Dossier GSIEN
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La turbine à combustion (TAC) permet de remplacer un diesel indisponible. « Pour cela, la TAC [doit être] raccordée au tableau électrique d’alimentation » de la voie du diesel indisponible [ASN, 27/07/2015].
Les TAC approchant de l’âge de la retraite, le remplacement des turbines à combustion par des Groupes électrogènes diesel d’ultime secours (GUS) est envisagé. En 2021, l’IRSN est saisi pour l’examen de cette modification sur le « palier 1300_MWe (hors Paluel) ». Extraits de l’avis n°_2021-00082 :
« Depuis plusieurs années, le retour d’expérience montre une recrudescence d’avaries à caractère générique sur la TAC au détriment de sa fiabilité. De plus, de nombreux éléments des TAC ne sont plus fabriqués par le constructeur et ne peuvent donc plus être remplacés en cas d’avarie.
EDF a donc prévu de remplacer les TAC des sites du palier 1300 MWe par des GUS, présentant les mêmes fonctionnalités et répondant aux mêmes exigences.
Chaque GUS est constitué de quatre modules dits « de puissance », qui sont des groupes électrogènes à moteur Diesel, et d’un module « électrique/contrôle-commande » qui regroupe les armoires de contrôle-commande ainsi que le tableau « haute-tension » qui assure la connexion du nouveau GUS au réseau existant. Il reste une place disponible pour l’installation, à terme, d’un cinquième module de puissance. L’objectif d’EDF est d’utiliser ce cinquième module afin de pouvoir réaliser la maintenance d’un autre module sans générer d’indisponibilité du GUS. Ce cinquième module sera mobile et commun à plusieurs sites.
Principe de la modification de remplacement de la TAC par un GUS
Source, IRSN
Ces modules sont installés chacun dans un conteneur particulier, les conteneurs étant situés en extérieur. Chaque conteneur est notamment équipé d’un système de conditionnement thermique composé de ventilateurs pour les modules de puissance et de climatiseurs pour le module électrique/contrôle-commande ainsi que d’un système de détection et d’extinction d’incendie.
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Plage de température extérieure retenue pour le dimensionnement du GUS
EDF indique que le GUS est apte à fournir la puissance électrique requise pour des températures ambiantes extérieures allant jusqu’à 38°C. Toutefois, EDF valorise le GUS uniquement jusqu’à 33,1°C qui correspond à la température enveloppe des sites du palier 1300 MWe retenue par EDF en situation de « grands chauds » dans le cadre du domaine complémentaire auquel appartient la situation H3 [Perte totale des alimentations électriques externes et internes]. Comme indiqué dans son avis, l’IRSN rappelle qu’il considère que cette température n’est pas suffisamment enveloppe des températures élevées pouvant survenir en situation H3 et souligne d’ailleurs que cette valeur de température n’apparaît pas dans le rapport de sûreté associé au réexamen VD3_1300. Toutefois, la présente expertise a été réalisée avec la valeur valorisée par EDF dans sa demande d’autorisation. En outre, la température de référence en situation « grands chauds » (dite « température longue durée ») enveloppe pour les sites du palier 1300_MWe est inférieure à 38 °C » [IRSN, 18/05/2021].
Commentaire GSIEN : température de référence inférieure à 38°C...
Vagues de chaleur de 2019 : « le nouveau record absolu en France métropolitaine a été enregistré fin juin dans le Sud-Est avec 46°C. Fin juillet, la température a souvent dépassé 40°C sur la moitié Nord du pays et de très nombreux records absolus ont été battus au niveau des stations météorologiques à proximité des sites d’EDF » [IRSN, 23/01/2020].
L’IRSN explique qu’à la suite « des canicules de 2003 et 2006 », « EDF a élaboré un référentiel "grands chauds" afin de réévaluer la sûreté des installations pour des températures extérieures supérieures, susceptibles d’être atteintes à l’horizon 2042 en tenant compte du réchauffement climatique. Pour le réexamen VD4-900, EDF a réévalué les températures extérieures à considérer et mis à jour les études thermiques visant à montrer la robustesse des installations, et ce en intégrant les demandes formulées par l’ASN en 2013 sur le référentiel "grands chauds".
L’IRSN a examiné la démarche et les hypothèses utilisées par EDF (données, hypothèses et modèles statistiques, prise en compte des incertitudes...) pour définir les températures de l’air (température de longue durée TLD pour les "grands chauds de redimensionnement" ; température exceptionnelle TE et température minimale Tmin de la sinusoïde définie pour l’"agression canicule") et les valeurs d’humidité. L’IRSN souligne, notamment en réponse à des questions posées au cours du dialogue technique organisé avec l’ANCCLI, que ces températures prennent en compte l’impact du changement climatique. L’IRSN considère qu’EDF doit néanmoins revoir certains aspects de sa méthodologie, notamment la période de retour considérée, pour déterminer les températures TE et Tmin en "agression canicule" ».
En clair, EDF sous-estime les valeurs de températures exceptionnelles à prendre en compte. L’IRSN fait des recommandations pour certains sites. « Les valeurs à retenir pour ces sites dans le cadre de leur VD4 devraient être au minimum les suivantes :
pour le site de Gravelines, une température TE de 41°C et une température Tmin de 26°C ;
pour le site du Blayais, une température TE de 44°C et une température Tmin de 29°C ;
pour le site de Cruas, une température TE de 45°C et une température Tmin de 27°C ;
pour les sites de Dampierre et Saint-Laurent-des-Eaux, une température TE de 44°C_» [IRSN, 6/02/2019].
Les records de température atteints cet été sur les sites nucléaires n’ont pas été analysés par l’IRSN mais les records atteints en 2019 semblent avoir été par endroits dépassés. La température minimale à retenir pour 2042 pourrait avoir été atteinte ou franchie dès 2022 sur certains sites.
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Flamanville - Avis d’incident de l’ASN - Non-respect de la périodicité de la maintenance de la turbine à combustion.
Extrait de l’avis :
«_Le 2 février 2020, dans le cadre d’une analyse approfondie menée sur le bon fonctionnement de plusieurs systèmes, l’exploitant a détecté que la maintenance annuelle de la turbine à combustion, qui aurait dû être réalisée avant le 26 mai 2019, n’avait pas été effectuée.
Les dernières vérifications réalisées sur cet équipement en février 2018 avaient notamment mis en évidence des défauts sur certains composants. Un suivi particulier de leur évolution avait été décidé par EDF. Les expertises réalisées depuis le 11 février 2020 sur la turbine à combustion ont confirmé l’aggravation de ces défauts, qui remet en cause la disponibilité du matériel » [ASN, 02/04/2020].
Commentaire GSIEN_: avec cet incident, ce n’est plus un manque de qualité dans la maintenance réalisée mais une absence de maintenance. Les conditions optimales de maintenance n’étaient manifestement pas au rendez-vous.