ces exigences est périodiquement vérifié par des mesures de performances (valeurs de pression au refoulement des pompes, valeurs et équilibrage des débits d’injection d’eau) auxquelles sont associés des critères d’acceptation. Les essais correspondants sont réalisés à l’occasion des arrêts des réacteurs, cœur déchargé et cuve du réacteur ouverte. La plupart des mesures de débit sont réalisées par des mesures de pression différentielle aux bornes de diaphragmes calibrés. Dans le cas du circuit d’injection à haute pression des réacteurs de 900 MWe, les lignes d’injection ne sont pas équipées de diaphragmes de mesure calibrés ; les mesures de pression différentielle utilisées pour vérifier le bon équilibrage des débits d’injection à haute pression dans les trois lignes sont réalisées à partir des mesures de la perte de charge dans une longueur droite de tuyauterie.

suite:
L’incertitude associée à ce type de mesure avait été fixée de manière forfaitaire par le concepteur à 1%, sachant qu’un déséquilibre maximal de 6% entre les boucles est pris en compte dans les études d’accidents. Le bon équilibrage des débits dans les lignes est réalisé par réglage de vannes à pointeau sur la base des informations délivrées par les mesures de pression différentielle.

En quoi consiste l’écart?
     Dans le cadre du réexamen de sûreté associé aux troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe, l’IRSN a proposé que soient réexaminées les capacités fonctionnelles du système d’injection de sécurité au regard de ses différentes missions (voir le même rapport IRSN). La question visait en particulier la méthode de détermination des performances mesurées sur les sites et la cohérence de ces performances avec les hypothèses des études d’accidents; à cette occasion, il a été demandé à EdF de réévaluer les incertitudes liées à ces mesures. Cette réévaluation a mis en évidence que le dispositif de mesure n’était pas adapté et qu’en conséquence, le déséquilibre maximal de 6% pris en compte dans les études d’accident n’était pas garanti. EdF a estimé de manière enveloppe que ce déséquilibre pourrait atteindre 20%. 

Quelles sont les conséquences?
     Les études menées par EDF ont consisté à supposer un déséquilibre aggravé de l’injection d’eau en cas de brèche dans une branche froide du circuit primaire. Ce n’est en effet qu’en cas de brèche dans une branche froide qu’une partie du débit d’eau injecté est perdu directement par la brèche compte tenu de l’emplacement des piquages du circuit d’injection de sécurité sur le circuit primaire. Par ailleurs, les seules brèches pouvant poser problème sont les brèches de taille intermédiaire (d’un diamètre équivalent compris entre 2 et 6 pouces) pour lesquelles les pompes d’injection à haute pression sont durablement en service. Les études d’EdF montrent que, pour certaines tailles de ces brèches intermédiaires et pour des valeurs de déséquilibre volontairement très élevées, les critères retenus dans les études d’accidents pourraient ne pas être respectés, d’où la possibilité de dégradations plus importantes du combustible que celles précédemment estimées. 
     Il est à souligner que la question ne concerne que les réacteurs de 900 MWe. En effet, sur les réacteurs de 1.300 MWe et de 1.450 MWe, de conception plus récente, l’équilibrage des débits est réalisé par des diaphragmes dont les ajustements sont réalisés par usinage lors des essais de premier démarrage. Par ailleurs, les essais destinés à vérifier le bon équilibrage des lignes utilisent des mesures de débit dont la précision est validée. 

Les solutions proposées par EDF
     EDF prévoit de mettre en œuvre prochainement sur une Tranche Tête de Série un dispositif alternatif mobile de mesure, par ultrasons, dont la précision lui paraît compatible avec les valeurs d’incertitude prises en compte dans les études d’accidents. Ce dispositif, une fois validé, serait mis en œuvre lors des premiers essais concernant le système d’injection de sécurité sur les autres réacteurs de 900 MWe. En cas de déséquilibre effectif constaté entre lignes d’injection dépassant le critère, les ajustements nécessaires seraient réalisés par un réglage des vannes à pointeau. 
     Ce sujet est en cours d’examen par l’IRSN qui transmettra ses conclusions techniques au plus tôt à l’ASN. Dans l’immédiat,  en réponse à des questions évoquées dans les médias, l’IRSN n’estime pas nécessaire de procéder à une réduction de la puissance de fonctionnement de ces réacteurs, compte tenu de la faible probabilité des brèches concernées et du caractère limité des conséquences envisageables. 

Contact presse IRSN: Pascale Portes,
Tél: 01.58.35.70.33
E-mail: pascale.portes@irsn.fr

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