Suite aux contrôles réalisés lors de la deuxième visite décennale, EDF a informé, le 16 mars 1999, l'Autorité de sûreté de la découverte de défauts métallurgiques situés sous le revêtement intérieur en acier inoxydable de la cuve du réacteur N° 1 de Tricastin. Les résultats de ces contrôles ont été présentés par EDF le 24 mars 1999. Ils font apparaître une dizaine de défauts allant jusqu'à 10 millimètres de profondeur pour une épaisseur de cuve de 200 millimètres. Ces défauts, probablement liés à la fabrication, se situent dans une zone soumise au vieillissement par irradiation. Des défauts isolés de 5 à 6 mm de profondeur sous le revêtement avaient été détectés en 1993 et 1995 dans les cuves des réacteurs 2 et 1 de Saint Laurent B ainsi qu'en 1997 dans celle du réacteur 6 de Gravelines. Leur tenue en service avait été justifiée en tenant compte des caractéristiques des défauts et des cuves concernés. |
Le groupe d'experts compétent en la matière, à savoir la Section Permanente Nucléaire (SPN) de la Commission Centrale des Appareils à Pression, se réunissait précisément sur le sujet de la tenue des cuves 900 MWé en général le 17 mars 1999. Il a été informé de la situation et ne pourra conclure qu'au vu des éléments complémentaires qu'il a demandés. Le réacteur de Tricastin 1 est actuellement à l'arrêt. Il ne redémarrera qu'après autorisation de l'Autorité de sûreté. Contact presse: Cathia MASCARAU: 01 43 19 39 61 |
| Le 28 juin
1999, l'Autorité de sûreté nucléaire a autorisé
le redémarrage du réacteur N° 1 de 900 MégaWatts
de la centrale nucléaire de Tricastin, à l'issue de sa deuxième
visite décennale.
Les contrôles réalisés lors de cette visite effectuée en mars 1999 avaient révélé que la cuve contenant le cœur de ce réacteur est affectée d'une douzaine de défauts allant jusqu'à dix millimètres de profondeur sous le revêtement intérieur en acier inoxydable. L'Autorité de sûreté nucléaire a consulté le groupe d'experts compétents en la matière, à savoir la Section Permanente Nucléaire de la Commission Centrale des Appareils à Pression (SPN), sur la base des documents fournis par EDF. Il en ressort que: ces défauts, plus grands que ceux constatés jusqu'alors sur les réacteurs B1 et B2 de la centrale de Saint-Laurent-les-Eaux et le réacteur n°6 de la centrale de Gravelines, proviennent, lors de la fabrication de la cuve, d'une conjonction de conditions métallurgiques et de réalisation défavorables; compte tenu des caractéristiques propres à la cuve de Tricastin 1 et de leur localisation, ces défauts ne posent pas de problème de sûreté à court ou moyen terme. |
Dans ces conditions, l'Autorité
de sûreté a autorisé le redémarrage aux conditions
suivantes: la mise en place d'une consigne de conduite visant à
éviter de se rapprocher de la température minimale autorisée
de l'eau injectée en cas d'accident . Cela permet ainsi de limiter
l'ampleur des sollicitations thermiques auxquelles la cuve pourrait être
soumise en cas d'accident. une nouvelle inspection de cette cuve dans un
délai de cinq ans maximum contre dix ans habituellement, afin de
confirmer que ces défauts n'évoluent pas.
Les cuves des six autres réacteurs de 900 MégaWatts qui n'ont pas encore été contrôlées de manière complète seront toutes inspectées dans un délai de deux ans. La SPN s'est également prononcée sur le problème général de la tenue en service des cuves des réacteurs des centrales de 900 MégaWatts, les plus anciennes du parc électronucléaire et mises en service entre 1977 et 1987. Elle conclut que la démarche menée par EDF permet d'avoir des assurances sur la tenue des cuves sous l'effet du vieillissement jusqu'à 30 ans mais demande des études complémentaires pour se prononcer au delà de cette échéance. |
| PARIS, 22 novembre
- L'autorité de sûreté nucléaire a révisé
à la hausse lundi le degré de gravité d'un problème
technique affectant les groupes électrogènes de secours de
plusieurs centrales nucléaires en France.
Les modifications imposées par cet incident, signalé par EDF le 27 octobre, "seront terminées pour le passage à l'an 2000, pour lequel la fiabilité des groupes électrogènes prend une importance toute particulière", assure la Direction de la sûreté des installations nucléaires (DSIN) dans un communiqué. Le problème, d'abord déclaré au niveau 1, le plus bas, de l'échelle de gravité INÈS (Échelle internationale des événements nucléaires), a été requalifié au niveau 2. C'est le deuxième incident de cette gravité pour l'année en cours. Le problème affecte les groupes électrogènes de tous les réacteurs nucléaires de 1.300 mégaWatts (centrales de Belleville, Cattenom, Flamanville, Golfech, Nogent-sur-Seine, Paluel, Penly et Saint-Alban), précise la DSIN. |
Chaque réacteur
est équipé de deux groupes électrogènes Diesel
qui doivent fournir l'électricité nécessaire au fonctionnement
des dispositifs de sauvegarde du réacteur en cas de coupure du réseau
électrique.
Depuis 1997, EDF a détecté des défaillances dans ces équipements, dues à "la rupture d'une goupille d'une vanne du circuit de refroidissement du groupe électrogène, qui entraîne le blocage de cette vanne en position fermée et l'interruption du refroidissement du moteur Diesel", explique la DSIN. Elle attribue l'usure prématurée des goupilles à des défauts de montage des vannes. Pour la DSIN, "ces défauts sont de nature à dégrader notablement la fiabilité de matériels importants pour la sûreté nucléaire". De plus, ils touchent tous les groupes électrogènes de même type, note la DSIN, qui reproche à EDF d'avoir tardé à signaler ce problème. C'est pourquoi elle a décidé, vendredi, "de reclasser au niveau 2 de l'échelle INÈS cet incident qui avait été initialement déclaré par EDF au niveau 1". REUTERS, via Réseau "Sortir du nucléaire" p.16
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| PARIS (AFP)
-- Une enquête est en cours sur l'incendie en Haute-Marne d'un camion
transportant des détecteurs de fumée qui contenaient une
substance radioactive, a annoncé vendredi l'Autorité de sûreté
nucléaire, qui dépend des ministères de l'Environnement
et de l'Industrie.
L'accident, dont l'Autorité de sûreté et l'OPRI (Office de protection contre les rayonnements ionisants, qui dépend de la Direction générale de la santé) n'ont été informés que mercredi, s'est produit le 9 octobre à 4h50 sur l'autoroute A31, près de Langres. Le camion transportait 900 détecteurs présentant une activité totale en américium 241 d'environ 23 MBq (l'équivalent de la radioactivité naturelle du corps humain), ainsi que d'autres marchandises à fort potentiel calorifique. L'Autorité de sûreté, chargée de la police des transports, a diligenté une enquête dont les résultats devraient être connus en début de semaine prochaine, a précisé à l'Associated Press Jérôme Gollner, adjoint au directeur de la sûreté des installations nucléaires. L'OPRI a procédé vendredi à des vérifications de la contamination résiduelle de l'épave du poids lourd et du lieu de l'accident, effectuant des mesures radiométriques et spectrométriques dont les conclusions sont attendues au plus tôt en milieu de semaine prochaine. |
L'américium 241
est un radioélément très toxique d'une durée
de vie de plusieurs années, qui n'est dangereux qu'en cas d'ingestion
ou d'inhalation. Les analyses médicales de l'OPRI, essentiellement
des analyses d'urine, devraient dire si les pompiers, gendarmes, personnels
de l'autoroute ou dépanneurs, une quarantaine de personnes en tout,
ont pu absorber de l'américium. A long terme, il est possible augmente
les risques de cancer.
Plusieurs millions de détecteurs semblables sont installés en France mais ne sont pas soumis à la réglementation sur le suivi et l'élimination des déchets nucléaires étant donné la faible quantité d'américium qu'ils renferment, selon Jérôme Gollner, qui estime que cette ``dissémination peut poser question''. La Sûreté nucléaire doit vérifier si la réglementation sur le transport des matières radioactives a été respectée. Les premiers éléments de l'enquête laissent à penser que non, car le transporteur ignorait semble-t-il la nature radioactive d'une partie de son chargement. AFP -- Réseau "Sortir du nucléaire" début
p.17
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| Informations IPSN:
Le mardi 28 décembre 1999, le Plan d'Urgence Interne (PUI) de la centrale du Blayais a été déclenché vers 9 h du matin, compte tenu des difficultés rencontrées sur cette centrale, essentiellement la tranche 1. A ce moment-là: - Le réacteur est arrêté, mais il reste nécessaire d'évacuer la puissance résiduelle du coeur du réacteur due aux désintégrations radioactives. La puissance à évacuer est de l'ordre de 25 MW et le refroidissement est assuré par les générateurs de vapeur (GV), alimentés en eau par le circuit d'alimentation de secours des GV (ASG) comme il est normal quand un réacteur est arrêté; le circuit ASG comporte une réserve d'eau de 625 m3, deux motopompes et une turbopompe (une seule pompe suffit pour assurer le débit de refroidissement nécessaire). - L'alimentation électrique nécessaire au fonctionnement des matériels de la centrale est assurée par le réseau 400 kV, le réseau auxiliaire 225 kV n'est pas disponible. - La voie A du circuit d'eau brute secouru (SEC) est indisponible les moteurs des 2 pompes de cette voie étant noyés; les 2 pompes de la voie B sont disponibles (1 pompe suffit pour assurer les fonctions de ce circuit qui permet en particulier de refroidir les joints des pompes primaires mais aussi le circuit de refroidissement à l'arrêt (RRA) quand celui-ci est utilisé; - Les pompes du circuit d'injection de sécurité à basse pression (RIS) et les pompes du circuit d'aspersion de l'enceinte (EAS), utilisés en particulier en cas de brèche du circuit primaire pour refroidir le coeur du réacteur et évacuer la puissance dégagée dans l'enceinte de confinement, sont noyées et donc indisponibles, le fond du bâtiment du combustible où se trouvent ces pompes étant noyés sous 1,5 mètres d'eau; La conduite du réacteur consiste alors à dépressuriser et à refroidir le circuit primaire pour le mettre dans des conditions permettant, le cas échéant, la connexion au RRA, soit une température inférieure à 1770C et une pression inférieure à 32 bars. |
Ces conditions seront atteintes aux environs
de 11 h, alors que la puissance résiduelle est encore de l'ordre
de 20MW.
La période la plus critique de l'incident a donc duré plusieurs heures. Pendant cette période on pouvait envisager 2 voies d'aggravation importante de la situation: 1 - La défaillance de la voie B du circuit SEC. Une telle défaillance aurait dinimué les moyens de refroidissement des joints des pompes primaires mais l'injection aux joints de ces pompes par le circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV) restait suffisante pour assurer le refroidissement. Il faut imaginer une défaillance supplémentaire du réseau 400 kV pour obtenir une situation conduisant rapidement à la dégradation du coeur du réacteur (la défaillance du 400 kV entraînerait la perte de la ventilation des pompes du circuit RCV et leur mi-e hors d'usage; il en résulterait un risque d'apparition d'une brèche du circuit primaire au niveau des joints des pompes primaires.) 2 - la défaillance complète du refroidissement par le circuit ASG ; dans ce cas, un refroidissement correct du coeur aurait pu être assuré pendant au moins une dizaine d'heures par l'ouverture des soupapes de sécurité du circuit primaire et l'introduction d'eau dans ce circuit par le circuit d'injection de sécurité haute pression (pompes RCV) (le délai de 10h résulte de la capacité de la bâche alimentant le circuit) Au 5 janvier 2000, la tranche est toujours refroidie par les GV alimentés par le circuit ASG. En cas de défaillance de ce circuit, la connexion au circuit RRA est possible et le circuit SEC a 2 voies disponibles, même si une seule pompe est disponible sur la voie A. Un programme de requalification des fonctions du circuit RIS et de l'EAS est en cours mais ceci nécessitera plusieurs semaines. BON, EN CLAIR ON A EU CHAUD... Dans la prochaine G@zette je ferai une analyse plus compIète de cet accident, soldé par... beaucoup de chance, ainsi que sur les problèmes de Civaux. Il y a maintenant la future grande marée qui risque de prolonger l'arrêt. D'où: les crues millénaires, ça existe et les tempêtes aussi... fin p.17
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