La chaudière des réacteurs à eau sous pression

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GÉNIE ATOMIQUE

La chaudière des réacteurs

à eau sous pression

Pierre Coppolani, Nathalie Hassenboehler, Jacques Joseph, Jean-François Petetrot,

Jean-Pierre Py, Jean-Sébastien Zampa

17, avenue du Hoggar

Parc d’activités de Courtabœuf, BP 112 91944 Les Ulis Cedex A, France

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Illustration de couverture : Photo de gauche : départ d’un générateur de vapeur de 900 Mwe de l’usine Framatome ANP de Chalon. © Quatrain René, Framatome ANP. Photo de droite : représentation du réacteur EPR. © Image et process pour Framatome ANP.

ISBN : 2-86883- 741-7

Tous droits de traduction, d'adaptation et de reproduction par tous procédés, réservés pour tous pays. La loi du 11 mars 1957 n'autorisant, aux termes des alinéas 2 et 3 de l'article 41, d'une part, que les « copies ou reproductions strictement réservées à l'usage privé du copiste et non destinées à une utilisation collective », et d'autre part, que les analyses et les courtes citations dans un but d'exemple et d'illustration, « toute représentation intégrale, ou partielle, faite sans le consentement de l'auteur ou de ses ayants droit ou ayants cause est illicite » (alinéa 1^er de l'article 40). Cette représentation ou reproduction, par quelque procédé que ce soit, constituerait donc une contrefaçon sanctionnée par les articles 425 et suivants du code pénal.

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Introduction à la collection

« Génie Atomique »

Au sein du Commissariat à l’énergie atomique (CEA), l’Institut national des sciences et techniques nucléaires (INSTN) est un établissement d’enseignement supérieur sous la tutelle du ministère de l’Éducation nationale et du ministère de l’Industrie. La mission de l’INSTN est de contribuer à la diffusion des savoir-faire du CEA au travers d’enseignements spécialisés et de formations continues, tant à l’échelon national, qu’aux plans européen et international.

Cette mission reste centrée sur le nucléaire, avec notamment l’organisation d’une formation d’ingénieur en « Génie Atomique ». Fort de l’intérêt que porte le CEA au déve- loppement de ses collaborations avec les universités et les écoles d’ingénieurs, l’INSTN a développé des liens avec des établissements d’enseignement supérieur aboutissant à l’organisation, en co-habilitation, de trente-huit enseignements de 3^ecycle (DEA et DESS).

À ces formations s’ajoutent les enseignements des disciplines de santé : les spécialisations en médecine nucléaire et en radiopharmacie, ainsi qu’une formation destinée aux physi- ciens d’hôpitaux.

La formation continue constitue un autre volet important des activités de l’INSTN, lequel s’appuie aussi sur les compétences développées au sein du CEA et chez ses partenaires industriels.

Dispensé dès 1956 au CEA Saclay, où ont été bâties les premières piles expérimentales, la formation en « Génie Atomique » (GA) l’est également depuis 1976 à Cadarache où a été développée la ﬁlière des réacteurs à neutrons rapides. Depuis 1958, le GA est enseigné à l’École des applications militaires de l’énergie atomique (EAMEA) sous la responsabilité de l’INSTN.

Depuis sa création, l’INSTN a diplômé plus de 4 000 ingénieurs que l’on retrouve aujourd’hui dans les grands groupes ou organismes du secteur nucléaire français : CEA, EDF, Framatome, Technicatome, Cogema, Marine nationale. De très nombreux étudiants étrangers provenant de différents pays ont également suivi cette formation.

Cette spécialisation s’adresse à deux catégories d’étudiants : civils et militaires. Les étudiants civils occuperont des postes d’ingénieurs d’études ou d’exploitation dans les réacteurs nucléaires, électrogènes ou de recherches, ainsi que dans les installations du cycle du combustible. Ils pourront évoluer vers des postes d’experts dans l’analyse du risque nucléaire et de l’évaluation de son impact environnemental. La formation de certains ofﬁciers des sous-marins et porte-avions nucléaires français est dispensée par l’EAMEA.

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2 Introduction à la collection « Génie Atomique »

Le corps enseignant est formé par des chercheurs du CEA, des experts de l’Institut de radio- protection et de sûreté nucléaire (IRSN), des ingénieurs de l’industrie (EDF, AREVA, ...) Les principales matières sont : la physique nucléaire et la neutronique, la thermohydraulique, les matériaux nucléaires, la mécanique, la protection radiologique, l’instrumentation nucléaire, le fonctionnement et la sûreté des réacteurs à eau sous pression (REP), les filières et le cycle du combustible nucléaire. Ces enseignements dispensés sur une durée de six mois sont suivis d’un projet de fin d’étude, véritable prolongement de la formation réalisé à partir d’un cas industriel concret, se déroulent dans les centres de recherches du CEA, des groupes industriels (EDF, Framatome, Technicatome, etc.) ou à l’étranger (États- Unis, Canada, Royaume-Uni, ...) La spécificité de cette formation repose sur la large place consacrée aux enseignements pratiques réalisés sur les installations de l’INSTN (réacteur Ulysse, simulateurs de REP, laboratoires de radiochimie, etc.)

Aujourd’hui, en pleine maturité de l’industrie nucléaire, le diplôme d’ingénieur en « Génie Atomique » reste sans équivalent dans le système éducatif français et afﬁrme sa vocation : former des ingénieurs qui auront une vision globale et approfondie des sciences et techniques mises en œuvre dans chaque phase de la vie des installations nucléaires, depuis leur conception et leur construction jusqu’à leur exploitation puis leur démantèlement.

L’INSTN s’est engagé à publier l’ensemble des supports de cours dans une collection d’ouvrages destinés à devenir des outils de travail pour les étudiants en formation et à faire connaître le contenu de cet enseignement dans les établissements d’enseignement supérieur français et européens. Édités par EDP Sciences, acteur particulièrement actif et compétent dans la diffusion du savoir scientiﬁque, ces ouvrages sont également destinés à dépasser le cadre de l’enseignement pour constituer des outils indispensables aux ingénieurs et techniciens du secteur industriel.

Joseph Saﬁeh Responsable général du cours de Génie Atomique

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Partie I La production d’électricité nucléaire

Chapitre 1 : La centrale nucléaire

1.1. Principe simplifié de fonctionnement ... 15

1.1.1. Fonctionnement de la chaudière en puissance ... 15

1.1.2. Fonctionnement à puissance réduite ... 17

1.1.3. États d’arrêts ... 17

1.1.4. Démarrage de l’installation ... 19

1.2. Circuit secondaire eau/vapeur et production d’électricité ... 19

1.2.1. Circuit vapeur ... 21

1.2.2. Condenseur ... 22

1.2.3. Circuit d’eau alimentaire ... 22

1.2.4. Évacuation d’énergie ... 23

1.2.5. Circuit de réfrigération ... 23

1.3. Architecture générale d’une centrale ... 24

1.3.1. Bâtiments de l’îlot nucléaire ... 24

1.3.2. Architecture générale des îlots nucléaires ... 27

1.3.3. Bâtiments de l’îlot conventionnel ... 27

1.3.4. Évolution de conception de l’enceinte de confinement ... 27

Chapitre 2 : Contraintes de conception et d’exploitation des centrales

2.1. Latitude de choix des principaux paramètres ... 29

2.1.1. Longueur du cycle de combustible ... 29

2.1.2. Rendement du cycle eau/vapeur ... 30

2.1.3. Taille du cœur ... 30

2.1.4. Pression primaire ... 31

2.2. Conception générale du cœur ... 35

2.2.1. Limites physiques du cœur ... 35

2.2.2. Modes de pilotage ... 37

2.3. Exigences d’exploitation venant du réseau ... 39

2.3.1. Exigences du réseau ... 39

2.3.2. Exigences au niveau des tranches nucléaires ... 40

Table des matières

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4 Table des matières

Partie II Le combustible des REP

Chapitre 3 : Conception et fabrication du combustible

3.1. Organisation industrielle de la fabrication ... 45

3.1.1. Conception du combustible ... 45

3.1.2. Lignes de fabrication du combustible ... 46

3.1.3. Assemblage final ... 47

3.1.4. Sûreté des opérations ... 48

3.1.5. Contrôles de fabrication ... 48

3.2. L’assemblage et ses composants ... 48

3.2.1. Géométrie de l’assemblage ... 48

3.2.2. Caractéristiques de l’assemblage ... 49

3.2.3. Squelette de l’assemblage ... 51

3.2.4. Sollicitations et critères ... 55

3.2.5. Caractéristiques des matériaux ... 57

3.3. Contraintes de conception des crayons ... 58

3.3.1. Comportement du crayon sous irradiation ... 58

3.3.2. Critères de conception ... 65

3.3.3. Modèles de comportement, outils de calcul et méthodes ... 65

3.3.4. Études de conception ... 66

3.3.5. Exemples d’impact du comportement du combustible en réacteur sur le fonctionnement de la chaudière ... 69

Chapitre 4 : Retour d’expérience et évolution du combustible

4.1. Irradiation et retour d’expérience ... 71

4.2. Bénéfices du retour d’expérience : évolution des produits et améliorations des performances du combustible ... 72

4.2.1. Exemple des tubes-guides ... 73

4.2.2. Exemple des grilles ... 74

4.3. Perspectives d’évolution du combustible des REP ... 75

Partie III Le circuit primaire Chapitre 5 : La boucle primaire, la cuve et ses composants

5.1. Boucle primaire ... 79

5.2. Cuve du réacteur ... 80

5.2.1. Éléments de la cuve ... 82

5.2.2. Matériau de la cuve ... 82

5.2.3. Contraintes de conception ... 83

5.2.4. Situations de fonctionnement ... 84

5.2.5. Dommages susceptibles d’affecter la cuve ... 84

5.2.6. Surveillance de la cuve ... 90

5.3. Structures internes ... 91

5.3.1. Structure des internes ... 91

5.3.2. Interfaces internes – Assemblages combustibles ... 93

(7)

Table des matières 5

5.3.3. Interfaces internes supérieurs – Grappes de commande ... 97

5.3.4. Instrumentation du cœur ... 97

5.3.5. Circulation de l’eau dans la cuve ... 100

5.4. Mécanismes de commande des grappes (MCG) ... 101

5.4.1. Principe de fonctionnement ... 101

5.4.2. Enceinte sous pression ... 103

5.4.3. Mécanisme de levée ... 103

5.4.4. Tige de commande ... 105

5.4.5. Ensemble électromagnétique ... 106

5.4.6. Système de surveillance de la position de la grappe ... 106

Chapitre 6 : Le pressuriseur

6.1. Architecture du pressuriseur ... 107

6.2. Principe de fonctionnement ... 107

6.2.1. Régime stationnaire ... 107

6.2.2. Régime transitoire ... 109

6.2.3. Effet piston ... 110

6.2.4. Soupapes de décharge et de sûreté ... 111

Chapitre 7 : Les groupes motopompes primaires

7.1. Principe de fontionnement ... 115

7.1.1. Courbe caractéristique ... 115

7.1.2. Fonctionnement normal ... 118

7.1.3. Fonctionnement anormal des GMPP ... 118

7.2. Architecture des GMPP ... 121

7.2.1. Éléments du GMPP ... 121

7.2.2. Partie hydraulique ... 123

7.2.3. Barrière thermique ... 123

7.3. Étanchéité du groupe motopompe primaire ... 124

7.3.1. Étanchéité statique ... 124

7.3.2. Système d’étanchéité d’arbre ... 124

7.4. Ligne d’arbre ... 126

7.4.1. Liaison pompe moteur ... 126

7.4.2. Guidage de la ligne d’arbre ... 126

7.5. Domaine de fonctionnement ... 127

Chapitre 8 : Le générateur de vapeur

8.1. Architecture des GV ... 129

8.2. Thermohydraulique des générateurs de vapeur ... 132

8.2.1. Hydraulique ... 132

8.2.2. Thermique ... 133

8.2.3. Conséquences sur la conception des GV ... 134

8.2.4. Phénomènes de gonflement – Tassement ... 134

8.3. Conception mécanique des générateurs de vapeur ... 136

8.3.1. Faisceau tubulaire ... 136

8.3.2. Enceinte sous pression secondaire ... 137

(8)

8.4. Soupapes des générateurs de vapeur ... 137

8.4.1. Principe de fonctionnement ... 137

8.4.2. Fonctionnement en eau ... 140

Partie IV Les principaux systèmes fluides Chapitre 9 : Les systèmes auxiliaires

9.1. Système de contrôle volumétrique et chimique (RCV) / Système d’appoint en eau et en bore (REA) ... 143

9.1.1. Éléments du système de contrôle volumétrique et chimique RCV ... 144

9.1.2. Éléments du système d’appoint en eau et en bore (REA) ... 151

9.1.3. Fonctionnement des circuits RCV/REA ... 151

9.2. Système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) ... 158

9.2.1. Éléments du circuit RRA ... 158

9.2.2. Protection contre les surpressions à froid ... 160

9.2.3. Bilan thermique et dimensionnement ... 161

9.2.4. Fonctionnement du RRA ... 161

9.2.5. Transitoire de refroidissement de 180 °C à 60 °C ... 164

Chapitre 10 : Les systèmes de sauvegarde

10.1. Système d’injection de sécurité (RIS) ... 167

10.1.1. Principes de conception du circuit ... 167

10.1.2. Éléments du RIS ... 168

10.1.3. Fonctionnement du RIS ... 170

10.1.4. Secours mutuel RIS/EAS ... 175

10.1.5. Système RIS des tranches de 900 MWe ... 177

10.2. Système d’alimentation en secours des générateurs de vapeur (ASG) ... 180

10.2.1. Éléments du système ASG ... 181

10.2.2. Fonctionnement ... 182

10.3. Système d’aspersion de l’enceinte (EAS) ... 182

10.3.1. Éléments du circuit EAS ... 183

Chapitre 11 : Les systèmes secondaires

11.1. Circuit eau-vapeur (VVP/ARE) ... 185

11.1.1. Groupe turboalternateur ... 185

11.1.2. Poste d’eau ... 187

11.2. Système de contournement de la turbine (GCT) ... 190

11.2.1. Éléments du système de contournement ... 190

Chapitre 12 : Les systèmes fluides support

12.1. Système de réfrigération intermédiaire (RRI) ... 195

12.1.1. Éléments du RRI ... 195

(9)

Table des matières 7

12.2. Système d’eau brute secourue (SEC) ... 198

12.2.1. Éléments du circuit SEC ... 199

Partie V Les alimentations électriques et le contrôle-commande Chapitre 13 : Les alimentations électriques

13.1. Liaisons externes ... 203

13.1.1. Réseau principal ... 203

13.1.2. Réseau auxiliaire ... 203

13.2. Réseau interne de la tranche ... 203

13.2.1. Sources externes ... 204

13.2.2. Sources internes ... 204

13.2.3. Auxiliaires ... 204

13.3. Fonctionnement des alimentations électriques ... 205

13.3.1. Fonctionnement normal ... 205

13.3.2. Défaillance du réseau principal ... 205

Chapitre 14 : Les systèmes de régulation

14.1. Moyens de régulation des besoins ... 211

14.1.1. Besoins d’un exploitant ... 211

14.1.2. Régulation turbine ... 216

14.2. Grandeurs réglées dans un réacteur REP et capteurs associés ... 218

14.2.1. Température moyenne primaire ... 219

14.2.2. Pression primaire ... 221

14.2.3. Niveau pressuriseur ... 221

14.2.4. Niveau dans les générateurs de vapeur ... 221

14.2.5. Autres grandeurs principales mesurées pour la régulation et capteurs associés ... 222

14.3. Principaux organes réglants ... 223

14.3.1. Grappes de contrôle ... 224

14.3.2. Vannes de contournement vapeur au condenseur ... 225

14.3.3. Vannes de décharge à l’atmosphère ... 225

14.3.4. Chaufferettes du pressuriseur ... 225

14.3.5. Aspersion pressuriseur ... 226

14.3.6. Vanne de charge (circuit de contrôle volumétrique et chimique) ... 226

14.3.7. Vannes réglantes du circuit d’eau alimentaire normale ... 227

14.3.8. Vannes réglantes des turbopompes alimentaires ... 227

14.4. Chaînes de régulation ... 227

14.4.1. Chaîne de régulation de température moyenne par les grappes ... 227

14.4.2. Chaîne de contrôle du contournement vapeur au condenseur ... 239

14.4.3. Chaîne de régulation des vannes de décharge à l’atmosphère ... 244

14.4.4. Chaîne de régulation de la pression dans le pressuriseur ... 245

14.4.5. Chaîne de régulation du niveau dans le pressuriseur ... 247

14.4.6. Chaîne de régulation du niveau dans les générateurs de vapeur ... 252

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14.4.7. Chaîne de régulation de vitesse des turbopompes d’eau alimentaire ... 260

14.4.8. Chaîne de régulation de niveau dans la bâche alimentaire et le condenseur (tranches CP2 et postérieures) ... 261

14.4.9. Chaîne de régulation de la pression de la bâche alimentaire (tranches CP2 et postérieures) ... 262

14.5. Fonctionnement d’une tranche en « grand transitoire » : l’îlotage ... 264

14.5.1. Le transitoire et ses enjeux ... 264

14.5.2. Commentaires sur l’intervention des systèmes et l’évolution des principaux paramètres ... 265

14.5.3. Xénon et dilution ... 267

14.5.4. Recouplage de l’alternateur et remontée en puissance ... 269

Chapitre 15 : Le système de protection

15.1. Protections spécifiques et protections génériques ... 273

15.2. Arrêt automatique du réacteur et systèmes de sauvegarde ... 274

15.2.1. Système d’arrêt automatique du réacteur (AAR) ... 274

15.2.2. Système d’injection de sécurité (RIS ou IS) ... 274

15.2.3. Aspersion enceinte (EAS) ... 275

15.2.4. Alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) ... 275

15.2.5. Autres actions commandées par le système de protection ... 275

15.3. Protections génériques ... 275

15.3.1. Capteurs associés aux protections génériques ... 276

15.3.2. Dimensionnement des seuils de surpuissance linéique ... 276

15.3.3. Dimensionnement des chaînes de Rapport de Flux Thermique Critique ... 276

15.3.4. Effets dynamiques ... 276

15.3.5. Alarmes et arrêt automatique du réacteur ... 277

15.3.6. Limites des protections génériques ... 277

15.4. Protections spécifiques du cœur : chaînes de protection nucléaire ... 277

15.4.1. Instrumentation ... 278

15.4.2. Recouvrement des gammes d’instrumentation ... 278

15.4.3. Seuils ... 278

15.5. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche primaire ... 278

15.5.1. Signaux primaires déclenchant l’arrêt automatique du réacteur ... 279

15.5.2. Signaux primaires déclenchant la mise en service de l’injection de sécurité ... 279

15.5.3. Cas des signaux issus des conditions dans l’enceinte ... 280

15.6. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche secondaire ... 281

15.6.1. Transitoires de RTV et risques pour le primaire ... 281

15.6.2. Actions requises ... 281

15.6.3. Signal d’injection de sécurité par basse pression vapeur ... 282

15.6.4. Nécessité d’autres signaux pour couvrir tout le spectre des tailles de brèche ... 283

15.6.5. Dimensionnement des seuils, brèches interfaces et spectre de brèche ... 284

15.7. Conclusion sur le système de protection ... 285

Annexe... 287

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Auteurs

Pierre COPPOLANI, Docteur Ingénieur, diplômé de l’École centrale des arts et manufactures, a commencé sa carrière à Framatome à concevoir les systèmes de régulation et de protection des réacteurs. Affecté depuis à la division Equipements, il supervise les études relatives à la robinetterie des nouvelles centrales EPR.

Nathalie HASSENBOEHLER, ingénieur diplômée de l’École nationale supérieure de chimie de Paris, travaille à Framatome-ANP dans le domaine de la conception des circuits des tranches REP, en France et à l’Export, dont celles de Ling Ao (Chine). Elle participe aujourd’hui au projet EPR.

Jacques JOSEPH, physicien de formation, a participé comme expert pour Framatome ANP à la R&D de la physique du combustible. Il participe dans ce domaine à la capitalisation des connaissances et à la formation.

Jean-François PETETROT, ingénieur diplômé de l’École supérieure d’électricité, travaille à Framatome-ANP dans le domaine des études pour le fonctionnement normal des tranches REP.

Jean-Pierre PY, ingénieur diplômé de l’École supérieure d’électricité, a participé au démarrage du premier REP Français (Chooz A, 300 MWe) ainsi qu’à ceux des premiers REP Américains de 800 MWe (Surry units 1&2). Il est chargé du développement de produits nouveaux dans le secteur Réacteurs.

Jean-Sébastien ZAMPA, ingénieur diplômé de l’École Polytechnique a débuté sa carrière à Framatome-ANP dans le domaine des études du fonctionnement accidentel des tranches REP. Il occupe aujourd’hui la fonction de chef de projet et d’ingénieur d’affaire pour des études et des travaux d’améliorations de la sûreté et des performances de centrales en Chine et en Afrique du Sud.

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Remerciements

Les auteurs remercient toutes les personnes qui ont contribué à la réalisation de cet ouvrage. Ils remercient également les auteurs de certains dessins et photographies pour leur autorisation de publication pour illustrer cet ouvrage, notamment l’EPRI pour l’aimable autorisation de publier la figure 2.9.

Les auteurs remercient enfin leurs collègues de Framatome-ANP des Directions Ingénierie et Services et Conception et Ventes du Combustible qui ont accepté de relire le document et de faire toutes les suggestions utiles à sa bonne qualité technique.

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Nota :

Sauf exception, les données et illustrations figurant dans ce livre sont celles des chaudières équipant les centrales REP de 1300MWe

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Partie I

LA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE

Jean-Pierre Py

La demande en pétrole s’est emballée au cours des années 1960 et la production a suivi difficilement. Dans les années 1970, la France dépendait de l’extérieur pour 76 % de son approvisionnement en énergie (66 % pour le pétrole importé). L’électricité produite par les six centrales nucléaires graphite-gaz alors en service représentait moins de 2 % de l’énergie consommée. L’énergie nucléaire apparaissait comme le seul moyen, à côté d’un effort d’économie, pour diminuer la dépendance de la France à l’égard du pétrole. Les sites propices à la construction de barrages hydroélectriques étaient déjà équipés en bonne partie. Les autres sources d’énergie étaient (et sont toujours) incapables d’assurer économiquement la production nécessaire.

Le 5 mars 1974, un conseil interministériel décida un programme de 16 unités identiques de 900 MW. L’objectif était d’atteindre un taux d’indépendance énergétique de 50 % en 1990, en remplaçant progressivement la plupart des centrales au charbon ou au pétrole par des centrales nucléaires. EDF en construira au total 34. À partir de 1976 débuta un nouveau palier de 20 unités de 1 300 MW dont la première a été couplée au réseau en juin 1984 à Paluel. La première d’une nouvelle série de 1 450 MW, Chooz B1, de conception totalement française, a été engagée en 1984 sur le lieu même où fût construit le premier REP français, Chooz A (300 MW).

L’énergie nucléaire est aujourd’hui en France la principale source d’électricité, assurant plus de 75 % des besoins. Elle procure une énergie abondante et bon marché dans d’excellentes conditions de disponibilité et de souplesse. La réussite du programme fran- çais tient à plusieurs facteurs. Le premier vient de la définition d’une politique énergétique claire, menée avec constance par les gouvernements successifs jusqu’en 1997, appuyée sur une administration inflexible vis-à-vis de la sûreté, soucieuse de la défense de l’environnement et efficace dans l’examen des dossiers. Le CEA a apporté un soutien technique aux constructeurs, aux exploitants et aux autorités de sûreté. La structure industrielle fran- çaise, très centralisée, a concentré les efforts et réparti les tâches sans multiplier les rivalités et les doubles emplois : un maître d’œuvre unique, EDF, exploitant les centrales dont il est l’architecte industriel ; deux groupes industriels puissants, hautement qualifiés, héritiers de longues traditions de qualité, Framatome pour les chaudières nucléaires, Alstom pour les groupes turboalternateurs ; un opérateur principal pour le cycle du combustible, Cogema, fournissant un éventail complet de services, depuis la mine jusqu’au retraitement.

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La centrale nucléaire

La filière des centrales nucléaires à eau sous pression (REP) utilise l’uranium faiblement enrichi comme combustible et l’eau ordinaire comme modérateur et caloporteur. Le tableau 1.1 présente les principales caractéristiques des paliers français et du futur EPR.

Tableau 1.1. Principales caractéristiques des paliers 900, 1 300, 1450 et de l’EPR.

Unité 900 Mwe [1]

1300 Mwe [2]

1450 Mwe

[3] EPR

Puissance

Puissance électrique nette (tranches en circuit ouvert)

MW 915 1320 1450 1600

Puissance électrique brute (tranches en circuit ouvert)

MW 965 1370 1530 1700

Puissance thermique nominale de la chaudière MWt 2785 3817 4250 4324

Rendement % 31,6 à 33,1 34,1 à 35 35,7 à 35,9 37

Vitesse de rotation du groupe turboalternateur tr/mn 1500 1500 1500 1500 Enceinte de confinement

Type simple simpe double double

Enceinte interne : béton précontraint Bét. préc. Bét. préc. Bét. préc. Bét. préc.

Peau d’étanchéité avec sans sans avec

Diamètre intérieur m 37 43,8 43,8 48

Hauteur intérieure au centre m 55,88 55,56 57,48

Épaisseur de paroi m 0,9 1,2 1,2 1,3

Volume intérieur total m³ 58 000 83 700 86 000 90 000

Enceinte externe : béton renforcé - Bét. renf. Bét. renf. Bét. renf.

Épaisseur de paroi m - 0,55 0,55 1,3

Circuit primaire

Pression de fonctionnement Mpa 15,5 15,5 15,5 15,5

Température de l’eau à l’entrée de la cuve °C 286 292,8 292,2 295,6 Température de l’eau à la sortie de la cuve °C 323,2 328,7 329,6 330,2

Nombre de boucles 3 4 4 4

Volume du circuit primaire (avec pressuriseur) m³ 271 399 406 460

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14 La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Tableau 1.1. Suite.

Unité 900 Mwe [1]

1300 Mwe [2]

1450 Mwe

[3] EPR

Cuve

Diamètre intérieur mm 4003 4394 4486 4885

Hauteur totale m 13,2 13,6 13,645 13,105

Épaisseur de paroi à hauteur du cœur mm 200 220 225 250

Matériau : acier 16 MND5 16 MND5 16 MND5 16 MND5

Masse totale à vide t 332 435 462 520

Générateur de vapeur

Nombre 4 4 4 4

Pression vapeur en sortie GV à pleine charge [4,5,6]

bar abs. 58 64,8 72,8 77,4

Température vapeur en sortie GV à pleine charge

°C 273 281 288 293

Débit de vapeur par GV [4,5,6] t/h 1820 1909 2164 2197

Surface d’échange m² 4746 6940 7308 7960

Hauteur totale m 20,6 22,3 21,9 24,2

Masse totale (sans eau) t 302 438 421

Cœur

Combustible : pastilles cylindriques d’UO2

Hauteur active mm 3660 4270 4270 4200

Diamètre des pastilles mm 8,2 8,2 8,2 8,2

Diamètre externe des crayons de combustible

mm 9,5 9,5 9,5 9,5

Matériaux de gainage des crayons de combustible

Zircaloy Zircaloy Zircaloy M5

Nombre de crayons par assemblage 264 264 264 265

Nombre d’assemblage de combustible dans le cœur

157 193 205 241

Puissance linéique moyenne à puissance nominale

W/cm 178 170,5 179,6 155

Contrôle de la réactivité

Nombre de grappes de contrôle 57 65 73 89

Matériau absorbant Ag.In.Cd (1) (1) (1)

Pompe Primaire

Débit nominal par pompe m³/h 21250 23325 24500 27 195

Puissance à l’accouplement à chaud kW 5400 5910 6600 8000

Hauteur manométrique totale m 90,7 96,6 106 à 109,2 98,1

(1) Grappes hybrides Ag.In.Cd et B₄C.

(17)

1 - La centrale nucléaire 15

1.1. Principe simplifié de fonctionnement

Ces centrales sont dites «à cycle indirect» car elles comportent deux circuits distincts, le circuit primaire qui extrait l’énergie produite par le réacteur et la transfère au circuit secondaire, qui la transforme en vapeur, puis en électricité.

L’eau du circuit primaire circule dans le réacteur pour y être réchauffée au contact du combustible où se produisent les fissions. Elle passe ensuite dans les générateurs de vapeur où l’eau du circuit secondaire se transforme en vapeur au contact des tubes parcourus par l’eau chaude du circuit primaire. La vapeur entraîne le groupe turboalternateur producteur d’électricité puis passe dans le condenseur pour y être refroidie, condensée et renvoyée dans les générateurs de vapeur (figure 1.1).

Le cycle est indirect puisque la vapeur est produite dans le circuit secondaire, complètement séparé du circuit primaire. Le rendement global d’une centrale de type N4 (palier 1 450 MW) est de 34,5 %, très inférieur au rendement de plus de 50 % des centrales à gaz à cycle combiné.

Entre deux rechargements de combustible, la centrale peut fonctionner à toute puissance entre la puissance nominale et le minimum technique. En régime transitoire, la centrale est conçue pour permettre, soit des variations brusques de ±10 % de la puissance nominale, soit des variations continues en rampe de ±5 % de la puissance maximale par minute, soit l’îlotage (l’alternateur déconnecté du réseau électrique alimente uniquement les auxiliaires électriques de la centrale). Cela permet de satisfaire tous les besoins du réseau.

En régime permanent, la centrale fonctionne en turbine prioritaire. La puissance de la chaudière doit donc s’adapter automatiquement à celle demandée par le groupe turboalternateur. La centrale est conçue pour fonctionner suivant deux régimes :

• le fonctionnement en centrale de base jusqu’à 4 270 MW th pour N4, appelé régime R ;

• le fonctionnement à manœuvrabilité maximale jusqu’à 4 056 MW th, appelé régime S.

1.1.1. Fonctionnement de la chaudière en puissance

Dans une centrale nucléaire fonctionnant en régime permanent, la puissance mécanique de la turbine et la puissance électrique qui en résulte doivent être égales, au rendement près, à la puissance thermique de la chaudière (puissance du cœur produite par les fissions, plus puissance des pompes primaires). À partir d’un fonctionnement stable, si la puissance de consigne du régulateur de la turbine est modifiée, le débit vapeur suit la variation de puissance. Les conditions de transfert thermique dans les générateurs de vapeur sont modifiées. Il en résulte une modification de la température du fluide primaire.

Supposons le réacteur sans régulation. Sous l’effet des contre-réactions neutroniques la température du fluide primaire évolue pour ramener la puissance primaire au niveau de la puissance secondaire. Ainsi une augmentation de puissance secondaire entraîne un refroidissement du circuit primaire qui, à cause du coefficient de température négatif du modérateur, provoque dans le cœur un dégagement de réactivité supplémentaire, jusqu’à ce que la puissance primaire soit égale à la puissance secondaire. Inversement, une réduction de la puissance secondaire entraîne une baisse de la puissance primaire par échauffement. Un réacteur à eau pressurisée peut aisément fonctionner en turbine

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Figure 1.1. Principe de fonctionnement d’un réacteur à eau pressurisée.

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prioritaire puisque la puissance primaire s’ajuste à la puissance secondaire. Il y a donc autorégulation naturelle.

Des systèmes de régulation sont cependant prévus pour maîtriser les variations trop fortes de puissance secondaire en début de cycle de combustible, augmenter l’efficacité thermodynamique du cycle et contrôler la variation de la pression secondaire.

La pression dans le circuit primaire est maintenue constante, dans une plage d’environ 5 bar, par le pressuriseur, pour éviter tout risque d’ébullition en masse dans le cœur. Le niveau de l’eau y est ajusté par réglage du débit de charge du circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV). Le point de réglage du niveau d’eau dans le pressuriseur varie avec la température moyenne primaire afin de conserver une masse d’eau constante dans le circuit primaire. La pression et la température de la vapeur produite par les générateurs de vapeur ne sont pas réglées. Seuls les niveaux d’eau sont commandés par l’ouverture des vannes de contrôle du circuit d’eau alimentaire.

Lors de variations de puissance, le système de réglage de puissance du réacteur agit sur les grappes de contrôle de manière à rétablir l’équilibre entre la puissance du secondaire et celle du réacteur en ramenant la température moyenne primaire à sa valeur de consigne, pro- grammée selon une fonction linéaire de la puissance appelée par la turbine. Ce réajustement est effectué à une vitesse suffisamment lente pour éviter un arrêt automatique du réacteur au cours de ces transitoires. Lorsqu’il y a une baisse importante et rapide de la charge, le système de contournement de la turbine est mis en service automatiquement (figure 1.2).

1.1.2. Fonctionnement à puissance réduite

On peut faire fonctionner le réacteur à une puissance inférieure à 15 % de la puissance nominale. La vapeur produite est utilisée par la turbine ou évacuée au condenseur. La température primaire est réglée manuellement par la position des grappes de contrôle.

Le régime d’attente à chaud est de courte durée. Le réacteur est critique avec une puissance inférieure à 2 % de la puissance nominale. Il est prêt à remonter en puissance.

La vapeur est évacuée au condenseur par le contournement de la turbine ou est déchargée à l’atmosphère. La puissance du réacteur est ajustée manuellement par le réglage des grappes de contrôle.

L’îlotage est un régime où le turboalternateur, découplé du réseau, alimente les seuls auxiliaires de la centrale. Le réacteur peut fonctionner jusqu’à 30 % de la puissance nominale, le contournement de la turbine étant partiellement ouvert pour évacuer une partie de la vapeur.

1.1.3. États d’arrêts

On distingue les arrêts suivants :

• l’arrêt à chaud: le réacteur est sous-critique, la pression primaire est à sa valeur nominale, la température primaire est voisine de 295 °C, la puissance résiduelle est évacuée par les générateurs de vapeur, la vapeur est déchargée au condenseur ou à l’atmosphère, le groupe turboalternateur est entraîné par son vireur ;

• l’arrêt intermédiaire: le réacteur est sous-critique, la puissance résiduelle est évacuée par le circuit de refroidissement à l’arrêt ;

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Figure 1.2. Régulation d’un réacteur à eau pressurisée.

(21)

• l’arrêt à froid: le réacteur est sous-critique, la puissance résiduelle est évacuée par le circuit de refroidissement à l’arrêt, la pression primaire est inférieure à 25 bar ;

• l’arrêt pour rechargement: le réacteur est à la pression atmosphérique et la température est comprise entre 10 et 60 °C.

1.1.4. Démarrage de l’installation

Le démarrage est l’ensemble des opérations qui amènent l’installation de l’état d’arrêt à froid aux températures et pressions de fonctionnement à puissance nulle. Avant de commencer le réchauffage, le circuit primaire est rempli d’eau borée ; côté secondaire, les générateurs de vapeur sont remplis d’eau aux caractéristiques physico-chimiques requises.

Les pompes primaires sont mises en service de façon intermittente pour chasser l’air piégé dans le circuit ; l’éventage est effectué au sommet du pressuriseur et du couvercle de la cuve. Pendant le fonctionnement des pompes primaires, une pompe de charge et la vanne de détente basse pression du circuit RCV ajustent la pression du circuit primaire entre 25 et 30 bar. Cette pompe fournit également l’eau d’injection aux joints d’étanchéité des pompes primaires.

Lorsque le circuit primaire est vide d’air, les pompes primaires commencent le chauffage du circuit primaire, puis les chaufferettes du pressuriseur sont mises sous tension. Lorsque la température de l’eau atteint la température d’ébullition dans le pressuriseur, un matelas de vapeur apparaît au-dessus de la phase liquide et le niveau d’eau est progressivement amené au niveau correspondant au fonctionnement à puissance nulle, puis placé sous contrôle automatique. Le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) est mis hors service. Le contrôle de la température primaire est assuré par le réglage de la quantité de vapeur déchargée côté secondaire.

Lorsque l’état d’arrêt à chaud est ainsi atteint, le réacteur est rendu critique par retrait séquentiel des différents groupes de grappes de contrôle ; l’instrumentation nucléaire permet de surveiller le niveau de flux neutronique.

La puissance nucléaire monte ensuite jusqu’à 5 % environ avec l’augmentation progressive de la vitesse de la turbine. Lorsque la vitesse de synchronisme est atteinte, la puissance du réacteur est portée à 10 % environ pour permettre une prise de charge instantanée au moment du couplage de l’alternateur sur le réseau. Le couplage effectué, les grappes de contrôle permettent d’équilibrer la puissance du réacteur avec la puissance absorbée par le groupe turboalternateur.

1.2. Circuit secondaire eau/vapeur et production d’électricité

Le circuit secondaire est constitué principalement d’une boucle fermée parcourue par un même fluide, l’eau, sous forme de vapeur dans une partie et sous forme de liquide dans l’autre partie. Ce circuit est fermé et entièrement indépendant du circuit primaire. La vapeur produite par les générateurs de vapeur subit une détente partielle dans une turbine haute pression, puis traverse les séparateurs surchauffeurs avant d’être admise pour détente finale dans les turbines basse pression d’où elle échappe au condenseur. La détente de la vapeur entraîne la turbine accouplée à l’alternateur (figure 1.3).

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Figure 1.3. Circuit secondaire.

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L’eau condensée est refoulée vers les générateurs de vapeur par des pompes d’extraction relayées par des pompes alimentaires à travers respectivement des réchauffeurs basse pression et haute pression. Une partie de la vapeur introduite dans la turbine n’effectue pas la totalité de ce trajet. En effet, des soutirages en vapeur sont pratiqués à plusieurs niveaux de pression en cours de détente pour alimenter les réchauffeurs placés sur le retour d’eau vers les générateurs de vapeur. L’énergie thermique non transformée en énergie électrique est évacuée à la source froide. L’alternateur fournit le courant électrique au réseau par l’intermédiaire du transformateur principal.

1.2.1. Circuit vapeur

Ce circuit alimente la turbine en vapeur. Il comprend quatre lignes reliant la partie supérieure des générateurs de vapeur au barillet vapeur de la turbine. Chaque ligne comprend :

• plusieurs limiteurs de débit intégré à la tubulure de sortie des générateurs de vapeur ;

• sept soupapes de sûreté avec des tuyauteries de décharge à l’atmosphère ;

• un piquage commun vers les deux lignes de décharge de la vapeur à l’atmosphère ;

• une vanne d’isolement vapeur capable de se fermer en moins de 5 secondes.

Les limiteurs de débit limitent les efforts sur le faisceau tubulaire lors de la dépressurisation du générateur de vapeur consécutif à une rupture de tuyauterie vapeur. Les soupapes protègent le circuit contre les surpressions provoquées par l’interruption accidentelle de l’évacuation du débit vapeur et permettent d’éviter de dépasser 110 % de la pression de calcul des générateurs de vapeur. Leur nombre résulte de l’application des textes réglementaires relatifs aux appareils sous pression. Chaque vanne d’isolement est capable d’interrompre le débit de vapeur résultant d’une rupture guillotine en amont ou en aval du tronçon de tuyauterie sur laquelle se trouve la vanne.

Un système de contournement vapeur permet d’envoyer momentanément la vapeur sortant des générateurs de vapeur au condenseur pendant que les grappes réduisent la puissance du réacteur lorsque l’alternateur est séparé du réseau électrique. La centrale fonctionne ensuite en îlotage en alimentant uniquement ses auxiliaires par le transformateur de soutirage.

Un système de décharge à l’atmosphère permet d’évacuer la chaleur résiduelle, de refroidir la chaudière en cas d’indisponibilité des moyens normaux de refroidissement, et d’éviter de solliciter les soupapes de sûreté en cas de rupture d’un ou plusieurs tubes des générateurs de vapeur. Ce circuit est constitué sur le palier N4 de deux lignes par générateur de vapeur. Chaque ligne est munie d’une vanne de décharge et d’une vanne d’isolement. Les paliers 900 et 1 300 MWe ne comportent qu’une seule ligne par générateur de vapeur.

Une partie de la vapeur produite par les générateurs de vapeur ne va pas à la turbine, mais alimente les surchauffeurs pour céder sa chaleur de condensation à la vapeur basse pression devant être admise dans les corps basse pression.

Les séparateurs placés en amont des surchauffeurs dans des enceintes communes ont pour rôle d’éliminer les gouttelettes d’eau créées par la détente de la vapeur dans le corps de turbine haute pression. L’eau ainsi séparée, de même que les condensats formés dans les différents réchauffeurs et dans les surchauffeurs sont introduits soit à l’aspiration des

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pompes alimentaires, soit dans le condenseur pour faire retour aux générateurs de vapeur avec le condensat principal.

En cas de rupture de tubes de générateur de vapeur, l’eau du circuit primaire passe dans le circuit secondaire ; il peut y avoir rejet à l’atmosphère de vapeur ou d’eau contaminée si le condenseur n’est pas disponible. Les mesures préventives suivantes sont prises pour réduire le risque de rupture de tubes :

• les tubes de générateur de vapeur sont fabriqués à partir d’un matériau à haute ductilité (Inconel 690) et subissant un traitement thermique ;

• l’eau secondaire est traitée chimiquement et contrôlée fréquemment pour éviter la corrosion des tubes ;

• les plaques entretoises tenant le faisceau tubulaire sont conçues pour empêcher les phénomènes de corrosion généralisée entre le tube et la plaque ;

• les matériaux cuivreux utilisés dans les échangeurs des circuits eau/vapeur du secondaire ont été remplacés par de l’acier inoxydable ;

• les condenseurs des centrales situés en bord de mer sont munis de tubes en titane et non en alliages cuivreux.

1.2.2. Condenseur

Le condenseur assure la condensation de la vapeur d’échappement de la turbine principale et des turbines qui entraînent la pompe d’eau d’alimentation ; il doit également être capable d’absorber le débit de vapeur du by-pass de la turbine (85 % du débit de vapeur maximum calculé). La surface extérieure des tubes constitue une paroi froide sur laquelle se condense la vapeur sortant des turbines basse pression. Ce changement d’état s’accompagne d’un relâchement de chaleur qui est communiquée à l’eau de circulation s’écoulant à l’intérieur des tubes. Pour les condenseurs à refroidissement par eau douce, les tubes sont en laiton et dudgeonnés sur les plaques tubulaires. Les caissons d’eau sont soudés à l’enveloppe. En fonctionnement, on procède à un nettoyage continu grâce à un système spécial. Pour les condenseurs à refroidissement par eau de mer (ou eau saumâtre), les tubes sont en titane et dudgeonnés sur des doubles plaques tubulaires.

Les faisceaux tubulaires sont placés horizontalement à l’intérieur d’une capacité étanche, le corps vapeur, dont la partie supérieure est raccordée aux brides d’échappement de vapeur des turbines basse pression et dont la partie inférieure constitue le puits de recueil des condensats formés dans lequel aspirent les pompes d’extraction. Le corps vapeur du condenseur renferme aussi des caissons de détente finale et de désurchauffe de la vapeur provenant du système de contournement de la turbine.

Enfin le condenseur est relié à un système d’évacuation continue de l’air résiduel du corps vapeur (pompes à vide).

1.2.3. Circuit d’eau alimentaire

L’eau est extraite du condenseur par trois motopompes d’extraction et envoyée vers deux files de réchauffeurs suivis d’une file de deux réchauffeurs basse pression. Cette eau est ensuite envoyée, par deux turbopompes alimentaires, aux quatre générateurs de vapeur via les réchauffeurs haute pression. À la sortie des réchauffeurs, ce circuit se divise en

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quatre lignes reliant le barillet d’eau alimentaire aux générateurs de vapeur (trois générateurs de vapeur et trois lignes sur le palier 900 MWe).

La conception des postes d’eau diffère légèrement selon les paliers. Celui du palier 900 MWe CP1 ne comporte pas de bâche alimentaire, contrairement aux postes d’eau des paliers suivants. Sur le palier CP1, le dégazage de l’eau secondaire se fait directement au condenseur.

Le choix de l’entraînement des pompes alimentaires principales par des turbines à vapeur plutôt que par des moteurs électriques et de variateurs de vitesse mécaniques ou hydrauliques résulte d’une optimisation économique globale tenant compte des coûts des transformateurs de soutirage et auxiliaire, des organes électriques de coupure et de distributions électriques de la tranche. Ce choix est d’autant plus justifié que la puissance de la tranche est élevée.

1.2.4. Évacuation d’énergie

La majeure partie de l’énergie électrique produite par l’alternateur est évacuée au réseau par l’intermédiaire d’un transformateur principal et d’un poste électrique. L’autre partie, 5 % environ, passant par un transformateur de soutirage, est consommée par les auxiliaires électriques de la centrale (moteurs d’entraînement des pompes et des ventilateurs, résistances de chauffage, etc.). Le transport de l’énergie électrique produite par les centrales jusqu’aux lieux de consommation utilise des lignes à très haute tension, 400 kV par exemple. La tension de 24 kV délivrée par l’alternateur est élevée jusqu’à 400 kV par le transformateur principal et elle est abaissée à 6 600 V par le transformateur de soutirage.

Un interrupteur–enclencheur, capable de couper la puissance nominale de l’unité, est placé sur les barres de liaison entre l’alternateur et les transformateurs.

Le poste électrique extérieur assure les connexions des lignes du réseau à haute tension principal (400 kV) avec un transformateur auxiliaire. Le poste électrique comporte essentiellement des sectionneurs, des disjoncteurs avec l’appareillage de protection nécessaire, ainsi que des équipements de comptage de l’énergie échangée entre la centrale et les réseaux.

Le groupe turboalternateur est la source normale d’alimentation des auxiliaires de la centrale. En cas d’indisponibilité du groupe, les auxiliaires électriques peuvent être alimentés par une des deux sources externes indépendantes constituées par les réseaux à haute tension (400 kV et 225 kV). En cas de manque de tension générale, les tableaux secourus des auxiliaires électriques nécessaires à la sûreté¹ sont automatiquement réalimentés par deux groupes diesel électrogènes de secours (figure 1.4).

1.2.5. Circuit de réfrigération

Ce circuit a pour rôle de refroidir le condenseur. En application du principe de Carnot, toute transformation d’énergie thermique en énergie mécanique s’accompagne obligatoi- rement d’un transfert de chaleur à une source froide. Ce transfert de chaleur s’effectue dans le condenseur où la vapeur s’échappant des corps de turbine basse pression cède sa

1 Le schéma général de la distribution électrique dans la centrale est plus longuement décrit dans la partie V.

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chaleur de condensation sur les parois froides des tubes à l’intérieur desquels circule de l’eau qui s’y échauffe d’une dizaine de degrés. Cette eau de réfrigération du condenseur rejette donc de la chaleur dans le milieu naturel où elle aboutit.

Dans les circuits ouverts, l’eau amenée au condenseur est prise dans une rivière ou dans la mer et y retourne en sortant du condenseur. Dans les circuits fermés, l’eau sortant du condenseur est dispersée à l’intérieur d’une tour où circule un courant d’air. Cet air refroi- dit l’eau qui tombe dans un bassin d’où elle est repompée vers le condenseur. Dans un tel système, la chaleur de condensation de la vapeur est donc rejetée à l’atmosphère.

L’échange de chaleur entre l’eau et l’air s’accompagne d’une évaporation. La concentration en sels de l’eau du circuit fermé qui en résulte doit être limitée par des purges de déconcentration. Les pertes de ce circuit, par évaporation et purges, doivent être compen- sées par un appoint d’eau provenant d’une source extérieure.

1.3. Architecture générale d’une centrale

Chaque unité, appelée tranche, est constituée d’un ensemble de bâtiments conçus pour assurer une fonction déterminée (figure 1.5).

1.3.1. Bâtiments de l’îlot nucléaire

L’îlot nucléaire qui abrite le réacteur et ses auxiliaires directs se compose de huit bâtiments (figure 1.6) :

• le bâtiment réacteur (BR) qui contient l’ensemble du circuit primaire et des principaux circuits auxiliaires. Il protège le circuit primaire contre les événements externes et assure la protection contre les rayonnements émis par le réacteur pendant le fonctionnement. En cas d’incident ou d’accident le BR confine les produits de fission et empêche leur fuite à l’extérieur ;

Figure 1.4. Distribution électrique.

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Figure 1.5. Bâtiments nucléaires d’une tranche 1 300 MW.

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Figure 1.6. Plans masse des séries REP.

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• le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) qui contient une partie des circuits auxiliaires nécessaires au fonctionnement normal de la tranche ;

• le bâtiment électrique (BAS/BL) avec des circuits de sauvegarde, qui assure deux fonctions : en partie inférieure, il contient la plupart des équipements des circuits de sauvegarde ; en partie supérieure, il contient la plupart des équipements électriques de la tranche ;

• le bâtiment combustible (BK) qui abrite la piscine de stockage du combustible usé ;

• le bâtiment des réservoirs de stockage d’eau des piscines ;

• les deux bâtiments des groupes diesels, séparés et distants pour réduire les dommages simultanés en cas de chute d’avion ;

• le bâtiment d’exploitation.

1.3.2. Architecture générale des îlots nucléaires

À la différence des paliers 1 300 et N4 constitués de tranches indépendantes, le palier 900 MWe est constitué de paires jumelées, qui comprennent un bâtiment des auxiliaires nucléaires et un bâtiment électrique commun à deux tranches.

Cette architecture permet d’utiliser une surface minimale de terrain et nécessite des volu- mes de bâtiments et de matériaux de construction minimaux. Les systèmes de traitement des effluents sont communs à une paire de tranches et disposés dans le BAN. Sur les paliers 1 300 et N4, un bâtiment de traitement des effluents par site regroupe les systèmes de traitement des effluents usés (TEU) et solides (TES), ainsi que les stockages d’effluents liquides.

Cet arrangement permet de réduire le volume du BAN de chaque tranche.

1.3.3. Bâtiments de l’îlot conventionnel

Les bâtiments de l’îlot conventionnel comprennent le bâtiment de la turbine, le poste d’eau, la station de pompage et les tours de réfrigération.

1.3.4. Évolution de conception de l’enceinte de confinement

L’enceinte de confinement abrite les principaux équipements de la chaudière, les protège des agressions externes (séismes, projectiles, inondations, incendies, explosions, chute d’avion, actes de malveillance) et constitue la troisième barrière empêchant le relâche- ment de produits radioactifs dans l’environnement. Ce bâtiment doit par conséquent être aussi étanche que possible sous les sollicitations permanentes ou transitoires de tempéra- ture et de pression qu’il subit.

Quatre types de structure d’enceinte de confinement existent dans le monde pour des centrales de puissance supérieure ou égale à 900 MWe :

1. enceinte simple en béton armé avec peau intérieure en acier (choix fréquent aux États- Unis) ;

2. enceinte simple en béton précontraint avec peau intérieure en acier (choix de quelques centrales aux États-Unis, du palier 900 EDF et des REP construits par Framatome en Afrique du Sud, en Corée du Sud et en Chine) ;

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3. enceinte double comportant une coque interne en acier, étanche et résistant à la pression, et un bâtiment extérieur protecteur en béton armé (choix des REP allemands et des REB américains de type Mark III) ;

4. enceinte double comportant une coque intérieure en béton précontraint, revêtue (choix des centrales belges) ou non d’une peau d’étanchéité (choix des paliers 1 300 et 1 450 d’EDF), et d’un bâtiment protecteur extérieur en béton armé (voir figure 1.5).

Le type 2 répond parfaitement aux exigences de conception et a été agréé par de nombreuses autorités de sûreté. La fonction de résistance mécanique, assurée par la coque de béton précontraint, est séparée de la fonction d’étanchéité, assurée par la peau métallique ancrée sur le parement interne. Celle-ci doit s’accommoder des déformations du béton (contraction, câbles de précontrainte) et des contraintes thermiques alors qu’elle est fixée au béton. En raison du niveau d’étanchéité requis et des conditions sévères de chargement qu’elle doit supporter, la peau en acier doit être réalisée avec grand soin, ce qui impose des contraintes sur les délais de réalisation et conduit à des coûts de construction élevés.

C’est pourquoi EDF entreprit dès 1970 l’étude d’une autre conception permettant de supprimer la peau d’étanchéité en acier. D’autres matériaux ont été étudiés (élastomères, peintures) mais non retenus en raison des températures élevées pouvant être atteintes pendant de longues durées en cas d’accident. On a donc cherché plutôt à assurer l’étanchéité par le béton lui-même. Le taux de fuite d’une structure en béton dépendant essentiellement de la qualité de sa réalisation, il a été montré qu’avec un maximum de précautions pendant la construction, il était possible d’obtenir un taux de fuite ne dépassant pas 0,1 % en volume par 24 heures.

Afin de ne pas dépasser le taux de fuite obtenu avec les enceintes du type 2, une autre conception fût adoptée, celle du type 4, concept d’enceinte à double paroi, comportant deux parois concentriques, la paroi interne assurant la fonction de confinement et la paroi externe conçue pour résister aux agressions externes (voir figure 1.5). Un système de collecte et de filtration des fuites, collectées dans l’espace annulaire entre enceintes maintenu en dépression, avant rejet à l’atmosphère, apporte des marges importantes vis- à-vis des conséquences radiologiques en situations accidentelles de conception.

Ce dernier type présente cependant plusieurs inconvénients : l’ajout d’un système supplémentaire de collecte des fuites et d’un système de détection de fuite autour de chaque traversée de tuyauterie à haute énergie, un bâtiment de plus grande emprise au sol entraînant des modifications du plan masse et une augmentation des longueurs d’interconnexion entre les différents bâtiments. Un soin particulier doit être apporté à la construction afin d’obtenir le niveau d’étanchéité requis, en particulier au niveau des joints entre radier et fût et à chaque levée de béton.

Malgré ces inconvénients, le type 4, avec peau d’étanchéité en acier, a été retenu pour l’EPR.