La chaudière des réacteurs à eau sous pression 9782759801572

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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

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 1er 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.

© EDP Sciences 2004

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 développement 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 3e cycle (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 physiciens 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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Introduction à la collection « Génie Atomique »

Le corps enseignant est formé par des chercheurs du CEA, des experts de l’Institut de radioprotection 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 (ÉtatsUnis, 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

Table des matières Partie I La production d’électricité nucléaire Chapitre 1 : La centrale nucléaire 1.1. Principe simplifié de fonctionnement ..................................................................... 1.1.1. Fonctionnement de la chaudière en puissance .............................................. 1.1.2. Fonctionnement à puissance réduite .............................................................. 1.1.3. États d’arrêts .................................................................................................. 1.1.4. Démarrage de l’installation ............................................................................ 1.2. Circuit secondaire eau/vapeur et production d’électricité ....................................... 1.2.1. Circuit vapeur ................................................................................................ 1.2.2. Condenseur ................................................................................................... 1.2.3. Circuit d’eau alimentaire ............................................................................... 1.2.4. Évacuation d’énergie ..................................................................................... 1.2.5. Circuit de réfrigération ................................................................................... 1.3. Architecture générale d’une centrale ..................................................................... 1.3.1. Bâtiments de l’îlot nucléaire .......................................................................... 1.3.2. Architecture générale des îlots nucléaires ...................................................... 1.3.3. Bâtiments de l’îlot conventionnel .................................................................. 1.3.4. Évolution de conception de l’enceinte de confinement ..................................

15 15 17 17 19 19 21 22 22 23 23 24 24 27 27 27

Chapitre 2 : Contraintes de conception et d’exploitation des centrales 2.1. Latitude de choix des principaux paramètres ......................................................... 2.1.1. Longueur du cycle de combustible ................................................................ 2.1.2. Rendement du cycle eau/vapeur .................................................................... 2.1.3. Taille du cœur ............................................................................................... 2.1.4. Pression primaire ........................................................................................... 2.2. Conception générale du cœur ............................................................................... 2.2.1. Limites physiques du cœur ............................................................................ 2.2.2. Modes de pilotage ......................................................................................... 2.3. Exigences d’exploitation venant du réseau ............................................................. 2.3.1. Exigences du réseau ...................................................................................... 2.3.2. Exigences au niveau des tranches nucléaires .................................................

29 29 30 30 31 35 35 37 39 39 40

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Table des matières

Partie II Le combustible des REP Chapitre 3 : Conception et fabrication du combustible 3.1. Organisation industrielle de la fabrication ............................................................. 3.1.1. Conception du combustible .......................................................................... 3.1.2. Lignes de fabrication du combustible ............................................................ 3.1.3. Assemblage final ........................................................................................... 3.1.4. Sûreté des opérations .................................................................................... 3.1.5. Contrôles de fabrication ................................................................................ 3.2. L’assemblage et ses composants ............................................................................ 3.2.1. Géométrie de l’assemblage ........................................................................... 3.2.2. Caractéristiques de l’assemblage ................................................................... 3.2.3. Squelette de l’assemblage ............................................................................. 3.2.4. Sollicitations et critères ................................................................................. 3.2.5. Caractéristiques des matériaux ...................................................................... 3.3. Contraintes de conception des crayons .................................................................. 3.3.1. Comportement du crayon sous irradiation ..................................................... 3.3.2. Critères de conception .................................................................................. 3.3.3. Modèles de comportement, outils de calcul et méthodes .............................. 3.3.4. Études de conception .................................................................................... 3.3.5. Exemples d’impact du comportement du combustible en réacteur sur le fonctionnement de la chaudière ..........................................................

45 45 46 47 48 48 48 48 49 51 55 57 58 58 65 65 66 69

Chapitre 4 : Retour d’expérience et évolution du combustible 4.1. Irradiation et retour d’expérience ........................................................................... 4.2. Bénéfices du retour d’expérience : évolution des produits et améliorations des performances du combustible ............................................... 4.2.1. Exemple des tubes-guides ............................................................................. 4.2.2. Exemple des grilles ........................................................................................ 4.3. Perspectives d’évolution du combustible des REP ..................................................

71 72 73 74 75

Partie III Le circuit primaire Chapitre 5 : La boucle primaire, la cuve et ses composants 5.1. Boucle primaire ..................................................................................................... 5.2. Cuve du réacteur ................................................................................................... 5.2.1. Éléments de la cuve ...................................................................................... 5.2.2. Matériau de la cuve ...................................................................................... 5.2.3. Contraintes de conception ............................................................................ 5.2.4. Situations de fonctionnement ........................................................................ 5.2.5. Dommages susceptibles d’affecter la cuve .................................................... 5.2.6. Surveillance de la cuve ................................................................................. 5.3. Structures internes ................................................................................................. 5.3.1. Structure des internes .................................................................................... 5.3.2. Interfaces internes – Assemblages combustibles ............................................

79 80 82 82 83 84 84 90 91 91 93

Table des matières

5.3.3. Interfaces internes supérieurs – Grappes de commande ................................. 5.3.4. Instrumentation du cœur ............................................................................... 5.3.5. Circulation de l’eau dans la cuve ................................................................... 5.4. Mécanismes de commande des grappes (MCG) ..................................................... 5.4.1. Principe de fonctionnement ........................................................................... 5.4.2. Enceinte sous pression ................................................................................... 5.4.3. Mécanisme de levée ...................................................................................... 5.4.4. Tige de commande ........................................................................................ 5.4.5. Ensemble électromagnétique ......................................................................... 5.4.6. Système de surveillance de la position de la grappe ......................................

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97 97 100 101 101 103 103 105 106 106

Chapitre 6 : Le pressuriseur 6.1. Architecture du pressuriseur .................................................................................. 6.2. Principe de fonctionnement ................................................................................... 6.2.1. Régime stationnaire ....................................................................................... 6.2.2. Régime transitoire .......................................................................................... 6.2.3. Effet piston .................................................................................................... 6.2.4. Soupapes de décharge et de sûreté ................................................................

107 107 107 109 110 111

Chapitre 7 : Les groupes motopompes primaires 7.1. Principe de fontionnement ..................................................................................... 7.1.1. Courbe caractéristique ................................................................................... 7.1.2. Fonctionnement normal ................................................................................ 7.1.3. Fonctionnement anormal des GMPP ............................................................. 7.2. Architecture des GMPP .......................................................................................... 7.2.1. Éléments du GMPP ........................................................................................ 7.2.2. Partie hydraulique ......................................................................................... 7.2.3. Barrière thermique ......................................................................................... 7.3. Étanchéité du groupe motopompe primaire ........................................................... 7.3.1. Étanchéité statique ......................................................................................... 7.3.2. Système d’étanchéité d’arbre ......................................................................... 7.4. Ligne d’arbre ......................................................................................................... 7.4.1. Liaison pompe moteur ................................................................................... 7.4.2. Guidage de la ligne d’arbre ........................................................................... 7.5. Domaine de fonctionnement .................................................................................

115 115 118 118 121 121 123 123 124 124 124 126 126 126 127

Chapitre 8 : Le générateur de vapeur 8.1. Architecture des GV .............................................................................................. 8.2. Thermohydraulique des générateurs de vapeur ...................................................... 8.2.1. Hydraulique .................................................................................................. 8.2.2. Thermique ..................................................................................................... 8.2.3. Conséquences sur la conception des GV ....................................................... 8.2.4. Phénomènes de gonflement – Tassement ....................................................... 8.3. Conception mécanique des générateurs de vapeur ................................................ 8.3.1. Faisceau tubulaire ......................................................................................... 8.3.2. Enceinte sous pression secondaire .................................................................

129 132 132 133 134 134 136 136 137

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Table des matières

8.4. Soupapes des générateurs de vapeur ..................................................................... 8.4.1. Principe de fonctionnement .......................................................................... 8.4.2. Fonctionnement en eau .................................................................................

137 137 140

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) ......................................................................... 9.1.1. Éléments du système de contrôle volumétrique et chimique RCV .................. 9.1.2. Éléments du système d’appoint en eau et en bore (REA) ................................ 9.1.3. Fonctionnement des circuits RCV/REA .......................................................... 9.2. Système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) .......................................... 9.2.1. Éléments du circuit RRA ................................................................................ 9.2.2. Protection contre les surpressions à froid ....................................................... 9.2.3. Bilan thermique et dimensionnement ............................................................ 9.2.4. Fonctionnement du RRA ............................................................................... 9.2.5. Transitoire de refroidissement de 180 °C à 60 °C ..........................................

143 144 151 151 158 158 160 161 161 164

Chapitre 10 : Les systèmes de sauvegarde 10.1. Système d’injection de sécurité (RIS) .................................................................... 10.1.1. Principes de conception du circuit .............................................................. 10.1.2. Éléments du RIS .......................................................................................... 10.1.3. Fonctionnement du RIS ............................................................................... 10.1.4. Secours mutuel RIS/EAS .............................................................................. 10.1.5. Système RIS des tranches de 900 MWe ....................................................... 10.2. Système d’alimentation en secours des générateurs de vapeur (ASG) ................... 10.2.1. Éléments du système ASG ........................................................................... 10.2.2. Fonctionnement .......................................................................................... 10.3. Système d’aspersion de l’enceinte (EAS) .............................................................. 10.3.1. Éléments du circuit EAS ............................................................................... 10.3.2. Fonctionnement ..........................................................................................

167 167 168 170 175 177 180 181 182 182 183 184

Chapitre 11 : Les systèmes secondaires 11.1. Circuit eau-vapeur (VVP/ARE) .............................................................................. 11.1.1. Groupe turboalternateur .............................................................................. 11.1.2. Poste d’eau ................................................................................................. 11.2. Système de contournement de la turbine (GCT) ................................................... 11.2.1. Éléments du système de contournement ...................................................... 11.2.2. Fonctionnement ..........................................................................................

185 185 187 190 190 194

Chapitre 12 : Les systèmes fluides support 12.1. Système de réfrigération intermédiaire (RRI) ........................................................ 12.1.1. Éléments du RRI .......................................................................................... 12.1.2. Fonctionnement ..........................................................................................

195 195 198

Table des matières

12.2. Système d’eau brute secourue (SEC) ..................................................................... 12.2.1. Éléments du circuit SEC ............................................................................... 12.2.2. Fonctionnement ..........................................................................................

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198 199 199

Partie V Les alimentations électriques et le contrôle-commande Chapitre 13 : Les alimentations électriques 13.1. Liaisons externes .................................................................................................. 13.1.1. Réseau principal .......................................................................................... 13.1.2. Réseau auxiliaire ......................................................................................... 13.2. Réseau interne de la tranche ................................................................................ 13.2.1. Sources externes .......................................................................................... 13.2.2. Sources internes .......................................................................................... 13.2.3. Auxiliaires ................................................................................................... 13.3. Fonctionnement des alimentations électriques ..................................................... 13.3.1. Fonctionnement normal .............................................................................. 13.3.2. Défaillance du réseau principal ...................................................................

203 203 203 203 204 204 204 205 205 205

Chapitre 14 : Les systèmes de régulation 14.1. Moyens de régulation des besoins ....................................................................... 14.1.1. Besoins d’un exploitant ............................................................................... 14.1.2. Régulation turbine ....................................................................................... 14.2. Grandeurs réglées dans un réacteur REP et capteurs associés ............................... 14.2.1. Température moyenne primaire ................................................................... 14.2.2. Pression primaire ......................................................................................... 14.2.3. Niveau pressuriseur ..................................................................................... 14.2.4. Niveau dans les générateurs de vapeur ........................................................ 14.2.5. Autres grandeurs principales mesurées pour la régulation et capteurs associés ..................................................................................... 14.3. Principaux organes réglants ................................................................................. 14.3.1. Grappes de contrôle .................................................................................... 14.3.2. Vannes de contournement vapeur au condenseur ....................................... 14.3.3. Vannes de décharge à l’atmosphère ............................................................ 14.3.4. Chaufferettes du pressuriseur ....................................................................... 14.3.5. Aspersion pressuriseur ................................................................................. 14.3.6. Vanne de charge (circuit de contrôle volumétrique et chimique) ................. 14.3.7. Vannes réglantes du circuit d’eau alimentaire normale ................................ 14.3.8. Vannes réglantes des turbopompes alimentaires .......................................... 14.4. Chaînes de régulation .......................................................................................... 14.4.1. Chaîne de régulation de température moyenne par les grappes ................... 14.4.2. Chaîne de contrôle du contournement vapeur au condenseur ..................... 14.4.3. Chaîne de régulation des vannes de décharge à l’atmosphère ..................... 14.4.4. Chaîne de régulation de la pression dans le pressuriseur ............................. 14.4.5. Chaîne de régulation du niveau dans le pressuriseur ................................... 14.4.6. Chaîne de régulation du niveau dans les générateurs de vapeur ..................

211 211 216 218 219 221 221 221 222 223 224 225 225 225 226 226 227 227 227 227 239 244 245 247 252

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Table des matières

14.4.7. Chaîne de régulation de vitesse des turbopompes d’eau alimentaire ........... 14.4.8. Chaîne de régulation de niveau dans la bâche alimentaire et le condenseur (tranches CP2 et postérieures) ........................................... 14.4.9. Chaîne de régulation de la pression de la bâche alimentaire (tranches CP2 et postérieures) ..................................................................... 14.5. Fonctionnement d’une tranche en « grand transitoire » : l’îlotage ........................ 14.5.1. Le transitoire et ses enjeux .......................................................................... 14.5.2. Commentaires sur l’intervention des systèmes et l’évolution des principaux paramètres .......................................................................... 14.5.3. Xénon et dilution ........................................................................................ 14.5.4. Recouplage de l’alternateur et remontée en puissance ................................

260 261 262 264 264 265 267 269

Chapitre 15 : Le système de protection 15.1. Protections spécifiques et protections génériques ................................................ 15.2. Arrêt automatique du réacteur et systèmes de sauvegarde ................................... 15.2.1. Système d’arrêt automatique du réacteur (AAR) ........................................... 15.2.2. Système d’injection de sécurité (RIS ou IS) .................................................. 15.2.3. Aspersion enceinte (EAS) ............................................................................. 15.2.4. Alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) .......................... 15.2.5. Autres actions commandées par le système de protection ........................... 15.3. Protections génériques ......................................................................................... 15.3.1. Capteurs associés aux protections génériques ............................................. 15.3.2. Dimensionnement des seuils de surpuissance linéique ................................ 15.3.3. Dimensionnement des chaînes de Rapport de Flux Thermique Critique ..................................................................................... 15.3.4. Effets dynamiques ....................................................................................... 15.3.5. Alarmes et arrêt automatique du réacteur .................................................... 15.3.6. Limites des protections génériques .............................................................. 15.4. Protections spécifiques du cœur : chaînes de protection nucléaire ...................... 15.4.1. Instrumentation ........................................................................................... 15.4.2. Recouvrement des gammes d’instrumentation ............................................. 15.4.3. Seuils .......................................................................................................... 15.5. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche primaire ............................ 15.5.1. Signaux primaires déclenchant l’arrêt automatique du réacteur ................... 15.5.2. Signaux primaires déclenchant la mise en service de l’injection de sécurité ............................................................................. 15.5.3. Cas des signaux issus des conditions dans l’enceinte ................................... 15.6. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche secondaire ......................... 15.6.1. Transitoires de RTV et risques pour le primaire ........................................... 15.6.2. Actions requises .......................................................................................... 15.6.3. Signal d’injection de sécurité par basse pression vapeur .............................. 15.6.4. Nécessité d’autres signaux pour couvrir tout le spectre des tailles de brèche ................................................................................... 15.6.5. Dimensionnement des seuils, brèches interfaces et spectre de brèche ......... 15.7. Conclusion sur le système de protection ..............................................................

273 274 274 274 275 275 275 275 276 276

Annexe ...................................................................................................................

287

276 276 277 277 277 278 278 278 278 279 279 280 281 281 281 282 283 284 285

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.

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.

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

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 français 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 française, 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.

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 1450 Mwe [2] [3]

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

EPR

Puissance

Rendement Vitesse de rotation du groupe turboalternateur

% tr/mn

31,6 à 33,1 34,1 à 35 35,7 à 35,9

37

1500

1500

1500

1500

simple

simpe

double

double

Bét. préc.

Bét. préc.

Bét. préc.

Bét. préc.

avec

sans

sans

avec

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

Enceinte de confinement Type Enceinte interne : béton précontraint Peau d’étanchéité Diamètre intérieur

Volume intérieur total

3

58 000

83 700

86 000

90 000

-

Bét. renf.

Bét. renf.

Bét. renf.

m

-

0,55

0,55

1,3

m

Enceinte externe : béton renforcé Épaisseur de paroi

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

3

4

4

4

271

399

406

460

Nombre de boucles Volume du circuit primaire (avec pressuriseur)

m3

14

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Tableau 1.1. Suite. Unité

900 Mwe [1]

1300 Mwe [2]

1450 Mwe [3]

mm

4003

4394

4486

4885

m

13,2

13,6

13,645

13,105

200

220

225

250

EPR

Cuve Diamètre intérieur Hauteur totale Épaisseur de paroi à hauteur du cœur

mm

Matériau : acier Masse totale à vide

16 MND5 16 MND5 t

16 MND5 16 MND5

332

435

462

520

Nombre

4

4

4

4

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

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

m

2

4746

6940

7308

7960

Hauteur totale

m

20,6

22,3

21,9

24,2

Masse totale (sans eau)

t

302

438

421

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

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

178

170,5

179,6

155

57

65

73

89

Ag.In.Cd

(1)

(1)

(1)

m3/h

21250

23325

24500

27 195

kW

5400

5910

6600

8000

m

90,7

96,6

106 à 109,2

98,1

Générateur de vapeur

Cœur Combustible : pastilles cylindriques d’UO2

Matériaux de gainage des crayons de combustible

Puissance linéique moyenne à puissance nominale

W/cm

Contrôle de la réactivité Nombre de grappes de contrôle Matériau absorbant Pompe Primaire Débit nominal par pompe Puissance à l’accouplement à chaud Hauteur manométrique totale (1) Grappes hybrides Ag.In.Cd et B4C.

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

16

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

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

1 - La centrale nucléaire

17

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, programmée 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 ;

18

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

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

1 - La centrale nucléaire

19

• 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).

20

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 1.3. Circuit secondaire.

1 - La centrale nucléaire

21

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

22

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

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

1 - La centrale nucléaire

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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 obligatoirement 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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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 1.4. Distribution électrique.

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 refroidit 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 compensées 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 ;

1 - La centrale nucléaire

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

25

26

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 1.6. Plans masse des séries REP.

1 - La centrale nucléaire

27

• 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 volumes 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 relâchement de produits radioactifs dans l’environnement. Ce bâtiment doit par conséquent être aussi étanche que possible sous les sollicitations permanentes ou transitoires de température 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 ÉtatsUnis) ; 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) ;

28

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

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 visà-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.

Contraintes de conception et d’exploitation des centrales 2.1. Latitude de choix des principaux paramètres La conception d’un nouveau modèle de REP nécessite le choix préalable de sa puissance électrique, de la longueur du cycle de combustible, du rendement du cycle eau/vapeur, de la taille du cœur (hauteur, diamètre, nombre d’assemblages), du nombre de boucles primaires, du point de fonctionnement (débit, pression, températures primaires) et des sites (capacité de refroidissement, interconnexion avec le réseau). Ces choix résultent de compromis techniques et économiques qui prennent en compte des contraintes commerciales ou contractuelles.

2.1.1. Longueur du cycle de combustible La longueur, ou durée, du cycle du combustible correspond à l’intervalle de temps qui sépare deux arrêts du réacteur pour son rechargement. On exprime généralement la durée du cycle en nombre de jours de fonctionnement équivalents à pleine puissance (JEPP). Les premiers REP étaient conçus pour un rechargement annuel du réacteur, soit pour des durées de cycle à l’équilibre comprises entre 292 et 310 JEPP (valeurs correspondant respectivement à un facteur de charge de 80 et 85 %). La plupart des exploitants actuels de REP souhaitent, pour des raisons économiques (réduction du coût de cycle, gestion des périodes d’arrêt pour rechargement), espacer les arrêts jusqu’à 18 ou même 24 mois. La longueur du cycle du combustible (Lcycle) est liée à la puissance thermique du réacteur (Pth), à la masse d’uranium contenue dans un assemblage (MU/ass), au nombre d’assemblages rechargés (Nass rech), au nombre total d’assemblages dans le cœur (Nass tot) et à l’épuisement moyen du combustible déchargé (Emoy) par la relation : Lcycle = (Emoy × MU/ass × Nass tot) / (Pth × Nass rech) On constate d’après cette relation que, pour une puissance et une taille de cœur données, la longueur du cycle possible augmente avec l’épuisement moyen de décharge, et que, pour un épuisement moyen de décharge donné, plus le fractionnement est élevé, plus la longueur du cycle possible est importante.

30

La chaudière des réacteurs à eau sous pression

2.1.2. Rendement du cycle eau/vapeur Le rendement théorique du cycle eau/vapeur est donné par la relation de Carnot : RC th = (T2 – T1)/T2 dans laquelle T1 et T2 sont respectivement les températures de la source froide externe et de la source chaude (Tsat de la vapeur des GV pour un REP) en kelvins. Le tableau 2.1 donne le rendement théorique RC th pour une température de source froide de 30 °C et les valeurs suivantes de température de la vapeur. Tableau 2.1. Rendement théorique RC th pour une température de source froide de 30 °C.

Tsat (°C)

Palier 900

Palier 1 300

100

200

273

282

300

346

374,15

Psat (MPa)

0,1013

1,555

5,769

6,616

8,593

15,740

22,120

RC th

0,188

0,359

0,445

0,454

0,471

0,511

0,532

Cependant, le rendement réel des REP en service en France, compris entre 31,8 et 36,1 % selon les paliers, est nettement inférieur aux RC th de 44,5 à 45,4 % correspondant aux pressions vapeur GV de ces paliers. L’obtention de pressions de vapeur plus élevées est limitée sur les REP. Leurs rendements ne peuvent approcher ceux des centrales thermiques à combustible fossile, des caractéristiques de vapeur voisines n’étant pas envisageables sans modifications technologiques majeures (matériaux, combustible, surchauffe de la vapeur). Des rendements élevés ne doivent en effet pas être obtenus par une complexité accrue et au détriment de l’économie globale. À titre de comparaison, les rendements prévus à l’horizon 2005 des différents types de centrales thermiques à combustible fossile sont les suivants : • CPTF1 : 44 % sur PCI2, avec un cycle supercritique (37,5 MPa, 720 °C) ; • Charbon LFC3 : 41 à 42 % sur PCI pour des unités de 600 MWe (16,5 MPa, 550 °C) ; • GCC4 : 57 %.

2.1.3. Taille du cœur Les fuites de neutrons dépendent de la forme et de la taille du cœur ; afin de perdre le moins de neutrons possible, il faut diminuer les fuites par rapport aux fissions et aux captures.

2.1.3.1. Taille critique Le nombre de fissions (donc la production de neutrons) dépend du nombre de noyaux fissiles que les neutrons peuvent rencontrer. Pour un combustible donné, ce nombre est lié au volume V du cœur. Les fuites, au contraire, sont proportionnelles à sa surface 1 2 3 4

Charbon pulvérisé avec traitement des fumées. Pouvoir calorifique inférieur. Chaudière au charbon à lit fluidisé circulant. Gaz à cycle combiné.

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

31

extérieure S. Pour maximiser la réactivité du cœur, il faut donc réduire le rapport S/V de la surface au volume, par optimisation à la fois de la forme et de la taille du cœur : • une forme présentant à volume égal la plus petite surface est préférable ; la sphère étant la forme géométrique qui a le plus faible rapport S/V serait idéale. Pour des raisons de construction pratique, on choisit plutôt une forme voisine d’un orthocylindre ; • l’augmentation des dimensions d’une forme quelconque accroît la surface moins vite que son volume ; plus les dimensions du cœur sont grandes, plus le rapport des fuites aux fissions est petit et plus le coefficient de multiplication keff augmente. Si la composition d’un milieu est telle que k∞ est inférieur à 1, ce milieu ne pourra jamais devenir critique quelles que soient ses dimensions. Par contre si k∞ est supérieur à 1, il y a toujours possibilité de définir un volume pour que l’ensemble soit critique (keff = 1). On atteint alors la taille critique à laquelle correspond la masse critique (masse du combustible contenu dans un cœur de taille critique). Ainsi, par exemple, un assemblage neuf d’enrichissement à 3,5 % plongé dans de l’eau pure ne peut atteindre la criticité ; deux assemblages placés côte à côte non plus, les fuites sont trop importantes ; par contre, trois assemblages groupés ont un facteur de multiplication effectif supérieur à 1.

2.1.3.2. Réflecteur Les neutrons qui s’échappent du cœur peuvent subir des réactions de diffusion avec les noyaux des atomes de la matière placée juste à l’extérieur du cœur, certains chocs peuvent faire rebondir les neutrons. On réduit les fuites de neutrons en entourant le cœur de matériaux peu capturants, susceptibles de renvoyer dans le cœur une partie des neutrons ; ces matériaux constituent le réflecteur. Dans un REP, le baffle en acier qui entoure le cœur et l’eau qui se trouve entre le baffle et l’enveloppe de cœur constituent un réflecteur radial. Les fuites représentent environ 4 000 pcm de réactivité, c’est-à-dire : k∞ = 1,04 quand keff = 1.

2.1.4. Pression primaire Des choix fondamentaux furent effectués lors de la conception initiale des REP occidentaux : • maintenir le débit primaire et la pression primaire constants à tous les régimes de fonctionnement ; • fonctionner en turbine prioritaire en agissant sur les vannes de réglage pour imposer à la chaudière le débit vapeur requis pour fournir la puissance électrique demandée ; • laisser varier la pression vapeur en fonction de la puissance. Le choix de la pression primaire est fixé selon un compromis entre plusieurs critères physiques, technologiques et économiques.

2.1.4.1. Critères physiques Il faut disposer d’une marge suffisante vis-à-vis des instabilités du fluide primaire autour de son point critique. Au-delà de 300 °C et pour des pressions supérieures à 20 MPa, la courbe ρ = f (T,p) chute rapidement. La chaleur spécifique de l’eau à pression constante (25 MPa), Cp, augmente brutalement entre 360 et 385 °C puis décroît rapidement entre 385 et 400 °C (figures 2.1 et 2.2). Des pressions primaires supérieures à 20 MPa sont donc à proscrire.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Masse volumique de l’eau = f(T) à 250 bar

Figure 2.1. Variations de la masse volumique de l’eau en fonction de la température. Chaleur spécifique de l’eau = f(T) à 250 bar

Figure 2.2. Variations de la chaleur spécifique de l’eau en fonction de la température.

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

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Il faut également disposer d’une marge suffisante par rapport à la saturation en régime de fonctionnement permanent et lors des transitoires normaux d’exploitation. L’observation de la température de saturation en fonction de la pression de l’eau permet de fixer un premier intervalle de choix possible. On obtient par exemple, avec une marge de 30 °C, une plage de pression primaire comprise entre 11,14 et 21 MPa et, avec une marge de 50 °C, une plage comprise entre 10,24 et 18,57 MPa. Tableau 2.2. Plages de pression possibles en fonction de la température de saturation. Psat (kg/cm2)

50

75

100

125

150

175

200

Psat (MPa)

4,90

7,35

9,80

12,25

14,71

17,16

19,61

Tsat (°C)

262,7

289,2

309,5

326,3

340,6

353,0

364,1

Tsat + 30 °C

293

319

340

356

370

> 374

> 374

Pprim (MPa)

7,77

11,14

14,60

17,79

21,05

Tsat + 50 °C

312,7

339,2

359,5

Pprim (MPa)

10,24

14,45

18,57

2.1.4.2. Critères technologiques Il faut limiter les épaisseurs des enceintes sous pression. Celles-ci ne peuvent en effet être réalisées qu’avec des matériaux présentant des caractéristiques élevées de résilience et de ténacité et facilement soudables, conditions qui excluent l’utilisation de matériaux à hautes limites élastiques. Il faut disposer d’une marge suffisante vis-à-vis du fluage des aciers inoxydables. Ce critère conduit à choisir une température de calcul des équipements primaires en deçà de 400 °C (en pratique 375 °C). Il faut éviter le risque de rupture fragile de la cuve, ce qui impose une limite en pression du circuit primaire. En effet, la pression maximale est une fonction décroissante de l’irradiation de la cuve. Afin de limiter l’amplitude des chocs thermiques sur la cuve au cours des transitoires de fonctionnement on limite l’élévation de température dans le cœur (38,7 °C sur le palier 900 MWe, 37,4 °C sur le palier 1 300 MWe, 38,9 °C sur le palier 1 450 MWe). Afin de limiter les risques de corrosion sous contrainte des zones opérant à température élevée, notamment les tubes de gainage du combustible et les tubes de GV, on limite les températures primaires (~ 330 °C en sortie du cœur).

2.1.4.3. Critères économiques Les matériaux et techniques de mise en œuvre disponibles à un moment donné permettent de sélectionner des aciers de l’enceinte sous pression (aciers faiblement alliés) suffisamment résistants pour limiter l’épaisseur des pièces et présentant également une bonne soudabilité et une bonne résistance à la rupture brutale. Le tableau 2.3 illustre les épaisseurs de paroi de cuve nécessaires pour un diamètre extérieur d’environ 4,30 m obtenues avec des aciers au manganèse molybdène à caractéristiques élevées et de bonne soudabilité (acier 1,2 MO7 A) pour différents types de réacteurs.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Tableau 2.3. Épaisseurs de paroi de cuve nécessaires suivant la pression du réacteur (acier 1,2 MO7 A). Chooz A

REP actuels

SCFBR1

Pression (MPa)

13,5

15,5

25

Épaisseur (mm)

200 et 175

220

303

1 Réacteur

rapide refroidi à l’eau supercritique.

Figure 2.3. Pression vapeur maximale possible en fonction de la pression primaire.

Afin d’obtenir le meilleur rendement du cycle secondaire possible, on recherche une pression de vapeur en sortie des GV la plus élevée possible. On montre qu’en régime permanent la température de la vapeur en sortie du faisceau de tubes des GV est sensiblement égale à la température moyenne primaire moins la moitié de l’écart de températures d’entrée et de sortie du GV côté primaire. Pour une pression primaire, un écart des températures d’entrée et de sortie des GV et une marge par rapport à la saturation donnés, on peut ainsi déterminer la pression de vapeur maximale possible (figure 2.3).

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

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2.2. Conception générale du cœur 2.2.1. Limites physiques du cœur L’extraction maximale de chaleur du combustible est limitée par les propriétés mécaniques des matériaux, par les règles de sûreté et par les critères de conception à respecter. Ces critères varient suivant les régimes de fonctionnement, traditionnellement classés en quatre catégories d’après leur fréquence d’occurrence.

2.2.1.1. Limites d’origines thermique et hydraulique Les performances d’un REP résultent des limitations imposées à la gaine et au combustible en fonctionnement normal et accidentel. Au cours des transitoires normaux et des incidents de fonctionnement, la limite imposée est la non-apparition de la crise d’ébullition (figure 2.4). Celle-ci se produit lorsque le film liquide sur la gaine de combustible disparaît pour être remplacé par un film de vapeur. Ce film entraîne une dégradation de l’échange thermique et une augmentation locale de la température de gaine avec risque de fusion. Le rapport entre le flux critique correspondant à l’apparition de la crise d’ébullition (~185 W/cm2) et le flux réel est appelé rapport d’échauffement critique (REC). On admet qu’il n’y a pas de risque d’endommagement de la gaine si le rapport reste supérieur à un critère qui tient compte des imprécisions sur la connaissance du seuil d’apparition de la crise d’ébullition. Pour les accidents les plus sévères, les limites sont essentiellement la puissance maximale du combustible et la température maximale de la gaine. La puissance maximale du combustible est définie comme la puissance qui permettrait d’atteindre, au point le plus chaud, la température de fusion au centre du combustible. Celle-ci ne doit jamais atteindre la température de fusion, fonction de l’irradiation. En fait, pour tenir compte de la variabilité de la fabrication, de l’influence des éclats sur la température de la pastille et des incertitudes des modèles analytiques, la limite prise en considération dans le critère est égale à la température de fusion de l’UO2 (2 260 °C) diminuée de 210 °C, ce qui correspond à une puissance linéique au point chaud de 590 W/cm, donc à une limite sur le niveau maximal de puissance de la chaudière. La température maximale de la gaine est définie comme la température au point chaud à partir de laquelle une fragilisation par oxydation apparaît. Une autre limite au fonctionnement provient de la nécessité d’éviter l’ébullition à la sortie des canaux les plus chauds du combustible, afin notamment de rester à l’intérieur d’une plage dans laquelle la corrélation utilisée pour prévoir le flux thermique critique reste valable. Pour minimiser l’écart entre la température de sortie du cœur et la température moyenne, il faut donc choisir le débit primaire le plus élevé possible, compatible avec la vitesse de l’eau dans la cuve et les tuyauteries primaires (de 14 m/s dans la branche en U à 18 m/s en branche froide) et avec la technologie des pompes primaires. Un accroissement du débit primaire requiert davantage de puissance des pompes, ce qui a un effet négatif sur le rendement global de la centrale. Une limitation sur la puissance linéique en fonctionnement normal est également imposée pour respecter les critères relatifs à l’accident de perte de réfrigérant primaire par rupture d’une tuyauterie. L’étude de l’ensemble des brèches possibles sur le circuit primaire

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

’

Figure 2.4. Limites physiques du cœur.

permet, compte tenu des critères à respecter, de définir une valeur maximale de la puissance en fonction de la cote, et donc une limite à respecter lors des études de pilotage du cœur.

2.2.1.2. Contraintes sur le cœur Les conditions de fonctionnement des chaudières sont fortement dépendantes des contraintes de fonctionnement sur le cœur. Les variations de puissance demandée s’obtiennent par déplacement des grappes de contrôle qui entraînent des déformations de la distribution de flux neutronique. Ces déformations peuvent conduire dans certains cas à des conditions locales sur le combustible qui limitent les possibilités de variation de puissance.

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

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Par ailleurs, l’effet xénon (neutrophage) en terme d’anti-réactivité, dépend de l’historique de puissance du réacteur pendant les heures précédentes. La capacité du réacteur à remonter en puissance peut donc se trouver limitée en fin de cycle du combustible par un manque de réactivité disponible, ce qui entraîne une diminution des vitesses de reprise de charge.

2.2.1.3. Contraintes d’origine mécanique La principale limitation d’origine mécanique concerne les variations de température et de pression du circuit primaire lors des chauffages et des refroidissements. L’analyse à la fatigue des composants du circuit primaire conduit à limiter les vitesses de montée et de descente en température à 56 °C/h.

2.2.2. Modes de pilotage Trois modes de pilotage des REP sont utilisés : le pilotage en mode A ou en mode G et le pilotage en mode X (palier 1 450 MWe).

2.2.2.1. Pilotage en mode A En fonctionnement normal, la température moyenne est maintenue égale à sa valeur de référence par le système de commande des grappes. Cette température de référence est programmée en fonction de la charge. Le réacteur étant en fonctionnement stable, si l’opérateur baisse (ou augmente) progressivement la charge turbine, le système de régulation va provoquer l’insertion (ou l’extraction) des grappes pour éviter un échauffement (ou refroidissement) du circuit primaire. Celles-ci déplacent le point de fonctionnement vers la limite gauche (ou droite) de la zone de fonctionnement autorisée. Dès que celle-ci est atteinte, une alarme retentit et l’opérateur doit accompagner la baisse (ou l’augmentation) de charge d’une borication (ou dilution) du circuit primaire, de telle sorte que les grappes ne continuent pas de s’insérer (s’extraire) au-delà de la zone autorisée. De plus, les grappes ne doivent pas être très insérées, pour ne pas trop perturber la distribution axiale de puissance. Si une demande de retour rapide en puissance survient lors d’un palier bas de suivi de charge, les grappes risquent de se retrouver rapidement en butée haute sans qu’une action sur la dilution puisse intervenir assez vite pour l’éviter. Dans ce cas, il est indispensable de ralentir la prise de charge, pour la rendre compatible avec les effets de la dilution (d’autant moins efficace que le combustible s’épuise) sous peine de provoquer des refroidissements notables qui seraient néfastes à la tenue des équipements mécaniques. La nécessité de recourir, lors des grands transitoires, au circuit de contrôle volumétrique et chimique diminue donc la manœuvrabilité des tranches exploitées de cette façon (mode A) et conduit à une augmentation du volume des effluents.

2.2.2.2. Pilotage en mode G Pour les variations de puissance rapide et de grandes amplitudes, le mode A atteint ses limites ; un autre type de pilotage permet une plus grande manœuvrabilité, le mode G. Deux types de grappes ayant des rôles fonctionnels distincts sont déplacés dans le cœur sous l’action de deux chaînes de régulation indépendantes : une chaîne de régulation de puissance et une chaîne de régulation de température.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

a) Régulation de puissance primaire L’action sur le bore étant soumise à des constantes de temps élevées, la compensation des effets de réactivité liés aux variations de puissance est, dans ce mode de pilotage, intégralement effectuée avec des grappes de contrôle. On utilise à cet effet des groupes relativement peu absorbants (dits « gris » pour cette raison, par opposition aux grappes « noires » plus absorbantes), ce qui permet, pour une même réactivité introduite, de moins perturber les distributions axiale et radiale de puissance qu’avec des grappes noires. Ces groupes de puissance, au nombre de 4 (G1, G2, N1, N2), sont d’anti-réactivité croissante (les deux derniers groupes « gris » étant en réalité « noirs ») et travaillant en recouvrements optimisés pour limiter les déformations. Le signal de puissance de cette régulation est élaboré à partir de la pression à la première roue du corps haute pression de la turbine. b) Régulation de température moyenne primaire Les grappes grises étant positionnées en boucle ouverte selon la puissance demandée par le réseau, l’ajustement de réactivité est réalisé par le groupe de régulation (groupe R) en fonction des variations de température du circuit primaire. La structure de cette chaîne de régulation est très semblable à celle de la chaîne assurant la même fonction en mode A.

2.2.2.3. Pilotage en mode X (centrales de type N4) Les enseignements tirés de l’exploitation des tranches en mode G ont permis de concevoir un autre mode de pilotage (mode X), mis en œuvre sur les tranches du palier N4 (1 450 MWe). Il combine les avantages des modes A (bon contrôle du déséquilibre axial (DA) de flux neutronique autour de sa valeur de référence) et G (utilisation du bore limitée à la reprise de l’effet xénon global). Il assure ainsi la manœuvrabilité maximale avec une distribution axiale de puissance qui optimise les marges intrinsèques du cœur. DA se calcule de la manière suivante : Ph – Pb DA = -----------------Ph + Pb où Ph et Pb sont les puissances neutroniques respectivement dans la moitié haute et dans la moitié basse du cœur. Le principe du pilotage en mode X est le suivant : Dès que deux groupes de grappes sont dans le cœur, à des altitudes différentes (et en supposant qu’un groupe soit dans la moitié haute et l’autre dans la moitié basse), on corrige le DA vers les valeurs négatives (respectivement positives) en insérant le seul groupe supérieur (resp. inférieur) lors d’une baisse de puissance. En définissant un certain nombre d’algorithmes différents (selon que le DA mesuré est hors de sa bande morte par valeurs supérieures ou inférieures, ou dans la moitié supérieure de celle-ci ou enfin dans la moitié inférieure), on arrive à un très bon contrôle du DA. Les groupes sont en régulation de température. Ils n’ont individuellement la possibilité de se déplacer que s’ils y sont autorisés selon les algorithmes ainsi définis, sans toutefois pouvoir se croiser. Pour faire en sorte qu’il n’y ait que rarement un seul groupe dans le cœur, G1 est choisi peu absorbant et inséré plus profondément à 100 % de puissance qu’en mode G. Ce mode de pilotage a été testé avec succès au cours de plusieurs campagnes d’essais.

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

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2.3. Exigences d’exploitation venant du réseau 2.3.1. Exigences du réseau La demande d’énergie électrique par l’ensemble des consommateurs varie de manière très conséquente au cours de la journée, au cours de la semaine en fonction des jours ouvrés ou non, et selon la période de l’année. En certaines périodes de l’année, l’électricité est essentiellement produite par les centrales nucléaires et il est indispensable que la production de ces centrales puisse suivre la demande. La modulation de la production d’énergie, au niveau du parc nucléaire, conduit EDF à spécifier des modes de fonctionnement typiques et des transitoires enveloppes qui doivent pouvoir être assurés par toutes les tranches. Outre les fonctionnements à puissance stabilisée qui doivent être possibles entre 100 et 30 % de la puissance nominale et la capacité de pouvoir effectuer des échelons de puissance de ±10 % PN, deux types de fonctionnements à puissance variable sont spécifiés : le suivi de charge et le réglage de fréquence.

2.3.1.1. Suivi de charge Lors du suivi de charge, la puissance produite par la tranche répond à un programme préétabli par le service d’exploitation du réseau électrique. Cette prévision est en général journalière, mais elle peut être hebdomadaire avec ajustements journaliers. Le suivi de charge peut comprendre tout aussi bien une ou plusieurs variations journalières qu’un fonctionnement prolongé à puissance réduite entre la pleine puissance et le minimum technique. La capacité de suivi de charge est garantie sur les 80 % de la durée de chaque cycle. Les vitesses de variation de charge varient couramment de 1,5 à 3 % PN/min, mais les systèmes de la chaudière REP sont dimensionnés pour des rampes à 5 % PN/min.

2.3.1.2. Réglage de fréquence Le réglage de fréquence a pour objet d’ajuster en temps réel la production à la consommation et d’optimiser le transport d’énergie. On distingue deux types de réglage de fréquence : le réglage primaire et le réglage secondaire. a) Réglage primaire La fonction du réglage primaire est de maintenir la fréquence du réseau à son point de consigne (Fo) de 50 Hz. Son action est automatique et fait partie de la régulation turbine. Un écart en fréquence Δf sur le réseau est répercuté sur la consigne de puissance (ou équivalent) : 1 Δf ΔP f = --- × ----- × PN = KΔf S Fo avec : – 1 PN K = ------ × -------S Fo où S est le statisme de la tranche (réglé à 4 % pour les tranches nucléaires). En d’autres termes, un écart de –20 mHz de fréquence se traduit par un appel de 1 % PN à la turbine.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

b) Réglage secondaire (ou téléréglage) La fonction du téléréglage consiste avant tout à maintenir à leurs valeurs de consigne les puissances de transit aux points d’interconnexion du réseau. La demande de variation de charge est élaborée par le service d’exploitation du réseau électrique. Chaque tranche peut régler son niveau de participation PR entre 0 et 100 MWe (par plages de 10 MWe). Dans la pratique, pour les tranches nucléaires PR ≤ 5 % PN électrique, le signal de téléréglage N peut varier de +1 à –1 et entraîne une variation de la puissance demandée à la turbine de : ΔPR = N × PR

2.3.2. Exigences au niveau des tranches nucléaires En régimes transitoires, la centrale est conçue pour permettre : • des variations brusques de ±10 % de la puissance nominale ; • des variations continues en rampe de ±5 % de la puissance maximale par minute ; • l’îlotage : l’alternateur déconnecté du réseau électrique alimente uniquement les auxiliaires électriques de la tranche. 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. C’est le pilotage le plus commode pour l’exploitant puisque les variations de puissance demandées par le réseau sont traduites directement en débit vapeur par la régulation turbine. Le réacteur doit s’accommoder de ces variations de puissance grâce à son système de régulation qui est fondé sur la relation suivante : Puissance = K (Tmoy – Tsat) où Tsat est la température de saturation correspondant à la pression secondaire des GV, Tmoy est la température moyenne primaire et K un coefficient de proportionnalité entre la puissance et l’écart entre les températures Tmoy et Tsat. Contrôler la puissance revient, à pression secondaire constante, à contrôler la température moyenne primaire. Pour définir les conditions de fonctionnement, de nombreux choix sont possibles : • maintenir la température moyenne primaire constante, comme pour la centrale de Chooz A, ce qui présente l’avantage de ne pratiquement pas faire varier le volume du fluide primaire avec la charge. La pression de vapeur diminue alors avec la charge, ce qui présente l’inconvénient d’entraîner de grandes variations de pression secondaire, conduisant à des contraintes sur le réglage de l’admission turbine (laminage important à faible charge), à une pression de calcul des circuits secondaires élevée et à une pression de tarage des soupapes secondaires élevée ; • maintenir la pression secondaire constante, ce qui présente l’avantage d’avoir une pression de calcul du circuit secondaire faible. La température moyenne primaire augmente avec la charge, ce qui présente l’inconvénient d’entraîner de grandes variations de réactivité et de volume du fluide primaire avec la charge. Il faut augmenter le nombre de grappes de réglage et le volume du pressuriseur.

2 - Contraintes de conception et d'exploitation des centrales

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Figure 2.5. Programme de température des centrales 1 300 MW : compromis température moyenne / température vapeur.

De nombreuses combinaisons de compromis entre les deux solutions précédentes sont possibles, par exemple : • température moyenne primaire croissante avec la charge et pression secondaire décroissante. C’est la solution adoptée sur les REP français actuels (figure 2.5) ; • température moyenne primaire croissante entre 0 et 60 % de la charge, puis constante entre 60 et 100 %, et pression secondaire légèrement décroissante entre 0 et 60 % de la charge, puis plus fortement décroissante entre 60 et 100 %. C’est la solution adoptée pour l’EPR.

Partie II

LE COMBUSTIBLE DES REP Jacques Joseph Le combustible, partie active et consommable dans le cœur des réacteurs, n’y séjourne que pendant une durée relativement courte comparée à la durée de vie des réacteurs. L’objectif des exploitants de centrale est de disposer d’une réserve d’énergie disponible à tout instant, pour s’adapter à la demande du réseau, à des conditions économiques favorables, tout en respectant les règles de sûreté. De ce fait, la conception des assemblages de combustible et le choix des matériaux qui les composent sont appelés à évoluer pour en améliorer les performances techniques et économiques propres et participer à celles des chaudières. Le chapitre 3 présente les principes de conception et de fabrication des éléments de combustible, les fonctions des différents composants de l’assemblage, les règles de conception. Quelques exemples illustrent l’impact du combustible sur le fonctionnement des réacteurs. Le chapitre 4 illustre à partir de quelques exemples significatifs, les bénéfices du retour d’expérience (REDEX) et de la recherche et développement (R&D).

Conception et fabrication du combustible Les matériaux qui entrent dans la fabrication des composant de l’assemblage ont été sélectionnés suivant des règles imposées par les contraintes générales liées à la production d’énergie et aux contraintes spécifiques de l’environnement nucléaire, qui nécessitent des qualités particulières pour répondre aux fonctions exigées.

3.1. Organisation industrielle de la fabrication La conception et la fabrication du combustible s’inscrivent dans un cycle de vie qui dure plusieurs années et comprend : • l’extraction du minerai d’uranium ; • l’enrichissement, la conversion ; • la métallurgie du zirconium ; • la fabrication des composants et leur conditionnement sous une forme qui les rend aptes à être transportés et utilisables en réacteur. La conception, l’industrialisation et la mise sur le marché d’un produit nouveau est un processus long qui nécessite plusieurs années d’études, d’essais de laboratoire et de tests en situation, avant de pouvoir introduire en réacteur les premiers assemblages de démonstration et de généraliser le produit. Ceci est dû en particulier à l’importance des investissements industriels et des études, ainsi qu’aux effets différés de certains phénomènes, assistés de plus par l’irradiation et dont on ne peut connaître les effets que sur une longue période de fonctionnement. La fabrication des produits ne dure que quelques mois, le temps de séjour en réacteur ne dépasse pas à l’heure actuelle quatre à cinq ans, l’augmentation de la durée de l’irradiation reste un objectif pour améliorer l’aspect économique. Le retraitement permet la réutilisation d’une partie de la matière fissile non brûlée ou générée par la réaction en chaîne.

3.1.1. Conception du combustible La conception consiste à définir les produits, établir les plans, spécifier les paramètres de fabrication, réaliser les études. Le meilleur compromis possible entre des exigences souvent contradictoires est recherché : cahier des charges des électriciens et performances requises en réacteur d’une part, comportement du combustible dans les conditions sévères de fonctionnement, critères de sûreté d’autre part.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Le respect des critères de conception et de sûreté évite les risques d’endommagement du combustible dans les conditions normales d’exploitation ainsi que pendant certains incidents de fonctionnement de catégorie 21. Le concepteur doit aussi démontrer que le combustible n’empêche pas le réacteur de revenir dans un état sûr après un accident de catégorie 3 ou de catégorie 4. La conception nécessite la connaissance approfondie des propriétés des matériaux et de leurs lois de comportement dans les conditions d’emploi prévues, des modèles, des outils de calcul et de méthodes, performants et qualifiés.

3.1.2. Lignes de fabrication du combustible La fabrication s’organise suivant les principales lignes de composants. Dans ces lignes sont mises en œuvre : • la métallurgie du zirconium pour aboutir aux composants de la structure des assemblages : les grilles, les tubes-guides, les bouchons et les tubes de gainage des crayons ; • la métallurgie des poudres et des céramiques, pour conditionner la matière fissile sous forme de pastilles. Les dimensions et les propriétés mécaniques de la gaine sont assurées par plusieurs passes de laminage à froid puis par un traitement thermique. Un traitement de surface approprié assure la protection en surface contre les effets de la corrosion. On distingue la microstructure détendue et la microstructure recristallisée qui dépendent de la température et de la durée du traitement. Les propriétés mécaniques contrôlées sont les grandeurs conventionnelles à savoir : la limite élastique à 0,2 % (Rp02), la charge à la rupture limite (Rm), l’allongement réparti (at). Le traitement de surface peut être soit un traitement chimique (HNO3), soit un traitement mécanique par sablage et projection de fines billes de carbure de silicium par exemple. Ces types de traitement confèrent à la surface une régularité extrême, supprimant ainsi toutes les causes de concentration de contrainte et les sources d’endommagement par corrosion sous contrainte ou par fatigue. Les composants sont ensuite conditionnés sous forme d’assemblages prêts à être livrés dans les centrales. La figure 3.1 représente l’organisation générale de ces différentes lignes.

3.1.2.1. Métallurgie du zirconium Le minerai de zirconium est transformé en éponges qui sont pressées et transformées ensuite en lingots massifs de plusieurs tonnes (6 tonnes) par fusion et laminage à chaud. Ces billes sont transformées par laminage à froid en ébauches (TREX2) et en semi-produits. La mise en forme définitive permet d’obtenir les tubes de gaine, les tubes-guides, les barres à bouchons, les produits plats pour certains éléments de structure tels que les grilles. 1

Les incidents et accidents de fonctionnement des réacteurs sont classés en quatre catégories suivant leur niveau de gravité. 2 Tube reducted extrusion. Produit extrudé, intermédiaire entre les lingots et les tubes. On étire la pièce en réduisant sa section.

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.1. Fabrication des éléments de combustible pour réacteurs à eau sous pression chez Framatome ANP. Organisation générale des lignes de produits entrant dans la composition de l’assemblage (extrait de Lannegrace 1997).

3.1.2.2. Pastilles d’uranium La poudre d’hexafluorure d’uranium (UF6) faiblement enrichie est convertie en dioxyde d’uranium (UO2) par un procédé voie sèche, puis conditionnée par pressage à froid et frittage à chaud, sous forme de pastilles cylindriques comportant un évidement sur chaque face d’extrémité. Ces évidements servent à accommoder la dilatation axiale de la colonne de combustible pendant l’irradiation et à en réduire l’allongement. Il faut noter que l’enrichissement maximum autorisé est égal à 5 % en 235U. Les pastilles sont rectifiées mécaniquement de façon à assurer la planéité et le parallélisme de leurs faces d’extrémité. Les pastilles sont introduites dans les crayons à l’aide d’un plateau vibrant, un ressort sert à maintenir la colonne combustible, les tubes sont obturés à chaque extrémité par un bouchon emmanché en force puis soudé. Avant l’obturation définitive, de l’hélium sous pression est introduit dans le crayon à l’aide d’un queusot.

3.1.3. Assemblage final Les crayons de combustible sont assemblés suivant une géométrie décrite au paragraphe 3.2.1. Le squelette qui assure leur répartition et leur maintien est constitué par les tubes-guides, les grilles, le tube d’instrumentation et les embouts inférieur et supérieur. Le nombre de grilles dépend de la longueur de l’assemblage suivant la puissance du réacteur auquel est destiné le combustible. Les crayons sont maintenus grâce aux ressorts et bossettes pratiqués dans les plaquettes de grilles. Les tubes-guides sont soudés sur les grilles et vissés sur les embouts.

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3.1.4. Sûreté des opérations Pour éviter les risques de criticité dans les ateliers de fabrication, les activités et procédés liés à la fabrication des pastilles et au conditionnement des assemblages sont réalisés dans le respect rigoureux des règles de sûreté : • parcours de la matière ; • aires de stockage des fûts et distances minimales à respecter ; • humidité limitée des locaux.

3.1.5. Contrôles de fabrication À chaque étape de la fabrication, des contrôles assurent la conformité des composants aux spécifications. Ils concernent toutes les grandeurs qui conditionnent les performances du combustible et assurent le respect de la sûreté. Par exemple, on mesure sur toute la longueur des tubes le diamètre et l’épaisseur. L’état de surface interne des gaines est contrôlé par courant de Foucault, le diamètre des pastilles par laser. Des examens et des mesures sont effectués soit systématiquement, soit sur des échantillons prélevés en cours de fabrication, par exemple : • aspect des extrémités de tubes de gaine et des tubes-guides ; • excentrement3 et ovalisation4 des tubes ; • soudure des bouchons sur les tubes de gaine ; • aspect des pastilles ; • densité des pastilles ; • rectitude des assemblages. L’excentrement représente la distance entre les axes des parois interne et externe du tube ; il en résulte une variation d’épaisseur qui réduit localement la résistance mécanique des tubes. La variation d’épaisseur des tubes est mesurée à l’aide d’un procédé par ultrasons.

3.2. L’assemblage et ses composants L’assemblage dit « AFA 3G », conçu, fabriqué et commercialisé par Framatome ANP depuis le milieu des années 1990, intègre les résultats du retour d’expérience obtenus sur les autres types d’assemblages qui ont précédé (AGI, AFA, AFA 2G). Les différences entre ces assemblages portent sur la nature des alliages métalliques utilisés et la géométrie de certains éléments de la structure tels que les grilles, les tubes-guides et les embouts.

3.2.1. Géométrie de l’assemblage Les données géométriques sont communes aux générations d’éléments de combustible qui se sont ainsi succédés et ont donc conservé leur valeur. C’est le cas du pas du réseau de 3 Excentrement : décalage des axes de symétrie des surfaces interne et externe des tubes provoquant une variation de leur épaisseur. 4 Ovalisation : la section droite des tubes prend une forme ovale.

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.2. Assemblage de combustible. Organisation transversale du réseau de crayons.

crayons, de la hauteur de la colonne combustible, du diamètre des pastilles, de la hauteur des assemblages et de leur largeur. Les crayons sont répartis suivant un réseau à pas carré. Les dimensions des crayons sont dictées par des considérations d’ordre neutronique et thermique (Migaud, 2002). À flux thermique fixé en surface des crayons, la température centrale des pastilles dépend du diamètre extérieur des gaines. Le rapport de modération fixe les proportions respectives du combustible et du réfrigérant. Une géométrie optimale favorise les transferts thermiques et diminue les pertes de charge. L’épaisseur de la gaine obéit à des considérations d’ordre mécanique. La figure 3.2 représente le schéma transversal du réseau de crayons dans l’assemblage.

3.2.2. Caractéristiques de l’assemblage L’assemblage est constitué par un squelette comprenant l’embout supérieur, les tubesguides sur lesquels sont soudées les grilles et les crayons insérés dans le squelette avant adjonction de l’embout inférieur. La figure 3.3 montre une vue générale simplifiée de l’assemblage 17 × 17 dit AFA 3G, utilisé en particulier dans des réacteurs d’EDF et dans certains réacteurs étrangers. D’autres réseaux sont également utilisés : 14 × 14, 15 × 15, 16 × 16, 18 × 18. À dimensions d’assemblage fixées (côté et hauteur), le diamètre des crayons est différent d’un type de réseau à l’autre, ce qui a notamment une incidence sur la température centrale du combustible. Le réseau 17 × 17 réalise un excellent compromis entre la thermique (réduction des températures par rapport aux réseaux 14 × 14 ou 15 × 15) et la mécanique (écrasement de la gaine sur la colonne de pastilles).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.3. Assemblage de combustible pour réacteur à eau sous pression. Vue générale et vue de détail de la partie supérieure.

Les caractéristiques principales des assemblages et des composants sont indiquées dans le tableau 3.1. Les conditions d’emploi sont indiquées par ailleurs dans cet ouvrage (Migaud, 2002). La fonction de l’assemblage est de produire de la chaleur dans les conditions techniques et économiques optimales en respectant les règles de sûreté. Ses composants sont conçus pour répondre à cette fonction.

3.2.3. Squelette de l’assemblage La structure, ou squelette, de l’assemblage, sert à maintenir la géométrie du réseau de crayons de combustible et à assurer sa liaison avec les éléments du cœur de la chaudière.

3.2.3.1. Tubes-guides, tube d’instrumentation Les tubes-guides servent à assurer l’introduction des barres de contrôle et à les guider dans leur mouvement vertical. Le tube d’instrumentation permet l’introduction de différents instruments dans le cœur en fonctionnement (thermocouple, collectrons…). Ces tubes sont en alliage de zirconium recristallisé.

3 - Conception et fabrication du combustible

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Tableau 3.1. Caractéristiques du combustible UO21 AFA 3G 17 × 17. Réacteur

Paramètres

900 MWe

Nombre d’assemblages Type de réseau

1 300 MWe

157

193

17 × 17

17 × 17

Largeur assemblage (mm)

214

214

Pas du réseau de crayons (mm)

12,6

12,6

Nombre de crayons/assemblage

264

264

Nombre de tubes-guides

24

24

Nombre de tubes d’instrumentation

1

1

6

8

Nombre de grilles

mélange

2

2

Masse totale assemblage

maintien (extrémités)

670

765

Matériau de gaine crayon

Zircaloy 4, M5TM

Zircaloy 4

9,50

9,50

Diamètre crayon (mm) Longueur crayon (mm)

3 852

4 488

Colonne fissile (mm)

3 660

4 267

Longueur chambre d’expansion (mm)

164,57

201,5

Matériau ressort

AISI

AISI 302

Longueur libre du ressort (mm)

212

240

Diamètre du fil du ressort (mm)

1,445

1,445

Diamètre hors tout (mm)

7,90

7,825

Nombre de spires

43

40

Épaisseur gaine (μm)

570

570

Matériau pastilles

UO2

UO2

Enrichissement pastille2

3,25

3,70

Diamètre pastille (mm)

8,192

8,192

Hauteur pastille (mm)

13,46

13,46

Profondeur évidemment (mm)

0,305

0,305

Rayon sphérique évidement (mm)

14,9

14,9

Porosité ouverte (%)

0,5

0,5

Densité des pastilles (%

DT3

)

Jeu de fabrication pastille-gaine (mm) Gaz de remplissage Pression à froid (MPa)4

95

95

0,168

0,168

hélium

hélium

2,5 - 3,1

3,1

1 Cotes nominales. Les tolérances permettent de faibles écarts. Les dimensions hors tolérances peuvent conduire au rebut ou au recyclage des composants. 2 Ces valeurs évoluent actuellement vers des valeurs plus élevées suivant le type de gestion des cœurs. 3 DT : densité théorique de l’oxyde d’uranium, 10,96. 4 La pression interne est choisie suivant le type de gaine et ses caractéristiques de fluage.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.4. Principe de fonctionnement du tube-guide.

La recristallisation est un traitement thermique qui confère aux tubes une microstructure et des propriétés mécaniques spécifiques. Les tubes-guides sont vissés sur les embouts inférieur et supérieur par une liaison démontable. Ce type de liaison facilite l’extraction éventuelle des crayons non étanches durant les arrêts de tranche ainsi que celle de crayons spécialement sélectionnés et caractérisés dès leur fabrication pour des besoins commerciaux (démonstration auprès des clients) ou de R&D. La section interne des tubes-guides doit être variable. En effet la réduction progressive de la section interne des tubes dans leur partie inférieure provoque l’amortissement hydraulique du mouvement des barres de contrôle en cas de chute. Cette section est déterminée également pour laisser un jeu suffisant entre les crayons de grappe et la surface interne des tubes-guides, de façon à assurer le bon refroidissement des crayons de grappe dans leur partie supérieure et le libre mouvement des grappes. Des trous pratiqués en partie basse assurent le débit de refroidissement en fonctionnement normal et l’expulsion de l’eau en cas de chute des grappes. L’épaisseur des tubes-guides est déterminée pour assurer une grande rigidité à l’assemblage et respecter les critères de résistance mécanique, notamment en cas de surpression induite par la chute des barres. La figure 3.4 représente le schéma de principe du tube-guide et les séquences de fonctionnement.

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.5. Détail de la cellule d’une grille de mélange.

3.2.3.2. Grilles Les grilles assurent la géométrie transversale du réseau de crayons (type 17 × 17, etc.). Elles sont constituées par un réseau de plaquettes métalliques entrecroisées, de faible épaisseur, constituant les cellules élémentaires dans lesquelles sont logés : les crayons, les tubes-guides et le tube d’instrumentation. Elles sont réparties régulièrement, sur la longueur de l’assemblage. Il existe deux types de grilles : • les grilles d’extrémité maintiennent les crayons ; • les grilles intermédiaires servent à assurer le mélange des veines fluides grâce à leurs ailettes et à empêcher les zones mortes en aval, afin d’éviter les risques liés à un refroidissement local défectueux (risque d’assèchement et échauffement critique). Les crayons sont maintenus dans les cellules par des ressorts et des bossettes (figure 3.5). Les plaquettes périphériques des grilles en contact avec les assemblages adjacents doivent empêcher tout risque d’accrochage pendant les opérations de chargement et de déchargement des assemblages dans le cœur du réacteur. Soumis à des efforts mécaniques localisés et à des conditions électrochimiques potentiellement dommageables, les ressorts sont conçus pour résister : • aux efforts de serrage des crayons ; • à la corrosion sous contrainte5 (CSC) ; • aux vibrations provoquées par les débits hydrauliques transverses ; • aux vibrations en cas de séisme. 5

Phénomène d’endommagement des matériaux. La propension à la rupture est accélérée par la corrosion.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

La conception des grilles résulte d’un compromis entre plusieurs fonctions dont les exigences sont contradictoires : maintien des crayons et mélange du réfrigérant qui exigent d’excellentes caractéristiques mécaniques, perte de charge réduite et faible absorption des neutrons qui exigent une épaisseur et une hauteur minimale. Il faut de plus que leur fabrication reste possible sans difficultés. Les grilles sont donc conçues pour assurer aussi le maintien de la géométrie des assemblages en cas d’accidents : séisme, accident par perte de réfrigérant primaire (APRP).

3.2.3.3. Embout supérieur, embout inférieur Les embouts inférieur et supérieur, en acier inoxydable, assurent la liaison avec les plaques inférieure et supérieure du cœur. Deux trous pratiqués à deux angles opposés permettent d’assurer le positionnement latéral de l’assemblage à l’aide des pions de centrage vissés dans chacune des plaques du cœur. La compression des ressorts fixés sur l’embout supérieur assure le maintien vertical de l’assemblage. La dimension des embouts est calculée de manière à réduire la perte de charge de l’assemblage tout en maintenant une excellente rigidité à l’ensemble du squelette.

3.2.3.4. Dispositif anti-débris Un dispositif anti-débris (DAD), constitué d’un grillage métallique, est rapporté sur l’embout inférieur. Il a pour rôle de filtrer les débris éventuels transportés par le fluide primaire. Il permet ainsi d’éviter l’endommagement des crayons par les débris de faibles dimensions qui viendraient se coincer au droit des grilles.

3.2.3.5. Grappes Une grappe est associée à chaque assemblage dans sa partie supérieure (figure 3.6). Les grappes ne font pas partie à proprement parler de l’assemblage, elles sont installées dans les réacteurs pendant une durée bien supérieure au temps de séjour de ceux-ci. Les tubesguides doivent donc être compatibles avec les grappes. On distingue plusieurs types de grappes, mobiles ou fixes : • les grappes mobiles constituées de crayons contenant des absorbants neutroniques, qui servent à réguler la puissance ou à arrêter le réacteur ; • les grappes fixes insérées en permanence qui servent à optimiser la gestion neutronique du cœur dont : - les grappes de poison consommable, - les grappes mixtes source-poison, qui servent à ajuster la réactivité des premiers cœurs ; • les grappes bouchons qui bloquent le débit dans les tubes-guides des assemblages lorsque ceux-ci sont dans une position qui n’est pas sous une grappe d’un type précédemment cité.

3.2.3.6. Crayon de combustible Le schéma de principe du crayon et ses principales caractéristiques sont représentés sur la figure 3.7. Lieu de la production de chaleur, le crayon contient : • l’empilement des pastilles d’UO2 ; • un ressort de plenum logé dans l’espace supérieur, vide de pastilles ;

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.6. Grappe de contrôle des assemblages. Vue de détail de l’araignée insérée dans un assemblage sur maquette d’un assemblage Framatome ANP, AFA 2G.

• le gaz de remplissage (hélium) ; • deux bouchons emmanchés en force et soudés à chaque extrémité des tubes de gaine. Le crayon constitue un système clos, étudié indépendamment du reste de l’assemblage. Il est assimilé à une enceinte sous pression qui doit rester étanche durant tout le séjour du combustible en réacteur.

3.2.4. Sollicitations et critères En fonctionnement normal, l’assemblage est soumis aux forces et aux contraintes suivantes : • poids de l’assemblage ; • poussée d’Archimède ; • force d’envol due à l’écoulement du réfrigérant ; • force de réaction des ressorts de maintien ; • vibrations latérales provoquées par les débits transverses.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.7. Coupe schématique d’un crayon de combustible pour réacteur 1 300 MWe.

Les composants métalliques soumis au flux de neutrons, dont les tubes-guides, les grilles et les gaines, grandissent sous l’effet de l’absorption des neutrons. Les débits hydrauliques transversaux créent des contraintes qui peuvent entraîner une déformation latérale progressive des assemblages. La géométrie du cœur ne doit pas être modifiée à la suite d’accidents de classe 4 : séisme, accident par perte de réfrigérant primaire. La conception a pour objectif d’assurer le maintien vertical et latéral des assemblages dans toutes les conditions de fonctionnement (normales ou accidentelles). Les tubes-guides et les grilles assurent la rigidité latérale de l’assemblage, les ressorts à lames, intégrés dans l’embout supérieur, assurent leur maintien vertical.

3 - Conception et fabrication du combustible

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3.2.5. Caractéristiques des matériaux Les matériaux sont choisis pour permettre aux composants de répondre aux fonctions et aux exigences de sûreté. Les caractéristiques principales sont les suivantes : • faible section efficace de capture des matériaux métalliques ; • faible activation des éléments et impuretés ; • enrichissement et densité de pastilles qui assurent le meilleur rendement énergétique possible ; • faible gonflement sous flux ; • excellente résistance mécanique de la gaine ; • excellente résistance à la corrosion. Les propriétés chimiques des matériaux doivent être compatibles entre elles et avec celles des éléments de structure. Par exemple l’alliage de gaine possède : • une excellente tenue mécanique pour assurer son auto-portance et la verticalité du crayon ; • une bonne résistance à la corrosion et à l’hydruration pour éviter la dégradation de ses propriétés mécaniques et thermiques. Les éléments d’alliage sont faiblement activés. Le combustible est fabriqué à partir d’une poudre d’UO2 pour le combustible standard, d’U-PuO2 pour le combustible MOX ou d’un mélange contenant de l’oxyde de gadolinium (UO2,Gd2O3) pour les crayons à poison consommable. L’UO2 a été sélectionné entre autres pour son faible gonflement sous flux. Les gaines et les tubes-guides sont en alliage de zirconium. Le dosage des éléments d’addition et de certaines impuretés judicieusement sélectionnées confère aux matériaux leurs propriétés mécaniques (fluage, résistance à la traction) et chimiques (résistance à la corrosion). Les plaquettes de grilles sont en Zircaloy 4, les bossettes et ressorts en inconel ou en Zircaloy 4. Les embouts sont en acier inoxydable. Plusieurs types d’alliages sont utilisés suivant les conditions d’emploi. Jusqu’à présent l’alliage le plus répandu était le Zircaloy 4, une nuance à base de zirconium avec les éléments d’addition suivants : Fe, Cr, Sn, O. Il tend à être remplacé par des alliages encore plus résistants à la corrosion comme l’alliage M5 (Zr-1 % Nb). Cet alliage constitue la solution adoptée par Framatome ANP pour remplacer le Zircaloy 4, tant dans la fabrication des gaines que des tubes-guides et des plaquettes de grilles. Les nuances d’acier utilisées contiennent des éléments dont l’une des propriétés est d’être faiblement activés sous flux. L’atmosphère interne du crayon est constituée par de l’hélium pressurisé (à la fabrication) entre 2,0 et 3,1 MPa suivant le type d’alliage utilisé (conditions TPN). L’hélium a été choisi pour sa faible activité chimique et sa bonne conductivité thermique. La pression choisie, combinée avec la résistance mécanique de la gaine, empêche l’écrasement précoce et brutal de celle-ci sur la colonne de combustible pendant l’irradiation et assure un bon échange thermique entre les pastilles et la gaine.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.8. Comportement typique du combustible sous irradiation. Coupes axiales et transversales de pastilles neuve et irradiée pendant deux cycles en réacteur de puissance.

3.3. Contraintes de conception des crayons 3.3.1. Comportement du crayon sous irradiation 3.3.1.1. Thermique Chaque fission dégage une énergie d’environ 200 MeV. Les pastilles produisent donc un dégagement de chaleur correspondant à une densité moyenne de puissance égale ou supérieure à 250 W/cm3. Compte tenu de la valeur de la conductivité thermique des différents matériaux, des conditions aux limites et des échanges thermiques dans le jeu pastille-gaine, la température centrale des pastilles est comprise entre 700 et 1 850 °C suivant le niveau de puissance qui dépend du type de fonctionnement, normal ou accidentel. Les pastilles sont constituées d’une céramique de forte densité qui présente une fragilité mécanique de fait. Elles se fracturent dès qu’elles sont soumises au dégagement de puissance et aux gradients de température induits. La fracturation des pastilles dégrade les échanges thermiques internes, favorise le relâchement des produits de fission et crée les conditions d’une interaction mécanique renforcée entre les pastilles et la gaine. En effet les fragments de pastilles se désolidarisent et présentent un encombrement apparent supérieur à celui d’une pastille massive et parfaitement cylindrique, notamment en cas d’augmentation excessive de la puissance. La figure 3.8 illustre ce comportement des pastilles. La coupe métallographique dans le sens axial d’une pastille neuve, montre un milieu homogène où seules les porosités de

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.9. Examens au MEB d’échantillons de pastilles d’UO2 neuve et irradiée. Révélation des fines porosités de fabrication (pastille neuve).

fabrication sont visibles (fines taches sombres). La coupe axiale et la coupe transversale de deux pastilles irradiées révèlent l’existence d’un réseau de fissures provoquées par le gradient de température radial. La coupe radiale montre les effets de la différence de température qui existe entre les parties centrale et périphérique des pastilles. Dans la zone centrale, plus sombre, on observe une porosité plus importante qu’en périphérie où le combustible, beaucoup plus froid, n’a subi que peu de modifications par rapport à l’état neuf. La franche séparation circulaire des deux zones révèle une isotherme dont la valeur est proche de 1 250 °C.

3.3.1.2. Densification et gonflement Au début du séjour en réacteur et sous l’effet de l’irradiation, les fines porosités créées lors de la fabrication des pastilles disparaissent, ce qui entraîne la densification plus ou moins importante des pastilles et par voie de conséquence une diminution de leur volume. Ceci provoque donc l’augmentation provisoire du jeu pastille-gaine en début d’irradiation préjudiciable aux échanges thermiques et une réduction de la longueur des pastilles qui peut provoquer localement des pics de flux neutronique par création d’un espace vide entre deux pastilles adjacentes. L’ajustement de la porosité lors de la fabrication a permis de réduire la densification et de supprimer ses effets dommageables pour le combustible. Le jeu se comble ensuite progressivement sous l’effet du gonflement. Les deux vues prises lors d’examens au MEB6 (figure 3.9) illustrent le phénomène de dissolution des fines porosités sous l’effet de 6 Microscope électronique à balayage. Cette technique est très utilisée pour étudier la structure des oxydes et des gaines et caractériser des zones de quelques micromètres, notamment des faciès de rupture ou la répartition des grains et les modifications locales intra, inter- ou transgranulaires.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.10. Relâchement des gaz de fission. Évolution comparée du taux de relâchement dans des crayons UO2 et MOX en fonction de l’épuisement.

l’irradiation. La première photo (pastille neuve) montre la présence de petites taches noires qui ont disparu pendant l’irradiation deuxième photo, pastille irradiée).

3.3.1.3. Relâchement des gaz de fission La quantité des produits de fission, sous forme solide ou gazeuse, augmente au cours du temps ; leur accumulation dans les pastilles provoque leur gonflement progressif. Les produits de fission sont relâchés dans le jeu pastille-gaine au cours de l’irradiation, suivant deux mécanismes : • athermique en début de vie (indépendamment de la température), ne concernant que les produits accumulés au voisinage de la surface des pastilles ; • thermique lorsque l’épuisement augmente ; la dégradation de la conductivité thermique provoque l’accroissement de température qui accentue la diffusion des gaz dans l’oxyde d’uranium. La figure 3.10 illustre l’effet de ces différents régimes pour le combustible UO2 et pour le MOX. Le relâchement du combustible MOX est plus important que celui du combustible UO2 aux forts épuisements, mais ceci ne devra pas réduire les épuisements de décharge, tous les efforts de conception devant à l’avenir amener les deux types de combustible à parité.

3.3.1.4. Résistance mécanique de la gaine Les propriétés mécaniques de la gaine évoluent sous irradiation : les défauts créés par les neutrons durcissent la gaine (augmentation de la limite élastique Rp0) et la fragilisent (réduction de la déformation à rupture εR).

3 - Conception et fabrication du combustible

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3.3.1.5. Fluage La gaine se contracte par fluage sous l’effet de la différence de pression qui existe entre le réfrigérant (15,5 MPa) et l’intérieur du crayon (2,5–3,1 MPa dans les conditions TPN, 9,0– 5,0 MPa et au-delà en service) après plusieurs cycles d’irradiation7. La cinétique de fluage augmente avec la dose instantanée de rayonnement reçue.

3.3.1.6. Grandissement La longueur de la gaine s’accroît sous l’effet des neutrons absorbés pendant l’irradiation. Les crayons s’allongent et risquent donc d’entrer en contact avec les embouts, si aucune précaution n’est prise. Le contact puis le blocage par les embouts provoquerait la déformation transversale des crayons et modifierait alors localement la section de passage entre crayons, dégradant ainsi les échanges thermiques et provoquant un risque d’endommagement de la gaine par l’assèchement des gaines.

3.3.1.7. Corrosion et hydruration Une couche d’oxyde (ZrO2) se forme par corrosion sur la face externe de la gaine. La corrosion réduit l’épaisseur de la gaine et réduit donc sa résistance mécanique, la couche de zircone dégrade l’échange thermique entre le réfrigérant et la gaine. L’hydrogène présent dans l’atmosphère interne du crayon ou parfois dans les pastilles, adsorbé par la gaine, précipite sous forme d’hydrures et fragilise celle-ci. Les mesures d’épaisseur réalisées pendant les périodes d’arrêt des réacteurs montrent que la corrosion s’accélère avec la durée d’irradiation (figure 3.11). De nouveaux alliages plus résistants ont été développés pour permettre de réduire l’intensité du phénomène de corrosion. C’est le cas notamment de l’alliage M5TM dont le développement a été entrepris à partir du milieu des années 1980 par Framatome ANP avec le concours du CEA et dont l’usage commercial se généralise compte tenu des excellents résultats obtenus sous irradiation (figure 3.12).

3.3.1.8. Interaction pastille-gaine (IPG) La contraction de la gaine sous l’effet du fluage d’une part, l’expansion diamétrale des pastilles sous l’effet de la dilatation thermique, du gonflement et de la fragmentation des pastilles d’autre part, provoquent la fermeture progressive du jeu pastille-gaine. Ceci n’est pas en soi dommageable tant que les déformations imposées progressivement à la gaine restent de faible amplitude et sont peu rapides. En cas d’excursion brutale et localisée de la puissance thermique, la dilatation des pastilles soumet la gaine à une déformation diamétrale soudaine et risque de provoquer sa rupture par IPG/CSC. Le risque de rupture des gaines par ce phénomène est connu depuis longtemps, mais les mécanismes n’ont pas été complètement élucidés. C’est un phénomène peu fréquent dans les REP compte tenu des paramètres de fonctionnement, mais contre lequel il faut envisager de se prémunir. Un effort très important a été réalisé en France pendant les années 1990, sur le plan scientifique et sur le plan technique, pour comprendre le phénomène, définir la limite technologique, rechercher des remèdes et améliorer les marges en fonctionnement. 7

Cycle d’irradiation : durée d’irradiation des assemblages entre deux arrêts consécutifs du réacteur pour rechargement en combustible neuf.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.11. Corrosion externe des gaines et hydruration. Aspect typique de l’évolution de la couche d’oxyde externe en fonction du temps de séjour en réacteur.

Figure 3.12. Évolution comparée de l’épaisseur de la couche d’oxyde sur deux alliages de gaine en fonction du taux de combustion.

3 - Conception et fabrication du combustible

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La limite technologique du combustible a été déterminée expérimentalement par des test de rampe de puissance en réacteur expérimental sur des crayons de combustible irradiés en réacteurs commerciaux. Ces tests permettent aussi de tester l’efficacité des remèdes contre les effets nocifs de l’IPG/CSC. Les tests sont réalisés avec des petits crayons, reconstitués en cellule chaude et instrumentés dans certains cas, à partir de segments prélevés sur des crayons de grande longueur (crayons FABRICE, développés et mis en œuvre par le CEA). Des segments d’une longueur égale à 0,5 m environ sont découpés ; après extraction de quelques pastilles, on introduit un ressort, puis on soude le tube à chaque extrémité avec des bouchons, le crayon est pressurisé avec un gaz inerte de faible conductivité thermique, à l’aide d’un queusot, à une valeur égale à celle qui existait dans le crayon avant la découpe. La longueur de la colonne combustible de ce petit crayon est égale à 0,35 m. Les crayons sont introduits dans une capsule refroidie à l’eau, placée elle-même dans un emplacement spécial dans le cœur ou au voisinage du cœur d’un réacteur expérimental. La variation de puissance est provoquée par un éloignement plus ou moins prononcé par rapport au centre de la pile. Un étalonnage précis permet d’ajuster la génération de puissance dans la colonne de combustible. Des examens post-irradiatoires, non destructifs et destructifs, ainsi qu’un ensemble de mesures associées permettent de caractériser l’influence des conditions d’irradiation sur le crayon : • état de santé de la gaine et rupture (examens visuels, examens aux courants de Foucault) ; • évolution du diamètre et de la longueur (profilométries, mesures de longueur) ; • dilatation thermique, gonflement, fluage (métrologies) ; • intensité du contact pastille-gaine (régularité et hauteur des plis, estimation du jeu pastille-gaine) ; • migration des produits de fission, profil de puissance et de taux de combustion (scrutation gamma sur produits à vie courte ou longue respectivement) ; • gonflement (métrologies, céramographies des pastilles) ; • comblement des évidements (neutronographies) ; • taux de relâchement des gaz de fission (ponctions, analyse et mesure de pression interne) ; • mode de rupture de la gaine (métallographies, microscopie optique et MEB) ; • modification de la microstructure de l’oxyde (céramographies) ; • diffusion ou absorption des produits de fission (microsonde). Le processus d’endommagement le plus plausible est résumé sur la figure 3.13 : la dilatation thermique brutale des pastilles (étape 1 sur la figure) induit des contraintes dans la gaine (étape 2) qui sont amplifiées en surface (étape 3), les produits de fission accumulés par l’effet du relâchement dans le jeu pastille-gaine créent les conditions d’un endommagement par corrosion sous contrainte de la gaine (étape 4) qui provoque sa rupture (étape 5). L’iode, produit de fission relativement abondant, a été identifié comme l’un des principaux agents constitutifs de la CSC. Il se combine avec le césium en excès dans la matrice d’oxyde d’uranium pour donner de l’iodure de césium (CsI) ; l’iodure migre par diffusion

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.13. Interaction pastille-gaine. Exemple typique d’une rupture par IPG/CSC. Stades successifs de l’endommagement conduisant à la rupture.

à travers la matrice ou se déplace le long des chemins que constituent les fissures et les évidements des pastilles, puis est dissocié par les fragments de recul en surface des pastilles. L’iode et le zirconium réagissent pour donner un composé ZrI4. Par un effet mécanique de mâchoire, les lèvres des fissures des pastilles localisent des déformations à la surface de la gaine. Suivant la qualité de l’état de surface interne de celle-ci et la susceptibilité de l’alliage à la CSC, une décohésion locale des grains d’alliage se produit (microfissures intergranulaires) ; ces microfissures se propagent à travers le métal de façon transgranulaire, puis la rupture brutale se produit dès que l’épaisseur du ligament restant devient trop faible. Au début des années 2000, le phénomène a été maîtrisé. Les nouvelles gestions des cœurs dégagent des marges, les remèdes ont été testés avec succès et leur utilisation industrielle est maintenant envisagée.

3.3.1.9. Conséquences : comportement global du crayon Le comportement général des crayons et leurs performances sont régis par l’intensité des phénomènes que nous venons de décrire. Ceux-ci présentent un fort degré d’interdépendance. Certains effets sont accentués aux forts épuisements. Des effets de feed-back peuvent amplifier les phénomènes. C’est ainsi que la contraction de la gaine et le gonflement du combustible provoquent la diminution du volume libre qui, couplée avec la

3 - Conception et fabrication du combustible

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dégradation des échanges thermiques et le relâchement des produits de fission, provoque l’augmentation de la pression interne. La corrosion dégrade les échanges thermiques et l’hydruration fragilise la gaine. Le grandissement des gaines sous irradiation provoque la fermeture progressive du jeu entre les crayons et les embouts des assemblages.

3.3.2. Critères de conception Pour concevoir un produit fiable et compatible avec les structures du cœur, un certain nombre de critères de conception et de sûreté sont à respecter. Parmi ces critères, certains sont liés à des phénomènes communs et incontournables pour tous les types de réacteurs, d’autres sont liés à des conditions de fonctionnement particulières : c’est le cas par exemple du fonctionnement en suivi de réseau dans les réacteurs EDF. Ils concernent notamment : • l’autoportance de la gaine (pas d’écrasement prématuré sur la colonne de pastilles) ; • la température centrale des pastilles, limitée à la température de fusion de l’oxyde (APRP) ; • la pression interne dans les crayons qui ne doit pas conduire à la réouverture du jeu pastille-gaine (risque d’instabilité thermique) ; • les déformations et les contraintes dans la gaine qui doivent rester inférieures aux limites de rupture (risque de rupture par IPG/CSC) ; • le grandissement des crayons sous irradiation qui doit rester inférieur à la distance entre les embouts ; • l’épaisseur de la couche d’oxyde externe qui doit rester inférieure à 100 μm (critère de corrosion) ; • le nombre de cycles mécaniques que subissent les gaines qui doit rester inférieur au nombre de cycles à rupture (risque de rupture par fatigue en cas de cyclage de longue durée de la puissance du réacteur) ; • l’hydruration des gaines qui ne doit pas dépasser la limite de solubilité de l’hydrogène.

3.3.3. Modèles de comportement, outils de calcul et méthodes Différents modèles physiques, thermomécaniques et chimiques, ont été élaborés à partir des lois physiques, d’essais mécaniques sur matériaux représentatifs irradiés ou non, de tests en autoclave, d’essais de simulation en réacteur expérimental. Concernant la gaine, ces essais permettent d’étudier les propriétés mécaniques (limite d’élasticité, déformation à la rupture, fluage), l’effet de la corrosion externe due au fluide primaire, les endommagements par fatigue et par corrosion sous contrainte. Concernant les pastilles, un essai de stabilité thermique à partir d’échantillons représentatifs est utilisé systématiquement en fabrication pour contrôler les effets du phénomène de densification en réacteur ; un test de compression permet de définir les propriétés de fluage à chaud des pastilles irradiées. Le crayon est modélisé par un système constitué : • de la colonne de combustible ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.14. Modélisation thermodynamique du crayon.

• de l’enceinte pressurisée (gaine + bouchons) ; • du volume de vide (jeux et volume de vide supérieur). Les conditions aux limites ainsi que la source de chaleur interne permettent de résoudre les différents systèmes d’équations (équation de la chaleur, équations mécaniques). Le domaine d’étude est divisé en tranches horizontales homogènes, le profil radial de température de la tranche est calculé, la pression est déterminée à partir de la contribution de toutes les tranches. La pression interne totale constitue le paramètre de couplage ; le système numérique est résolu lorsque la valeur calculée de celle-ci a convergé vers une valeur stable. Le code de calcul COPERNIC/TRANSURANUS est utilisé par FramatomeANP pour les études de conception. La figure 3.14 illustre le principe de la modélisation thermomécanique des crayons. Le crayon est considéré comme une enceinte sous pression, à l’intérieur de laquelle sont produits des gaz de fission qui contribuent à en augmenter progressivement la pression interne. Deux boucles de rétroaction, thermique d’une part, mécanique d’autre part, se conjuguent pour amplifier leurs effets potentiellement dommageables, notamment les contraintes dans la gaine. La valeur de ces paramètres par rapport à une valeur critique fixe les marges8.

3.3.4. Études de conception Les études permettent de justifier le choix de la conception en regard des critères9, de déterminer les matériaux, d’ajuster les dimensions, de calculer l’évolution des paramètres et de vérifier que les critères sont respectés. 8

Marge : écart qui sépare la valeur d’une grandeur physique, mécanique ou chimique, par rapport à une valeur de sécurité. Exemples : marge en contrainte, en température… 9 Critère : valeur limite qu'un paramètre ou une grandeur physique ne doit pas dépasser pour éviter une dégradation des performances du combustible.

3 - Conception et fabrication du combustible

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Figure 3.15. Calcul crayon. Exemple d’historique de puissance et de l’évolution correspondante des températures centrales et moyennes dans les pastilles pendant cinq cycles en réacteur.

Outre les caractéristiques de la chaudière (température et pression), considérées comme des conditions aux limites, les paramètres nécessaires aux études sont : les dimensions et les propriétés initiales des crayons, les historiques de puissance des assemblages et de crayons ou groupes de crayons similaires, les historiques dits « enveloppes ». Ceci permet de calculer entre autres : • le champ de température dans les crayons ; • les champs de contraintes et déformations dans les pastilles et la gaine ; • la géométrie des crayons ; • la pression interne ; • l’épaisseur de la couche d’oxyde. Pour calculer les températures et la pression interne maximale par exemple, on choisit un crayon fictif dit enveloppe, qui cumule toutes les valeurs défavorables (prise en compte des incertitudes et cumul statistique), puis on calcule l’écart qui existe entre les valeurs ainsi obtenues et les critères. À titre d’exemple, nous avons représenté sur les figures suivantes quelques cas typiques d’évolution des paramètres mentionnés. La figure 3.15 montre un historique de puissance et l’évolution correspondante de la température maximale dans les pastilles. La figure 3.16 montre l’évolution concomitante du diamètre de gaine et de celui des pastilles toutes choses égales par ailleurs. La figure 3.17 représente l’évolution typique du taux de relâchement des gaz de fission et de la pression interne. L’évolution de la pression interne résulte d’une part de l’augmentation de la quantité de gaz dans les espaces vides du crayon (jeu pastille-gaine, plenum supérieur, porosité ouverte des pastilles, évidements non comblés). Le volume disponible dépend des dilatations différentielles, du gonflement des pastilles, du grandissement des gaines.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 3.16. Interaction pastille-gaine. Évolution des diamètres de pastille et de gaine en fonction de la durée de séjour en réacteur.

Figure 3.17. Évolution typique du taux de relâchement et de la pression interne dans un crayon au cours de l’irradiation.

3 - Conception et fabrication du combustible

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3.3.5. Exemples d’impact du comportement du combustible en réacteur sur le fonctionnement de la chaudière 3.3.5.1. Le combustible et la sûreté La sûreté des réacteurs repose sur le principe de défense en profondeur, qui définit trois barrières successives entre le combustible et l’extérieur du réacteur, la gaine constituant la première. Pour respecter ce principe, on doit assurer le contrôle de la réactivité, le refroidissement du combustible, le confinement des produits de fission. Le combustible intervient dans chacune des trois exigences : • contrôle de la réactivité assuré par la concentration en bore et par le mouvement des barres de contrôles, lui-même garanti par la rectitude des assemblages ; • refroidissement du combustible garanti par le fait que les gaines ne sont pas déformées ; • confinement des produits de fission assuré par l’étanchéité de la première barrière. Le rapport de sûreté classe les types de fonctionnement en quatre classes suivant leur fréquence et leur gravité (en terme de dose relâchée), des plus fréquents aux moins probables. Le combustible est garanti pour les fonctionnements normaux et les incidents de fréquence modérée. Dans ces types de fonctionnement, une fraction réduite de crayons endommagés est tolérée. Parmi les incidents possibles et impliquant le combustible figurent le retrait incontrôlé de grappe en puissance (RIGP), l’augmentation excessive de charge (AEC), la dilution incontrôlée de bore. Pour les accidents de catégorie 3 et 4, il faut vérifier que le refroidissement des crayons reste assuré. La sûreté est à démontrer à chaque nouvelle recharge (aspect neutronique) et à chaque modification de la conception du combustible ou lorsque certaines hypothèses de fonctionnement sont modifiées.

3.3.5.2. Exemples d’impact du combustible sur le fonctionnement ou l’exploitation des réacteurs Le combustible ne doit pas altérer les performances de la chaudière. Des spécifications techniques d’exploitation permettent d’éviter la réduction de puissance, voire l’arrêt du réacteur qui seraient dus à une augmentation excessive de l’activité du circuit primaire. Les composants de l’assemblage (grilles, embouts, DAD, gaine) ont une influence majeure sur les performances des chaudières. Exemple 1 L’interaction pastille-gaine (IPG) est à prendre en compte dans les incidents de deuxième catégorie. Par exemple, l’IPG limite les durées possibles de fonctionnements prolongés à puissance intermédiaire (FPPI). En effet toute diminution prolongée de la puissance s’accompagne de la réouverture du jeu pastille-gaine, ce qui permet donc à la gaine de recommencer à se contracter par fluage et par voie de conséquence augmente la contrainte due au nouvel état d’équilibre (effet de serrage de la gaine sur la colonne combustible). L’augmentation de contrainte qui en résulte réduit d’autant les marges visà-vis de l’IPG.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Exemple 2 La manutention du combustible peut provoquer le mouvement de petits fragments d’oxyde coincés dans le jeu pastille-gaine. Des ruptures de gaine peuvent se produire en cas de remontée en puissance trop rapide. Pour les éviter, on limite la vitesse de remontée en puissance du réacteur à 1 % par heure, après un arrêt pour rechargement ou manutention des assemblages. On étudie actuellement des remèdes pour réduire les effets potentiels, dommageables de l’IPG. Des gaines plus résistantes au fluage et à la CSC et des pastilles plus visco-plastiques, permettront de réduire la poussée des pastilles sur la gaine en cas de transitoire de puissance. Des pastilles dites ultra-courtes (PUCE) avec un rapport hauteur/diamètre réduit sont étudiées, elles diminueront les effets mécaniques d’extrémités10. Exemple 3 Dans certains cas, l’introduction d’un nouveau combustible peut nécessiter d’apporter des modifications à la chaudière, c’est le cas, en particulier, de la parité du MOX avec l’UO2. Il faut ajouter des grappes complémentaires, modifier le schéma des grappes et de l’absorbant, augmenter la concentration en bore du PTR et du REA. À l’inverse, une modification de la gestion des réacteurs nécessite de vérifier que les critères de sûreté du combustible sont respectés. C’est le cas par exemple des gestions GEMMES dans les réacteurs 1 300 MWe.

3.3.5.3. Accidents étudiés Les accidents pris en compte sont des événements hypothétiques. Ce sont : le séisme, l’APRP et le RIA. Le séisme ne concerne que la structure de l’assemblage. L’APRP résulte d’une brèche du circuit primaire ; il concerne l’assemblage et le crayon. Le RIA se traduit par « une augmentation importante de réactivité en quelques dizaines de millisecondes au voisinage des grappes éjectées qui provoque une augmentation de l’enthalpie dans les crayons » (Gautier 1997). On vérifie qu’en cas de séisme, le mouvement des grilles n’implique pas de déformations résiduelles importantes qui modifieraient l’espacement entre assemblages. En cas d’APRP, on vérifie que la température de gaine ne dépasse pas la valeur du critère et qu’elle résiste à la trempe. On vérifie aussi que, pendant la phase de dépressurisation du cœur, l’onde de choc verticale ne provoque pas de flambage des tubes-guides et ne perturbe pas l’insertion rapide des grappes. Pour le RIA, on vérifie que : « l’enthalpie déposée dans les crayons les plus sollicités reste inférieure à l’enthalpie limite qui conduit à une dispersion du combustible dans le réfrigérant en cas de perte d’étanchéité. » (Gautier 1997).

10 Sous

l’effet de la dilatation et des gradients thermiques, la pastille prend la forme d’un diabolo. Les deux extrémités des pastilles impriment donc à la gaine une déformation locale plus importante que dans le plan médian.

Retour d’expérience et évolution du combustible Le combustible séjourne en réacteur entre 4 et 5 ans suivant le type de gestion. Pendant le séjour en réacteur, l’exposition des divers matériaux à des flux de neutrons intenses provoque des modifications significatives de leurs propriétés physiques, chimiques et mécaniques.

4.1. Irradiation et retour d’expérience La R&D ainsi que le retour d’expérience (REDEX), fournissent les données et procurent les connaissances nécessaires à l’amélioration des modèles de comportement, à leur validation ainsi qu’à l’amélioration des produits. Le retour d’expérience est organisé de façon à recueillir le maximum de renseignements concernant le comportement du combustible tout au long de son séjour en réacteur afin de l’améliorer. Il permet de surveiller le comportement du combustible en cours d’irradiation et d’évaluer ses performances. La R&D permet d’élaborer et d’améliorer les modèles de comportement par des essais de laboratoires, des tests représentatifs en réacteur expérimental, c’est-à-dire dans des conditions d’environnement qui reproduisent au plus près les conditions réelles en fonctionnement (température, puissance, flux rapides, pression). La mesure en continu de l’activité des réacteurs fournit des indications sur l’état du combustible. Les mesures et contrôles systématiques réalisés sur site pendant les périodes d’arrêt pour rechargement et les examens en cellules chaudes sur des crayons irradiés apportent des renseignements sur le comportement du combustible en service. C’est ainsi que sont vérifiées les performances des nouveaux alliages vis-à-vis de la corrosion ou du grandissement. Des mesures de pression interne permettent d’améliorer le modèle de relâchement des gaz de fission. Parmi les examens courants, on peut citer : • les examens visuels (état de la gaine) ; • les courants de Foucault (santé interne de la gaine, épaisseur de la couche d’oxyde) ; • les mesures de longueur (profil axial du diamètre des crayons, grandissement) ; • les gammamétries (profil d’épuisement). Soumis à des écoulements transverses, au bas du cœur notamment, et donc à des contraintes hydrauliques importantes, les assemblages peuvent se déformer et augmenter le temps de chute des grappes. Ce temps est limité par une valeur (critère). Pour vérifier

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 4.1. Retour d’expérience en réacteur. Exemple d’endommagement de crayons en service.

que le temps de chute reste inférieur au critère, l’Autorité de Sûreté exige qu’il soit mesuré régulièrement pendant la durée du service en réacteur. Les mesures de déformations d’assemblages réalisées régulièrement ont montré que la modification de la conception des tubes-guides avait réduit la déformation des assemblages de façon très significative. Certains événements inopinés peuvent conduire à l’endommagement du combustible et notamment des gaines. C’est le cas par exemple de débris de petite taille transportés par le caloporteur dans le faisceau de crayons, qui peuvent se coincer au niveau des grilles, user localement la gaine et provoquer des ruptures comme l’illustre la figure 4.1. Il faut noter que ces endommagements, extrêmement rares, risquent malgré tout de mettre en cause le fonctionnement de la chaudière dans laquelle se produit un tel événement. L’analyse approfondie des causes d’endommagement a permis de développer des solutions pour les supprimer et améliorer ainsi les performances du combustible pour faire face à des conditions de fonctionnement plus sévères.

4.2. Bénéfices du retour d’expérience : évolution des produits et améliorations des performances du combustible La conception générale du combustible a évolué régulièrement pour améliorer les performances du combustible et répondre aux demandes des électriciens (économie, sûreté). C’est ainsi que plusieurs générations d’assemblages conçus et fabriqués par Framatome ANP se sont succédées : de type AFA, AFA 2G, AFA 3G. L’assemblage d’origine (AGI), contenait des grilles en inconel. Dans les générations suivantes, on a introduit : • les grilles en Zircaloy 4 recristallisé pour réduire l’absorption des neutrons ; • les embouts démontables pour permettre les réparations sur site ;

4 - Retour d’expérience et évolution du combustible

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Figure 4.2. Retour d’expérience en réacteur. Hydruration locale en partie haute d’un tube-guide provoquée par un défaut de refroidissement local.

• un dispositif anti-débris (DAD) qui empêche l’endommagement des gaines par les débris. Le démontage des embouts permet l’extraction et le remplacement des crayons défectueux puis le rechargement des assemblages ainsi réparés. L’assemblage actuel (AFA 3G) est caractérisé en particulier par des liaisons embouts/tubesguides démontables. Ces liaisons permettent de réparer les assemblages entre deux cycles. La généralisation des gaines en alliage M5™ réduit les effets de la corrosion externe et du grandissement ce qui permet d’envisager l’accroissement des taux de combustion. Les tubes-guides plus épais améliorent la rigidité de la structure et a réduit les déformations latérales des assemblages, contribuant ainsi à réduire les temps de chute des grappes. Le nouvel assemblage ALLIANCE, conçu par Framatome-ANP, intègre les améliorations les plus récentes, notamment celles qui concernent les grilles.

4.2.1. Exemple des tubes-guides Le respect des critères de conception assure que l’on dispose de marges par rapport à la limite de résistance des tubes-guides. Le REDEX a montré que ces marges pouvaient être réduites dans certains réacteurs dont la température d’entrée est plus importante que celles d’autres. En effet, l’ébullition nucléée risquait de provoquer, dans la partie supérieure des tubes-guides, une prise d’hydrogène dont la teneur pouvait se rapprocher du critère d’hydruration. La figure 4.2 montre l’aspect typique de la répartition des hydrures susceptibles de survenir dans la partie supérieure des tubes-guides en cas de température élevée.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 4.3. Retour d’expérience en réacteur : le tube-guide monobloc (TGM™). Exemple de modification du design pour améliorer le refroidissement des tubes dans leur partie haute et réduire la déformation des assemblages en service.

Par ailleurs le REDEX a aussi montré que les tubes-guides pouvaient se déformer et perturber les temps de chute de grappe. La modification de la conception (géométrie) et le choix d’un alliage du type M5™ ont permis de résoudre les problèmes évoqués. Les tubes-guides sont maintenant fabriqués d’une seule pièce (Tube-Guide Monobloc – TGM™) avec un diamètre extérieur constant et un diamètre interne variable. Ce dernier a été augmenté dans la partie supérieure du tube-guide pour favoriser les échanges thermiques entre le réfrigérant et le tube lui-même et réduit progressivement dans sa partie inférieure. L’épaississement qui en résulte améliore la résistance mécanique ; la zone de transition de section variable assure le frein hydraulique. La figure 4.3 montre l’évolution géométrique des tubes-guides. Le retour d’expérience montre que ces modifications sont efficaces, réduisent de façon significative les déformations latérales des assemblages et suppriment les risques de surchauffe des tubes-guides dans leur partie supérieure et donc le risque subséquent de fragilisation par hydruration.

4.2.2. Exemple des grilles Dans certains réacteurs où les conditions de fonctionnement sont très sévères (flux neutronique insuffisant), des ruptures de ressorts se sont produites par CSC. La microstructure des matériaux constituant les ressorts et les plaquettes a été modifiée pour éviter ce type d’endommagement.

4 - Retour d’expérience et évolution du combustible

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Figure 4.4. Retour d’expérience. Évolution du dessin des grilles pour améliorer le refroidissement des crayons et réduire la déformation des assemblages.

On empêche l’arrachement des plaquettes en utilisant des limiteurs de débattement dans les cellules périphériques. La forme des ailettes de mélange a été optimisée pour améliorer les échanges thermiques en aval des grilles et augmenter les marges vis-à-vis de l’échauffement critique. L’augmentation de la hauteur des grilles améliore l’encastrement des crayons et contribue donc à réduire la déformation latérale des assemblages. Un nouveau concept de grille permet de gagner 5 % environ sur le facteur d’élévation d’enthalpie (FΔH) pendant un accident de chute de grappe non détecté. Ceci permet d’atteindre des épuisements plus élevés grâce à des gestions plus performantes. La figure 4.4 montre l’évolution géométrique des grilles qui permet ces performances : • la modification du dessin des ailettes améliore le refroidissement ; • l’augmentation de la hauteur (meilleur encastrement des crayons et des tubes-guides) réduit la déformation des assemblages ; • le changement de matériau réduit l’absorption neutronique ce qui permet une économie de neutrons.

4.3. Perspectives d’évolution du combustible des REP Le combustible constitue la partie consommable du cœur des réacteurs. Il évolue pour tenir compte des contraintes techniques et économiques, de l’accroissement constant des exigences de sûreté et par la nécessité d’intégrer des exigences concernant l’aval du cycle dans la conception. Les tendances affichées par les exploitants de centrales nucléaires et notamment EDF, concernent entre autres l’augmentation des épuisements, la suppression de l’IPG, la fiabilité accrue des assemblages, la réduction des déformations d’assemblages. On vise des épuisements de l’ordre de 80 GW.j/tU, ce qui sera réalisé grâce au développement d’alliages de gaine encore plus résistants à la corrosion et en s’affranchissant de l’effet des phénomènes à caractère différé (grandissement). La suppression des limitations de manœuvrabilité dues à l’IPG sera effective grâce au développement de remèdes et notamment d’oxydes plus visco-plastiques. Toutes ces évolutions se font avec méthode, elles s’appuient sur des justifications expérimentales et théoriques rigoureuses validées par un substantiel retour d’expérience.

Partie III

LE CIRCUIT PRIMAIRE Pierre Coppolani Introduction Le circuit primaire d’un réacteur à eau pressurisée est, du point de vue fonctionnel, l’équivalent de la chaudière d’une centrale thermique classique. C’est en son sein qu’a lieu la production d’énergie thermique qui est convertie en énergie mécanique dans la turbine, par l’intermédiaire du circuit secondaire, puis en énergie électrique dans l’alternateur. Le circuit primaire a donc pour rôles principaux : – d’assurer le transfert de l’énergie calorifique produite dans le cœur vers le circuit secondaire et la turbine ; – d’assurer le confinement du cœur et de l’eau primaire radioactive ; – de permettre le contrôle de la pression primaire par le pressuriseur et les systèmes de régulation et de protection ; – de permettre le contrôle de la réactivité du cœur grâce aux grappes commandées par le système de régulation de température moyenne cuve.

Les boucles primaires, la cuve et ses composants 5.1. Boucles primaires Le circuit primaire dit « principal », CPP, est constitué de quatre boucles connectées à la cuve de manière symétrique par rapport à deux plans orthogonaux médians et du pressuriseur relié à l’une des boucles par la ligne d’expansion (Figure 5.1).

Figure 5.1. Le circuit primaire d’une centrale 1 300 MW.

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Chaque boucle comporte un générateur de vapeur (GV), une pompe de circulation : le groupe motopompe primaire (GMPP), les tuyauteries de liaison et les robinets d’isolement vis-à-vis des circuits auxiliaires qui lui sont connectés. Les tuyauteries primaires sont constituées chacune de la branche chaude, entre la tubulure de la sortie de cuve et la boîte à eau de l’entrée du GV, de la branche en U entre la boîte à eau de la sortie du GV et l’aspiration de la pompe, et de la branche froide entre le refoulement de la pompe et la tubulure d’entrée de cuve. Elles sont réalisées à partir de lingots extrudés ou de tubes centrifugés, les coudes étant moulés et les piquages forgés. Des écopes et des doigts de gants pénétrant respectivement dans les branches chaudes et froides permettent la mesure de la température de l’eau à la sortie et à l’entrée de la cuve. La mesure de débit primaire est effectuée avec des capteurs de pression différentielle entre intrados et extrados du coude à la sortie du GV. La ligne dite d’expansion relie la branche chaude d’une des boucles au fond du pressuriseur, installé verticalement, comme les GV, au-dessus du plan horizontal des tubulures de cuve (Figure 5.2). Elle est réalisée par soudage de tronçons droits de tubes forgés puis forés, les coudes étant obtenus par cintrage à chaud. Le dôme du pressuriseur comporte en son centre le piquage de l’aspersion, point commun aux deux lignes d’aspersion qui permettent d’envoyer, par l’intermédiaire de deux vannes réglantes, l’eau des branches froides de deux boucles (dont celle à laquelle il est connecté) dans sa phase vapeur. Trois autres piquages sur le dôme du pressuriseur sont affectés, par l’intermédiaire de tuyauteries en col de cygne, à chacun des trois tandems de soupapes de décharge/sûreté. Les robinets d’isolement qui doivent permettre un confinement sûr du CPP en cas d’accident sont montés en série. On distingue les clapets anti-retour à fermeture automatique lors d’inversion du débit (en cas de brèche en amont par exemple) et les robinets motorisés électriques qui sont télécommandés par les opérateurs depuis la salle de commande ou par le système de protection du réacteur. Le matériau de base des tuyauteries primaires et des robinets est un acier inoxydable austénitique à faible teneur en cobalt. Le but est de limiter l’activité du circuit primaire due à l’activation, dans le cœur, des produits de corrosion et à la formation de cobalt 60. Afin de limiter les déperditions calorifiques et l’échauffement excessif de l’air de l’enceinte, l’ensemble du circuit primaire est calorifugé. L’implantation, dans l’enceinte de la chaudière nucléaire, des tuyauteries primaires et des « gros » composants, à savoir la cuve, le pressuriseur, GMPP et GV est présentée sur la figure 5.3.

5.2. Cuve du réacteur La cuve a pour fonctions et/ou contraintes de conception essentielles : • de contenir les structures internes qui elles-mêmes maintiennent en place les assemblages combustibles et canalisent l’eau vers et au travers du combustible ; • de permettre un accès aisé pour renouvellement périodique (12 ou 18 mois) des assemblages combustibles ;

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Figure 5.2. Circuit primaire vue en coupe des différents niveaux.

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Figure 5.3. Implantation générale.

• d’autoriser, par l’intermédiaire de traversées, l’introduction des barres de contrôle et de l’instrumentation du cœur ; • d’assurer, par l’intermédiaire de ses tubulures, le raccordement aux différentes boucles.

5.2.1. Éléments de la cuve Au plan de la conception mécanique, la cuve doit évidemment rester parfaitement étanche et résister aux contraintes mécaniques engendrées par la pression et les transitoires thermiques, ceci compte tenu de l’endommagement induit par l’irradiation. C’est une construction forgée soudée dont le corps principal se présente sous la forme d’un cylindre constitué de viroles cylindriques soudées entre elles, d’une bride de raccordement au couvercle et d’un fond hémisphérique (figure 5.4). Le couvercle hémisphérique démontable est fixé par des goujons à la bride de cuve. Les viroles sont formées à partir de lingots percés à chaud et façonnés à la presse. Il n’y a pas de soudures longitudinales. Le fond inférieur est équipé des pénétrations de l’instrumentation in core. Le couvercle est muni de traversées sur lesquelles sont montés les carters des mécanismes, et de traversées pour les colonnes de thermocouples. Les entrées et sorties de réfrigérant s’effectuent par des tubulures situées dans un même plan sur la virole dite « porte-tubulures ». L’étanchéité entre le couvercle et la cuve est assurée par deux joints métalliques en cascade. Un circuit de détection des fuites permet de collecter et détecter toute fuite entre les deux joints.

5.2.2. Matériau de la cuve Il a été retenu depuis l’origine du programme français un acier bas carbone (0,25 %) faiblement allié (Mn : 1 % ; Mo : 0,6 % ; Ni : 0,4 à 1 %) dont la dénomination normée est

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Figure 5.4. La cuve.

16 MND 5. Il constitue un bon compromis entre forgeabilité, soudabilité et comportement sous irradiation neutronique. La protection vis-à-vis de la corrosion par l’eau primaire est assurée par un revêtement d’acier inoxydable austénitique déposé par soudure.

5.2.3. Principes de conception La cuve (ainsi que toutes les enceintes sous pression du circuit primaire) est soumise à la réglementation française des appareils à pression, et en particulier à l’arrêté du 26/02/74 relatif au circuit primaire principal : CPP.

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En application de cet arrêté, les cuves sont conçues conformément aux règles définies dans le code de construction spécifique aux enceintes nucléaires, le RCCM (Règles de conception et de construction des matériels mécaniques des îlots nucléaires REP). Le RCCM transcrit en règles pratiques de conception, de fabrication et de contrôle les objectifs de résistance et de qualité imposés par l’arrêté. L’objectif de conception est d’assurer la capacité fonctionnelle et l’intégrité de la cuve dans tous les cas de fonctionnement, appelés « situations » pendant toute la vie de la centrale. En effet, la cuve n’est pas remplaçable. La fonction de la cuve consiste à garantir un maintien précis et la possibilité de démontage des structures internes. Elle est assurée par une limitation des déformations et donc des contraintes dans les parois résultant des sollicitations dues à la pression et à la température du fluide. L’intégrité de la cuve est nécessaire pour assurer le confinement du fluide primaire. La perte d’intégrité pourrait résulter de phénomènes physico-chimiques et de sollicitations mécaniques appelées « chargements » d’origine interne (pression, température du fluide primaire) ou externe : séisme, chutes d’avion... On distingue les phénomènes d’endommagement d’origine chimique comme la corrosion de ceux qui résultent directement des sollicitations mécaniques et qui sont la déformation excessive et l’instabilité plastique, la fissuration par fatigue et la rupture brutale. Pour se prémunir de ces dommages, on s’assure que les contraintes maximales lors de tous les cas de fonctionnement restent inférieures, avec un facteur de marge, aux contraintes maximales admissibles vis-à-vis du dommage à éviter.

5.2.4. Situations de fonctionnement Néanmoins, afin de ne pas surdimensionner inutilement les matériels, on utilise le fait que les chargements les plus sévères, qui correspondent en général aux situations accidentelles, sont les moins fréquents. On classe donc les situations, d’après un double critère de nombre d’occurrences présumées ou acceptées et de sévérité du chargement mécanique. Les différents cas de fonctionnement, appelés « situations », sont classés en quatre catégories. Les situations sont donc caractérisées par des transitoires de pression et de température du fluide (eau et/ou vapeur), affectés d’un nombre d’occurrences prévisible dans la vie de la centrale. L’arrêté de 1974 définit ainsi les situations : • 1re catégorie : situation conventionnelle qui « enveloppe » les situations de 2e catégorie et qui fixe les pression et température de « calcul » ; • 2e catégorie : fonctionnement normal et incidents courants de fonctionnement ; • 3e catégorie : situations exceptionnelles mais envisageables ; • 4e catégorie : situations accidentelles postulées extrêmement improbables ; • enfin, il y a la situation d’essai correspondant à l’épreuve hydraulique.

5.2.5. Dommages susceptibles d’affecter la cuve 5.2.5.1. Corrosion Les tuyauteries primaires et le carter des mécanismes connectés à la cuve étant en acier inoxydable massif et le matériau de la cuve étant de l’acier ferritique, leur raccordement

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est effectué par une liaison bimétallique. Dans cette liaison, on ne peut éviter les contraintes, soit initiales résultant du processus lui-même de soudure (refroidissement non uniforme), soit des transitoires thermiques (coefficients de dilatation plus élevés pour l’acier ferritique que pour les aciers austénitiques). Le fluide primaire, de l’eau chaude boriquée, est un milieu agressif que l’on cherche à adoucir par un conditionnement chimique approprié : adjonction de lithine pour élever le pH, saturation en hydrogène pour empêcher l’existence d’oxygène libre. Dans ce milieu et en présence de contraintes, certains alliages sont sensibles au phénomène de corrosion sous contrainte, qui se traduit par l’apparition et la propagation de fissures pouvant être à l’origine de fuites. L’inconel 600 utilisé pour les adaptateurs des mécanismes (comme pour les tubes GV) est sensible à la corrosion sous contrainte (IGSC : intergranular stress corrosion) dans l’eau pure à haute température. Cette corrosion a entraîné des fissures longitudinales qui ont été mises en évidence suite à une fuite survenue lors d’une ré-épreuve hydraulique de cuve. Les inspections en service ont montré que ces fissures affectaient en majorité les adaptateurs situés en périphérie car situés sur la partie la plus bombée du couvercle et soumis aux déformations et donc aux contraintes les plus élevées. Ce mécanisme de corrosion se caractérise par un temps d’amorçage et une vitesse de propagation. Le temps minimum d’amorçage (supérieur à 20 000 h) dépend de la température et des contraintes de surface. La vitesse de propagation dépend essentiellement de la température. Les actions correctives consistent à changer les couvercles de cuve, en remplaçant l’inconel 600 par l’inconel 690 (comme pour les tubes GV) et en réduisant les contraintes de fabrication par un meilleur état de surface. C’est la solution qui a été adoptée par EDF sur une partie des tranches 900 et 1 300 MW et par certains exploitants américains de réacteurs à eau pressurisée.

5.2.5.2. Fatigue La fatigue désigne le comportement des matériaux sous des cycles répétés de contrainte ou de déformation qui causent une détérioration de la matière, d’où résulte une rupture progressive. Les fluctuations des contraintes occasionnées par les situations de 2e catégorie peuvent entraîner des endommagements par fatigue, qui conduiraient, si on ne faisait pas le nécessaire, à l’apparition de fissures dans les zones les plus contraintes de la cuve. Le respect des exigences du code RCCM prémunit contre ce risque. L’apparition de petites fissures de fatigue sur la face interne de la cuve ne constituerait pas un risque pour l’intégrité de la cuve en fonctionnement normal compte tenu de son épaisseur. En revanche, dans la zone de la cuve qui se trouve au droit du cœur et qui est donc fragilisée par l’irradiation neutronique, la présence de fissures pourrait conduire à une rupture brutale de la cuve lors d’un transitoire violent de pression ou de température, en fin de vie, pour peu que ces fissures soient d’une profondeur importante. Dans la pratique on fait donc fonctionner la chaudière dans des conditions telles qu’il n’apparaisse pas de défauts de fatigue en service là où il n’y en a pas et que les petits défauts inévitables de fabrication ne se propagent pas. On impose pour cela à l’exploitant des contraintes sur le gradient de température qu’il a le droit de faire subir à la cuve.

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a) Principe de l’essai de fatigue Soumettre un métal à un essai de fatigue, c’est lui faire subir des contraintes cycliques jusqu’à rupture. Soit une éprouvette soumise, dans des conditions bien précises, à un effort cyclique, dont les valeurs extrêmes sont –F et +F et soit N le nombre de cycles nécessaires pour obtenir la rupture. La courbe qui donne la variation de la contrainte appliquée par l’intermédiaire de F en fonction du nombre de cycles à la rupture N est appelée courbe de fatigue ou courbe de Wöhler. Lorsque cette courbe présente une asymptote horizontale d’ordonnée σf, on dit que σf est la limite de fatigue ou limite d’endurance. La courbe partage le plan en deux régions : une région située au-dessus de la courbe pour laquelle les éprouvettes sont rompues, et une région située en dessous pour laquelle les éprouvettes ne sont pas rompues. La limite de fatigue est généralement atteinte après 106 à 108 cycles. D’autre part, elle est très inférieure à la limite de rupture du matériau et n’est liée en aucune façon à la limite élastique. Cette courbe de Wöhler sert à choisir la contrainte en vue du dimensionnement d’une pièce mécanique devant résister à un nombre de cycles donné. Si l’amplitude des efforts extérieurs varie dans le temps, la règle de cumul linéaire de Palmgren-Miner : somme des facteurs d’usage partiels inférieure à 1 donne une approximation grossière mais souvent suffisante du nombre de cycles à rupture Nr :

¦ ui

=

¦ ni ⁄ Ni < 1

où ni est le nombre de cycles pendant lesquels s’exerce la contrainte constante σi et Ni le nombre de cycles à rupture qui existerait si l’amplitude de contrainte restait constante et égale à σi (courbe de Wöhler). En réalité, ce sont les déformations qui sont analysées, d’où la nécessité d’une correction de plasticité en cas d’analyse élastique. b) Facteurs d'influence De nombreux facteurs affectent les résultats d’une courbe de fatigue : d’une éprouvette à l’autre, les résultats peuvent être différents et il est nécessaire de rassembler des résultats statistiques. Le facteur le plus significatif est sans doute l’état de surface. En effet, la rupture de fatigue a toujours pour origine l’existence d’une fissure et on a constaté que la plupart des fissures de fatigue commençaient à la surface de l’échantillon. Par conséquent, les rayures d’usinage diminuent la limite de fatigue : une surface rugueuse peut abaisser la résistance à la fatigue de 15 à 20 %. La résistance peut être accrue par un poli soigné ou par des traitements de surface qui la durcissent soit chimiquement (nitruration, cémentation), soit mécaniquement par des contraintes de compression obtenues par martelage. Un autre facteur modifiant la limite de fatigue consiste à superposer à l’effort alterné un effort constant. Si cet effort est une tension, la limite de fatigue est diminuée ; si c’est une compression, elle est augmentée. Enfin, d’une façon générale, les impuretés internes ou superficielles, les hétérogénéités locales, les gros grains et les tensions internes abaissent la résistance à la fatigue.

5.2.5.3. Déformation excessive et instabilité plastique Lorsqu’une enceinte sous pression constituée d’un matériau élastique et ductile est soumise à un chargement croissant progressivement, on observe initialement un comportement

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Figure 5.5. Déformation excessive et instabilité plastique.

élastique caractérisé par des déformations réversibles (figure 5.5). Pour des valeurs plus élevées, il apparaît des déformations plastiques associées à des déformations irréversibles après suppression du chargement. Par convention, on considère que la déformation excessive est atteinte lorsque la déformation globale rémanente excède la déformation qui se produirait dans un comportement purement élastique. Lorsque le chargement continue à croître, la modification de la forme tend par augmentation du diamètre et réduction des épaisseurs, à affaiblir l’enceinte alors que l’accroissement de la limite d’élasticité du matériau (écrouissage) tend à la consolider. Lorsque le premier effet l’emporte, la déformation est instable et la rupture se produit si le chargement est maintenu.

5.2.5.4. Rupture brutale On appelle rupture brutale toute rupture qui survient sans être précédée d’une déformation globale notable (article 16 de la circulaire du 26/02/74, relative à l’application de la réglementation des appareils à pression vapeur au circuit principal des chaudières nucléaires à eau). Il est usuel de considérer deux types de rupture brutale, l’une par déchirure ductile, l’autre par déchirure fragile ou semi-fragile (figure 5.6). Selon le premier type la rupture s’amorce par déchirure ductile dans les zones dites de concentration de contraintes, là où les déformations sont localement élevées. L’existence et l’étendue de telles zones dépendent du dessin de l’appareil. La manifestation de ce phénomène est, en outre, fonction des propriétés du matériau, notamment du coefficient de striction et des possibilités de consolidation par écrouissage traduites, par exemple, par le rapport de la résistance à la limite d’élasticité. Dans le second type de déchirure, dit fragile, les paramètres principaux qui interviennent sont la température, l’état de contrainte (ou de déformation), la nature et les dimensions des défauts ainsi que l’épaisseur du matériau (figure 5.7).

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Figure 5.6. Ruptures (ductile et fragile).

Figure 5.7. Rupture brutale.

On caractérise la résistance d’un métal à la propagation d’une fissure par sa ténacité. La ténacité d’un métal est reliée à la résilience qui détermine sa résistance au choc, c’est-àdire sa fragilité. La résilience (KCV) est caractérisée par l’énergie nécessaire pour rompre avec un mouton pendule (essai CHARPY) une éprouvette préfissurée. Elle s’exprime en joules/cm2. La ténacité est une grandeur comparable au facteur d’intensité de contrainte (K) qui caractérise le champ de contraintes en pointe de fissure. Dans le cas particulier d’une contrainte uni-axiale, qui est appliquée à une plaque infinie, perpendiculairement au plan d’une fissure bande de largeur 2a, on obtient K = σ πa . L’unité de ténacité est donc le MPa m . Elle est déterminée à l’aide d’éprouvettes compactes de traction (C.T). Les aciers, selon la température, sont plus ou moins fragiles : • à basse température, une faible contrainte suffit à propager une amorce de rupture : c’est la zone de rupture fragile ; • au-delà d’une certaine température, il faut une contrainte beaucoup plus importante pour propager rapidement une fissure, c’est la zone de rupture ductile.

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Figure 5.8. Température de transition ductile-fragile : RTNDT.

Dans la zone intermédiaire, celle où la résilience augmente très vite avec la température, on définit un point particulier appelé température de transition de référence ou RTNDT (figure 5.8). Il ne faut pas faire travailler l’acier ferritique de la cuve en dessous de cette température. Pour les chaudières en exploitation, la rupture de la cuve doit être totalement exclue par sa conception, par la surveillance en service et par l’ensemble des mesures qui permettent d’assurer le refroidissement du cœur dans la cuve en toutes circonstances. Ces dernières incluent les situations hautement improbables qui demanderaient d’injecter de l’eau très froide dans la cuve pour refroidir le cœur. En clair la rupture de la cuve n’est pas envisagée comme possible, compte tenu des mesures de prévention, et il n’existe pas de mesures constructives permettant de faire face à l’écoulement hors de celle-ci du cœur fondu (appelé « corium »). Afin d’exclure le risque de rupture brutale en service, le matériau de cuve, et en particulier celui de la zone soumise à irradiation neutronique, est élaboré pour avoir une excellente ténacité en sortie de l’aciérie et une composition chimique optimale pour réduire la fragilisation sous irradiation. La maîtrise de la RTNDT se fait à trois niveaux : • fabrication : une faible teneur en éléments fragilisants tels que le cuivre, le soufre et le phosphore limite le décalage de la RTNDT sous irradiation ; • réduction de la fluence (flux de neutrons/cm²) : on réduit la fluence en optimisant les plans de chargement des assemblages combustibles, tout en respectant les contraintes liées aux évolutions telles que l’allongement des campagnes à 18 mois ou l’utilisation du combustible MOX ; • surveillance de l’effet de l’irradiation sur le décalage de la RTNDT : dès l’engagement des paliers 900 et 1 300 MWe, un programme très complet de surveillance de l’irradiation a été mis en œuvre pour suivre l’évolution de la RTNDT de chaque cuve : ce programme s’appuie sur l’extraction de quatre capsules à une périodicité prédéfinie. Ces capsules sont constituées d’éprouvettes fabriquées dans le métal de la cuve et

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Figure 5.9. Capsule et éprouvettes d’irradiation.

placées dans la cuve elle-même à des positions recevant plus de flux neutronique que la paroi. Leur endommagement est donc accéléré par rapport à celui de la cuve. Ces capsules sont équipées de détecteurs de température (sondes fusibles) et de dosimètres neutroniques (à fission ou à activation) pour connaître très exactement les conditions dans lesquelles le matériau a été irradié et la dose qu’il a reçue (figure 5.9). Le dépouillement des éprouvettes de résilience extraites des capsules permet de quantifier les effets de fragilisation neutronique et donne, avec une anticipation suffisante, l’image des caractéristiques mécaniques de la cuve irradiée jusqu’à 40 ans.

5.2.6. Contrôles de la cuve La vérification de la résistance à la rupture brutale consiste à postuler l’existence d’une fissure de grande taille dans l’épaisseur de la paroi et à vérifier que les contraintes en pointe de fissure dans la situation la plus pénalisante sont suffisamment faibles pour ne pas déclencher la propagation brutale du défaut. Les contrôles ont pour but de valider les hypothèses de calcul, à savoir taille maximale et localisation des défauts.

5.2.6.1. Inspection usine Les opérations de fabrication qui peuvent être à l’origine de défauts sont les opérations de soudage des viroles entre elles, des tubulures sur les viroles et du revêtement sur la paroi interne de celles-ci. Lors de la fabrication, tous les joints soudés d’assemblage font l’objet d’un contrôle de surface (ressuage) et d’un contrôle volumétrique (ultrasons et radiographie).

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5.2.6.2. Inspection en service Les parties les plus sensibles de la cuve sont inspectées périodiquement (après 2 ans puis tous les 10 ans) par des capteurs à ultrasons dits « focalisés » qui auscultent les parois dans leur épaisseur. Ces capteurs sont manipulés par une machine porteuse équipée d’un bras mobile à l’extrémité duquel sont fixés les capteurs. L’opération se déroule sous eau. Les zones inspectées sont les viroles de cœur dans leur quasi-totalité et toutes les soudures. L’inspection en service permettrait également de détecter une éventuelle propagation des défauts par fatigue sous l’effet des contraintes alternées dues en particulier aux opérations de montée/descente en pression et température à chaque opération de rechargement.

5.3. Structures internes Les internes sont composés de deux sous-ensembles : les internes inférieurs et les internes supérieurs (figure 5.10). Les internes inférieurs ont la forme générale d’un panier suspendu à l’intérieur duquel sont rangés et maintenus latéralement les assemblages combustibles. Les internes supérieurs compriment les assemblages en position lorsque la cuve est fermée et guident les grappes de contrôle.

5.3.1. Structure des internes La structure des internes inférieurs est constituée par la bride supérieure, l’enveloppe de cœur de forme cylindrique et le fond support de cœur sur lequel reposent les assemblages (figures 5.11 et 5.12). À l’intérieur de l’enveloppe du cœur et vissé sur celle-ci, on trouve un ensemble de plaques horizontales et verticales vissées entre elles qui occupent l’espace compris entre le périmètre externe du cœur de forme polygonale et l’enveloppe cylindrique. Cet ensemble est appelé cloisonnement du cœur. Sa fonction est de maintenir latéralement les assemblages et d’obstruer hydrauliquement l’espace entre l’enveloppe et le cœur. À l’extérieur de l’enveloppe de cœur sont fixés les écrans neutroniques portant eux-mêmes les conteneurs des capsules d’éprouvettes d’irradiation de la cuve. Situés azimutalement dans les « angles » du cœur, ils contribuent à limiter la fluence imposée à la cuve. Sous le fond support de cœur sont fixées des colonnes d’instrumentation inférieure – elles guident vers le cœur l’instrumentation qui pénètre par le fond de la cuve – et le supportage secondaire. La structure des internes supérieurs est constituée par le support des guides de grappes, les colonnes entretoises et la plaque supérieure de cœur délimitant le haut de la cavité de cœur (figure 5.13). À l’intérieur de cette structure sont insérés les guides de grappes, les conduits et colonnes de thermocouples.

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Figure 5.10. Positionnement des internes dans la cuve.

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Figure 5.11. Équipements internes inférieurs.

5.3.2. Interfaces Internes – Assemblages combustibles Les internes doivent supporter les assemblages et les maintenir en position avec précision afin que le pas entre les crayons périphériques de deux assemblages voisins soit le même qu’à l’intérieur des assemblages (homogénéité du rapport de modération dans le cœur, respect des conditions thermohydrauliques pour les crayons). De plus, les internes doivent réaliser un alignement précis des composants (adaptateurs du couvercle de cuve, guides de grappes des internes supérieurs, assemblages combustibles)

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Figure 5.12. Cloisonnements internes inférieurs.

participant au guidage de la ligne de commande (grappe et tige de commande). L’alignement de ces pièces est essentiel pour limiter les frottements avec les grappes de contrôle et leur assurer un temps de chute gravitaire aussi court que possible. Enfin, le remplacement périodique des assemblages impose que la partie des internes située au-dessus du cœur (internes supérieurs) soit démontable.

5.3.2.1. Maintien des assemblages dans les internes La figure 5.14 rappelle la constitution d’un assemblage et d’une grappe de contrôle ou d’arrêt. Dans le sens vertical, les ressorts de l’embout supérieur comprimés par la plaque supérieure de cœur, maintiennent l’embout inférieur en contact avec la plaque inférieure de cœur. Le poids du cœur transite par l’enveloppe de cœur et est finalement transmis au rebord d’appui de la cuve par la bride supérieure.

5 - La boucle primaire, la cuve et ses composants

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Figure 5.13. Équipements internes supérieurs.

Dans le sens horizontal, chaque embout est maintenu en position par deux broches vissées dans la plaque de cœur.

5.3.2.2. Maintien des internes inférieurs et supérieurs dans la cuve Les dispositifs de guidage décrits ci-après sont conçus pour permettre l’expansion radiale et axiale différentielle entre la cuve et les internes tout en interdisant le mouvement en poutre des internes. En effet, le coefficient de dilatation de l’acier austénitique des internes est environ 1,5 fois plus élevé que celui de l’acier ferritique de la cuve. En service, les

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Figure 5.14. Assemblage combustible PWR. Réseau 17 × 17 et sa grappe de commande.

internes sont à une température un peu plus élevée que celle de la cuve qui gonfle sous l’effet de la pression. a) Maintien vertical Les brides des internes, inférieur et supérieur, sont maintenues en contact respectivement avec le rebord d’appui dans la cuve et le plan de joint du couvercle de cuve par l’anneau de calage qui travaille en flexion comme une grosse rondelle Belleville. De plus, pour pallier une rupture hypothétique de l’enveloppe de cœur, un supportage secondaire est prévu en partie basse des internes inférieurs dans le double but de limiter l’impact sur le fond de cuve grâce à des amortisseurs, et de réduire la hauteur de chute du cœur afin d’empêcher le désengagement des crayons absorbants des tubes-guides d’assemblages.

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b) Maintien latéral Le centrage précis des internes inférieurs dans la cuve est réalisé par un dispositif comprenant 6 clavettes stellitées solidaires du fond support de cœur et des glissières stellitées solidaires de la cuve. Il est obtenu par un guidage dans le sens tangentiel tout en autorisant les dilatations dans les directions radiale et verticale.

5.3.3. Interfaces internes supérieurs – Grappes de commande Les internes supérieurs remplissent deux fonctions : • guider la grappe lorsqu’elle est extraite du cœur et la protéger contre l’écoulement transverse ; • maintenir les tiges de commande dans les internes supérieurs lorsque ces derniers sont extraits de la cuve. Le guide de grappe (figure 5.15) comprend un élément inférieur et un élément supérieur. L’élément inférieur est fixé rigidement à son sommet sur le support des guides des grappes et centré à sa base dans la plaque supérieure de cœur par deux broches. Ces broches peuvent coulisser dans leurs trous de centrage dans la plaque supérieure de cœur. La structure de l’élément inférieur est constituée d’un capotage en tôle dans lequel sont fixées les pièces assurant le guidage des grappes. En partie basse, dans la zone où l’eau sort du guide de grappe pour rejoindre le plénum, le guidage est du type continu afin de protéger les crayons absorbants contre les sollicitations hydrauliques. Au-dessus, le guidage est du type discontinu, par l’intermédiaire de « cartes » régulièrement espacées. Les éléments de guidage sont conçus pour permettre le passage des ailettes rattachant les crayons au pommeau central de l’araignée de la grappe. L’élément supérieur est fixé à sa base sur le support des guides de grappes par une bride reposant sur celle de l’élément inférieur. Sa structure est constituée par un tube à l’intérieur duquel sont fixées les cartes de guidage discontinu. La tige de commande est guidée dans sa traversée du couvercle par une pénétration cylindrique équipée d’une manchette thermique. Cette dernière comporte à sa base un cône destiné à recentrer la tige de commande lors de la remise en place du couvercle.

5.3.4. Instrumentation du cœur 5.3.4.1. Thermocouples Une cinquantaine de thermocouples mesurent la température de l’eau en sortie des assemblages ce qui permet de reconstituer par calcul la carte de puissance dans le cœur. Les internes supérieurs guident les thermocouples vers les quatre colonnes de thermocouples qui traversent la cuve dans des adaptateurs identiques à ceux des grappes (figure 5.16). Un système d’étanchéité démontable est prévu pour permettre la dépose du couvercle de cuve.

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Figure 5.15. Guide de grappe.

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Figure 5.16. Adaptateur pour thermocouples.

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5.3.4.2. Sondes de mesure de flux neutronique Ces sondes introduites par le fond de la cuve peuvent remonter dans le tube-guide central d’une cinquantaine de positions d’assemblages, dans le but d’obtenir une cartographie de flux du cœur. Cette instrumentation sert au calibrage périodique des chambres de flux placées à l’extérieur de la cuve. Une fonction des internes est de guider les doigts de gants permettant la circulation des sondes entre les pénétrations du fond de cuve et les embouts inférieurs des assemblages concernés. Ceci est réalisé par les colonnes d’instrumentation inférieures qui font la liaison entre les pénétrations de fond de cuve et le fond support de cœur.

5.3.5. Circulation de l’eau dans la cuve 5.3.5.1. Débit principal Les internes canalisent l’eau de refroidissement du cœur et des volumes contenus dans la cuve. En effet, si 97,4 % de la puissance nucléaire est générée dans le cœur, les 2,6 % restants sont générés dans l’eau et les structures entourant le cœur par les fuites de neutrons et de rayonnement gamma. Le débit venant des branches froides descend dans l’espace annulaire entre l’enveloppe de cœur et la cuve, puis remonte à travers le cœur et sort vers les branches chaudes après avoir traversé les ajutages ménagés à travers l’enveloppe du cœur (cf. figure 5.10). Cette disposition permet d’assurer un débit de circulation naturelle en cas de perte de l’alimentation électrique des pompes primaires. Elle permet également de maintenir la paroi de la cuve à une température quasi constante pendant le fonctionnement en puissance ce qui limite les contraintes dues aux gradients thermiques. Une partie de l’eau venant d’une boucle revient, après passage dans la cuve, dans la même boucle. La connaissance de la proportion de débit de cuve affecté à chaque boucle (coefficients de mélange) est nécessaire pour l’étude des accidents dissymétriques comme les ruptures de tuyauteries vapeur. La perte de charge due à la plaque inférieure de cœur contribue à homogénéiser la répartition de débit à l’entrée du cœur : chaque assemblage est alimenté par quatre trous diaphragmés.

5.3.5.2. Débits dérivés et parasite Environ 0,5 % du débit est prélevé à la base du cœur pour refroidir la zone comprise entre les cloisons et l’enveloppe de cœur. Des trous sont percés dans les renforts pour permettre la circulation ascendante de l’eau. Environ 2 % du débit est prélevé en haut de l’espace annulaire pour le refroidissement du volume hémisphérique sous le couvercle de cuve. Ce débit transite à travers des ajustages ménagés à travers les brides d’internes et rejoint le plénum supérieur par l’intérieur des guides de grappes. L’ajustement, grâce à des orifices, de ce débit permet d’obtenir un dôme dit « froid » ou un dôme dit « chaud ». La démontabilité des internes inférieurs nécessite de prévoir un jeu à température ambiante entre les ajustages de sortie des internes et de la cuve. Ce jeu est calculé de telle manière qu’il soit ramené à une valeur presque nulle à chaud, compte tenu des phénomènes de dilatation (les internes se dilatent plus que la cuve) et de gonflement de la

5 - La boucle primaire, la cuve et ses composants

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cuve sous l’effet de la pression. Par ce jeu, un débit parasite estimé à 1 % maximum du débit retourne directement de la branche froide à la branche chaude, en by-passant le cœur.

5.4. Mécanismes de commande des grappes (MCG) Chaque grappe est commandée par son mécanisme qui assure son déplacement vertical. On distingue deux fonctions principales, à savoir : • une fonction régulation : insertion/extraction à vitesse plus ou moins rapide et maintien à une position donnée ; • une fonction arrêt : insertion à grande vitesse par l’effet de la seule gravité, les mécanismes étant situés au-dessus du cœur.

5.4.1. Principe de fonctionnement Le mécanisme de commande, installé sur un adaptateur aménagé sur le couvercle de cuve, se compose de quatre parties (figure 5.17) : • l’enceinte sous pression, prolongement du tube adaptateur ; • le mécanisme de levée, constitué par les pôles des électro-aimants de maintien, de transfert et de levée baignés dans le fluide primaire, qui activent séquentiellement des cliquets « pas à pas » et induisent ainsi la levée de la tige de commande cannelée ; • l’ensemble tige de commande, connectée à hauteur du couvercle à la grappe de contrôle immergée dans la cuve du réacteur ; • l’ensemble électromagnétique, constitué de trois bobines fournissant les champs magnétiques nécessaires au mouvement des électro-aimants. La grappe est suspendue par son pommeau à une longue tige traversant le couvercle dans un tube adaptateur rapporté. Lorsque la grappe est extraite, la tige de commande cannelée remonte à l’extérieur du couvercle dans une longue manchette ou doigt de gant contenant l’eau sous pression du circuit primaire. Le mouvement de translation est transmis directement par trois bobines électriques (électro-aimants) fixées sur l’extérieur de l’enceinte sous pression qui actionnent, suivant un cycle donné, deux séries de grappins fixés à l’intérieur de l’enceinte sous pression. Une bobine extérieure de forme annulaire aimante deux pôles ferromagnétiques. Le pôle inférieur coulissant est attiré vers le pôle supérieur fixe. La fermeture de l’entrefer entre les deux pôles provoque l’engagement de trois cliquets disposés sur un même plan à 120° l’un de l’autre. Chacun d’eux est en effet poussé radialement sur son extrémité inférieure par une biellette solidaire du pôle mobile, ce qui le fait tourner autour de son axe fixe supérieur. Ce mouvement est inversé lors de la coupure du courant dans la bobine. Le pôle mobile inférieur retombe et dégage les trois cliquets. La rondelle amagnétique et le ressort ont pour fonction de lutter contre la rémanence magnétique des pôles et d’accélérer le décollement.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 5.17. Mécanisme de commande.

5 - La boucle primaire, la cuve et ses composants

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5.4.2. Enceinte sous pression Elle se compose de bas en haut du carter sous pression, de la gaine de tige de commande et du raccord d’anneau de levage. Le carter sous pression est vissé sur l’adaptateur de couvercle de cuve. Le filetage reprend les efforts de pression, l’étanchéité étant assurée par un joint soudé vertical à lèvres minces, réalisé en acier inoxydable Z2 CN 19.10. La gaine de tige de commande est vissée sur l’extrémité du carter sous pression, l’étanchéité étant réalisée par joint soudé horizontal à lèvres minces.

5.4.3. Mécanisme de levée Le mécanisme de levée est constitué de trois électro-aimants actionnés chacun par une bobine alimentée en courant continu. Un séquençage précis de l’alimentation des courants dans ces bobines, grâce aux armoires de commande, produit un déplacement de l’ensemble mobile tige et grappe de contrôle par petits pas d’une longueur égale à la distance séparant deux cannelures voisines sur la tige de commande. Le mécanisme de levée comprend de bas en haut (figure 5.18) : • l’électro-aimant de maintien qui assure la fermeture et l’ouverture de trois cliquets fixes tenant immobile l’ensemble tige-grappe de contrôle ; • l’électro-aimant de transfert qui assure la fermeture et l’ouverture de trois cliquets mobiles. Les deux électro-aimants sont distants d’un nombre entier de fois le pas des gorges de la tige de commande ; • l’électro-aimant de levée ou de déplacement qui n’actionne pas de cliquets mais soulève l’ensemble pôle-cliquets de transfert d’une longueur égale au pas des gorges de la tige de commande ; • le pôle de levée, pièce fixe qui repose sur le carter sous pression. À son extrémité inférieure est vissé le tube guide auquel sont suspendues toutes les pièces fixes du mécanisme. Le tube-guide permet également de centrer toutes les pièces coulissantes. Pour permettre le passage des cliquets lors de l’engagement, des lumières sont usinées à travers le tube-guide. Lorsque la bobine de levée est excitée, le pôle de transfert vient se coller sur le pôle de levée. Le pôle de transfert sert aussi de pôle pour l’électro-aimant de transfert. La partie mobile correspondante est le plongeur des cliquets de transfert qui assure la fermeture des cliquets de transfert en venant se coller sur le pôle de transfert lorsque la bobine de transfert est excitée. Le pôle de maintien est une pièce fixe vissée sur le tube-guide. La partie mobile correspondante est le plongeur des cliquets de maintien qui se colle sur le pôle lorsque la bobine de maintien est alimentée ou repose sur une butée vissée sur le tube-guide lorsque l’on coupe le courant. Les matériaux constituant le mécanisme de levée sont : • pour les pôles fixes et plongeurs : acier magnétique inoxydable à 13 % de chrome. Les portées cylindriques coulissantes sont chromées ;

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Figure 5.18. Description d’un mécanisme.

• pour les cliquets, biellettes, tube-guide : acier inoxydable amagnétique. Les dents de cliquets sont stellitées ainsi que les portées d’axe dans les cliquets et biellettes ; les axes et les portées coulissantes du tube-guide sont chromées.

5 - La boucle primaire, la cuve et ses composants

105

Le tableau 5.1 décrit les cycles de montée et de descente. Les séquences de montée ou de descente s’effectuent en 800 ms environ. Un fonctionnement en continu permet d’atteindre ainsi une vitesse de 72 pas/min. Tableau 5.1. Cycles de montée et de descente des grappes. Bobines alimentées

Opérations Cycle de montée

M

Tige supportée par les cliquets de maintien

T, M

Tige supportée par les cliquets de maintien. Fermeture des cliquets de transfert par remontée du plongeur des cliquets de transfert

T

Ouverture du grappin de maintien par descente du plongeur des cliquets de maintien. Tige supportée par le grappin de transfert

L, T

Levage : montée du pôle mobile de levée de 1 pas

L, T, M

Fermeture des cliquets de maintien

L, M

Descente du plongeur des cliquets de transfert. Ouverture des cliquets de transfert

M

Descente du pôle et plongeur des cliquets de transfert due à la libération du pôle mobile de levée Cycle de descente

M

Tige supportée par les cliquets de maintien

L, M

Tige supportée par les cliquets de maintien. Levage des pôle et plongeur de transfert entraînés par le pôle mobile de levée. Cliquets de transfert ouverts

L, T, M

Fermeture des cliquets de transfert par montée du plongeur de transfert

L, T

Ouverture des cliquets de maintien par libération du plongeur de maintien. Tige supportée par les cliquets de transfert

T

Descente des pôles et plongeur de transfert par libération du pôle mobile de levée. Cliquets de transfert fermés. Tige supportée par les cliquets de transfert

T, M

Fermeture des cliquets de maintien par montée du plongeur de maintien

M

Ouverture des cliquets de transfert par libération du plongeur de transfert

La chute de grappe pour provoquer l’arrêt d’urgence est obtenue par coupure de l’alimentation dans toutes les bobines. Les cliquets s’ouvrent et libèrent en moins de 150 ms la tige de commande qui chute par gravité. En fin de chute, le mouvement de la grappe et de la tige est amorti par un rétreint du tube-guide dans l’élément combustible.

5.4.4. Tige de commande La tige de commande est reliée au pommeau de la grappe par un accouplement déverrouillable lors des opérations de déchargement, après démontage du couvercle. En acier magnétique inoxydable à 13 % de chrome, elle comporte 292 gorges, la course correspondant à 263 gorges.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

5.4.5. Ensemble électromagnétique L’ensemble électromagnétique est formé par la bobine de maintien, la bobine de transfert et la bobine de levée. Ces bobines sont constituées de spires de fil de cuivre isolé avec une double couche de verre. Elles sont maintenues dans des logements en fonte à graphite sphéroïdal. Des tirants solidarisent les différents logements pour former un ensemble indépendant qui est enfilé sur le carter de l’enceinte sous pression.

5.4.6. Système de surveillance de la position de la grappe Il est constitué par un ensemble de capteurs (un par mécanisme), enfilés sur la gaine de tige de commande du mécanisme, et constitués d’un enroulement primaire et d’un enroulement secondaire. Les bobines secondaires mesurent la pénétration de la tige de commande (magnétique, jouant le rôle de noyau) et donc la position de la grappe associée.

Le pressuriseur

Vase d’expansion du circuit primaire, le pressuriseur est relié à l’une des branches chaudes (boucle 1) par la ligne d’expansion. Il permet le contrôle de la pression du circuit primaire grâce : • à l’équilibre des phases eau et vapeur saturées ; • au système d’aspersion constitué par une buse (douche) au sommet du pressuriseur reliée, par l’intermédiaire de robinets réglants, à deux des branches froides (dont celle de la boucle 1) du RCP et au circuit RCV. Le débit d’aspersion est dû à la différence de pression entre le refoulement des pompes primaires et le sommet du pressuriseur. Il s’annule donc en cas d’arrêt de ces pompes ; • aux cannes chauffantes (ou « chaufferettes ») ; • aux soupapes de décharge et de sûreté.

6.1. Architecture du pressuriseur Le pressuriseur est un cylindre terminé par deux calottes hémisphériques (figure 6.1). Réalisé à partir de tôles en acier au carbone faiblement allié, il est revêtu d’acier inoxydable. Il est muni, à sa partie inférieure, de cannes chauffantes verticales et du piquage de liaison avec la ligne d’expansion. Il comporte à sa partie supérieure quatre piquages. L’un, muni d’une manchette thermique et d’une buse est relié aux lignes d’aspersion. Les trois autres sont affectés aux trois soupapes de sûreté. Les cannes chauffantes sont constituées d’une enveloppe tubulaire entourant un élément chauffant en nichrome. L’isolation est assurée par de l’oxyde de magnésium. Une partie d’entre elles, dites groupe variable, voient leur puissance modulée par le système de régulation de pression. Le reste fonctionne en tout ou rien.

6.2. Principe de fonctionnement 6.2.1. Régime stationnaire En régime stationnaire, le niveau du pressuriseur est constant et la pression primaire est maintenue à la valeur de consigne de 155 bar, grâce à un matelas de vapeur saturée en

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 6.1. Pressuriseur.

équilibre avec une phase liquide à la température de saturation à 155 bar, soit 345 °C. Pour élever ou abaisser la pression du circuit, il faut donc chauffer ou refroidir l’eau du pressuriseur. La forte pente, dans le domaine P/T considéré de la courbe de saturation de l’eau, fait qu’à une variation de pression correspond une variation relativement beaucoup plus faible de température (figure 6.2). On maintient un faible débit d’aspersion continue qui condense un peu de vapeur qui retombe dans la phase liquide du pressuriseur. Le maintien de la pression est assuré par les chaufferettes. Celles-ci créent, au sein de la phase liquide, des bulles de vapeur qui rejoignent la phase vapeur et compensent le volume condensé par l’aspersion. Ces flux antagonistes assurent l’homogénéisation et l’équilibre thermique des deux phases par effet

6 - Le pressuriseur

109

Figure 6.2. Courbe de saturation de l’eau.

de brassage. On évite ainsi la stratification en phase liquide due aux pertes thermiques à travers la paroi et à l’introduction de l’eau de la branche chaude au fond du pressuriseur. L’aspersion continue a également pour rôles : • de maintenir la concentration en bore de l’eau du pressuriseur égale à celle de l’eau des boucles primaires : on évite ainsi des variations intempestives de réactivité consécutivement à des transitoires entraînant des baisses de niveau pressuriseur ; • d’éviter le refroidissement (conditionner) de la ligne d’aspersion, et donc les chocs thermiques lors de sa mise en service ; • d’éviter la stratification dans les zones à faible pente de la ligne d’expansion en assurant un débit suffisant dans celle-ci vers la boucle 1.

6.2.2. Régime transitoire Les variations de charge turbine et donc de débit vapeur induisent des transitoires d’échauffement ou de refroidissement du réfrigérant primaire, car la régulation de puissance du réacteur par les grappes de contrôle n’est pas aussi rapide que la régulation turbine. En cas de refroidissement brutal du circuit primaire, le réfrigérant se contracte et le pressuriseur se vide : le niveau baisse (figure 6.3.a). La phase vapeur se détend isentropiquement ; il y a condensation et baisse de la pression en dessous de la pression initiale de saturation PS1. Ensuite, les bulles de vapeur formées au sein de la phase liquide, suite à la dépressurisation, rejoignent la phase vapeur et la pression remonte. La pression finale PS2 reste légèrement inférieure à PS1, la phase liquide s’étant refroidie pour permettre la vaporisation.

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a)

b)

Figure 6.3. (a) contraction du circuit primaire ; (b) expansion du circuit primaire.

Inversement en cas de transitoire d’échauffement, le fluide primaire se dilate et de l’eau pénètre dans le pressuriseur par la ligne d’expansion : le niveau monte (figure 6.3.b). Ceci entraîne une compression du matelas vapeur. Cette compression isentropique dans un premier temps ne permet pas l’homogénéisation des phases eau et vapeur du fait de sa rapidité. La pression monte donc au-dessus de la pression de saturation PS1. Par la suite, l’homogénéisation se réalise. La vapeur se refroidit et se condense et l’on rejoint la courbe de saturation. La pression finale PS2 est très légèrement supérieure à PS1 car l’on récupère l’énergie de compression sous forme de chaleur latente de condensation. Lorsque l’amplitude de l’écart entre pression initiale PS1 et pression finale PS2 est supérieure à la bande morte de la régulation, celle-ci actionne soit l’aspersion, soit les chaufferettes pour ramener la pression dans la bande morte autour de la pression de consigne. Pour limiter au minimum les fluctuations de pression dues aux variations normales de puissance, on fait en sorte que le programme de niveau pressuriseur corresponde aux variations de volume du fluide primaire associées au programme de température moyenne. On compense à long terme les écarts par rapport au programme théorique grâce au circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV) mais les effets sont très lents, compte tenu du débit limité de charge ou de décharge.

6.2.3. Effet piston Cet effet se produit en cas d’absence d’aspersion suite par exemple à une perte des alimentations électriques externes et donc à l’arrêt des pompes primaires. Dans ce cas en effet, le circuit primaire commence à se refroidir, faisant baisser le niveau du pressuriseur. La pression diminue entraînant une vaporisation importante de l’eau : la masse de vapeur augmente. Ensuite, le niveau du pressuriseur remonte suite au réchauffement éventuel du circuit primaire et grâce au débit de charge du RCV ou de l’IS. L’eau venant de la branche chaude, plus froide que celle du pressuriseur, reste d’abord au fond de celui-ci (effet de stratification), l’effet du mélange grâce aux chaufferettes étant lent. Ceci se traduit par une compression quasi isentropique de la phase vapeur et donc une montée beaucoup plus rapide en pression que si l’on avait toujours équilibre thermique entre phase vapeur et phase liquide. Comme par ailleurs, la phase vapeur comprimée a une masse plus

6 - Le pressuriseur

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Figure 6.4. Dampierre. Effet « piston ».

importante qu’au départ, on retrouve la pression initiale pour un niveau inférieur au niveau initial. C’est ce que l’on a constaté par exemple à Dampierre en 1980 (figure 6.4).

6.2.4. Soupapes de décharge et de sûreté En cas d’incapacité de l’aspersion à limiter une augmentation de pression, les soupapes de décharge et/ou de sûreté installées sur trois piquages au sommet du pressuriseur s’ouvrent automatiquement. Elles déchargent la vapeur qui se condense dans un réservoir dit de décharge. Ces soupapes qui, sur les paliers 900 MWe, étaient initialement des soupapes à ressort, ont été remplacées par des soupapes pilotées montées en série (tandem). Une soupape pilotée est un robinet à soupape actionné par un vérin hydraulique dont la mise en pression s’effectue par l’intermédiaire d’une soupape à ressort ou d’un détecteur de pression, appelé pilote, commandé directement par le fluide de la capacité à protéger. La première soupape de chaque ligne est fermée en fonctionnement normal. Lorsque la pression atteint la pression dite de tarage (proche de la pression de calcul du CPP : 172 bar), le dispositif pilote déclenche automatiquement l’ouverture de la soupape. Lorsque la pression baisse, le pilote déclenche la fermeture de la soupape.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 6.5. Saint-Laurent B2 – Injection de sécurité intempestive.

La deuxième soupape est ouverte à la pression de fonctionnement normal et se referme en cas de défaillance à la fermeture de la première soupape à une pression déterminée pour éviter le déclenchement de l’injection de sécurité (de l’ordre de 140 bar). On peut également commander à distance, grâce à un électro-aimant agissant sur le pilote, l’ouverture des soupapes : c’est le mode décharge (utilisé en particulier pour la fonction gavé-ouvert et les essais de manœuvrabilité). La sollicitation des soupapes a été observée sur des sites 900 MWe (à Saint-Laurent B2 en 2000, puis Dampierre 3 en 2002) par la création involontaire des conditions de l’effet « piston » décrit au paragraphe précédent. Suite en effet à une perte des sources électriques et à un refroidissement excessif du circuit primaire, l’injection de sécurité a été déclenchée. La remontée de niveau pressuriseur consécutive associée à l’absence d’aspersion, les pompes primaires s’étant arrêtées, a entraîné une augmentation de pression jusqu’au seuil d’ouverture des soupapes. Elles ont fonctionné alors en mode de pompage (succession d’ouvertures et de fermetures) jusqu’à l’arrêt manuel de l’IS (figure 6.5). L’avantage des soupapes pilotées est un fonctionnement stable quelle que soit la qualité (monophasique, diphasique) du fluide déchargé. C’est la raison principale qui a conduit EDF à installer des soupapes pilotées de marque SEBIM sur le circuit primaire et le circuit RRA de toutes ses centrales. En revanche, le temps de réponse est plus long que celui d’une soupape à ressort.

6 - Le pressuriseur

113

Figure 6.6. Tuyauterie en « col de cygne » des soupapes de sûreté.

Pour garantir l’étanchéité vis-à-vis de l’hydrogène s’accumulant en haut du pressuriseur, on crée un bouchon froid de vapeur condensée dans la tuyauterie amont non calorifugée des soupapes, en forme de « col de cygne » (figure 6.6).

Les groupes motopompes primaires Les réacteurs PWR de conception Framatome comportent un groupe motopompe primaire (GMPP) par boucle (figure 7.1). Les GMPP sont installés sur la partie « froide » de la boucle primaire et véhiculent du fluide à des pression et température maximales respectivement de 160 bar et 300 °C environ. Le fonctionnement des GMPP est requis dès que la puissance du réacteur est supérieure à 10 % : le débit dû à la circulation naturelle (fonctionnement en thermosiphon) devient alors insuffisant.

7.1. Principe de fontionnement Les GMPP sont entraînés par des moteurs asynchrones triphasés à quatre pôles alimentés par le réseau électrique principal. Leur vitesse (1 485 tr/min à 50 Hz) est donc proportionnelle à la fréquence du réseau. En cas de variation de cette fréquence, par exemple lors d’un îlotage, le débit primaire, qui est lui-même proportionnel à la vitesse des GMPP, évolue avec la fréquence de leur courant d’alimentation. En cas de perte totale des alimentations électriques, les GMPP ralentissent jusqu’à l’arrêt. En effet, leur puissance ne permet pas, à coût raisonnable, de les alimenter par le réseau secouru par les diesels. On demande toutefois aux GMPP de maintenir temporairement un débit suffisant dans le cœur pour éviter un échauffement excessif du combustible consécutif au phénomène de caléfaction. La décroissance du flux thermique est en effet en retard par rapport à celle du débit primaire compte tenu des temps d’intervention du système d’arrêt d’urgence : délai d’instrumentation, temps de chute des grappes... Un ralentissement pas trop rapide est également requis dans le cas de perte passagère de l’alimentation électrique qui correspond au défaut réseau éliminé (tension nulle pendant 0,7 s) : il faut éviter l’arrêt d’urgence « inopportun » du réacteur par basse vitesse GMPP ou bas débit boucle. Ces exigences sont satisfaites en assurant au groupe une inertie suffisante grâce à l’adjonction d’un volant d’inertie.

7.1.1. Courbe caractéristique La variation de la hauteur manométrique (HMT) avec le débit volumique, à vitesse constante, est appelée « courbe caractéristique » (figure 7.2). Une caractéristique complète comprend également les courbes de puissance sur arbre et le rendement.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 7.1. Groupe motopompe primaire type 100 D.

7 - Les groupes motopompes primaires

117

Figure 7.2. Courbe caractéristique d’un GMPP – type 100.

Figure 7.3. Courbe caractéristique d’une pompe et de son circuit.

La hauteur et le débit d’une pompe varient avec la vitesse en suivant des règles dites « lois d’affinité ». Leur application, à chaque point de la courbe caractéristique, se traduit par : 2

3

W1 H W1 P W Q1 ------- = -------- ------1- = -------- -----1- = -------12 3 W2 H2 W P2 Q2 W2 1 avec : • Q1, Q2 : débit aux vitesses respectives W1 et W2 ; • H1, H2 : hauteur aux vitesses respectives W1 et W2 ; • P1, P2 : puissance aux vitesses respectives W1 et W2. On suppose, pour chaque point, que le rendement ne varie pas avec la vitesse. Les points associés par les lois d’affinité (1Æ2) sont appelés points correspondants et sont situés sur une parabole (figure 7.3).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Il en résulte donc, que dans un circuit constitué d’une pompe en série avec des composants passifs (tuyauteries, échangeurs, robinets), le débit est directement proportionnel à la vitesse de la pompe.

7.1.2. Fonctionnement normal Les boucles primaires étant des boucles fermées avec la cuve comme partie commune, la hauteur manométrique générée par chaque GMPP compense la somme des pertes de charge du circuit résistant comprises entre sa tubulure de refoulement et sa tubulure d’aspiration (tuyauteries primaires, cuve, générateur de vapeur). En régime de fonctionnement nominal de la chaudière, le débit délivré par chaque GMPP est égal au quart du débit cuve. Le point de fonctionnement des GMPP s’adapte lorsque le circuit résistant se modifie (cœur non chargé lors des essais, fonctionnement dissymétrique en 1, 2 ou 3 boucles sur 4, différences dues aux variations de densité entre l’état froid et l’état chaud...). Le point de fonctionnement peut donc être matérialisé dans le diagramme Hauteur-Débit, comme l’intersection de la courbe caractéristique de la pompe qui a une pente négative et celle du circuit résistant qui est une parabole, les pertes de charge étant proportionnelles au carré du débit.

7.1.3. Fonctionnement anormal des GMPP 7.1.3.1. Courbes caractéristiques dites quatre quadrants ou complètes Dans certaines situations de fonctionnement, les GMPP peuvent fonctionner en deçà de leur gamme normale de débit et de hauteur, à savoir rotation, hauteur et débit positifs (figure 7.4). On peut donc déterminer, en général sur des maquettes à échelle réduite en air, les courbes dites « quatre quadrants » qui fournissent la hauteur et le couple pour toutes les valeurs de débit et de vitesse, positifs ou négatifs. Ce mode de représentation n’étant pas pratique, car certaines valeurs tendent vers l’infini, on peut rassembler ces courbes sur deux diagrammes seulement en utilisant les lois d’affinité et en portant en abscisse soit le débit, soit son inverse. On obtient ainsi des courbes dites homologues. La figure 7.5 représente celle du GMPP 1 300 pour la hauteur. Ces courbes sont directement utilisées pour le calcul du débit dans les boucles dans les programmes de simulation des régimes accidentels décrits ci-après.

7.1.3.2. Arrêt de la pompe d’une (ou de plusieurs) boucles Le débit dans la boucle arrêtée s’inverse et ceci pour autant qu’il y ait au moins un GMPP alimenté. S’il n’y avait pas de dispositif antidévirage, la pompe se comporterait comme une turbine et tournerait en sens inverse à une vitesse pouvant devenir excessive.

7 - Les groupes motopompes primaires

119

Figure 7.4. Diagramme de fonctionnement dans les quatre quadrants.

7.1.3.3. Arrêt de tous les GMPP Le débit s’établit par circulation naturelle : le GMPP fonctionne en turbine à débit inverse. Dans ce cas, comme le couple de frottement est supérieur au couple moteur, la pompe reste arrêtée. En effet, suite à une perte des alimentations électriques des GMPP, la pompe électrique à huile du système auxiliaire de soulevage n’est pas alimentée. Le frottement au niveau palier butée devient alors très supérieur au frottement correspondant au régime en palier hydrodynamique (vitesse élevée) ou en palier hydrostatique (faible vitesse, système de soulevage en opération).

7.1.3.4. Accident de perte de réfrigérant primaire – APRP (cas hypothétique) a) Grosse brèche à l’aspiration (branche en U) du GMPP Que la pompe soit ou non en rotation, le débit s’inverse pour s’échapper à la brèche et la pompe s’arrête. Les cliquets du dispositif antidévirage qui ne sont plus soulevés par la force centrifuge s’engagent dans la crémaillère et empêchent la rotation en sens inverse.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 7.5. Courbe homologue hauteur/vitesse.

7 - Les groupes motopompes primaires

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b) Grosse brèche ou refoulement (branche froide) du GMPP Deux cas peuvent se présenter : • la pompe n’est plus alimentée électriquement : elle fonctionne en turbine en débit inverse. Ici le couple moteur est supérieur, au moins pendant la décompression du circuit primaire, au couple résistant et le GMPP est entraîné en rotation dans le sens normal. Sa survitesse peut être très importante et l’on doit démontrer qu’il n’y a pas éclatement du volant d’inertie ; • la pompe est alimentée électriquement : le moteur fonctionne en frein, sa courbe de couple résistant étant symétrique de celle du couple moteur par rapport à l’axe des vitesses. Si le couple hydraulique reste inférieur au couple maximal du moteur, la survitesse est très faible compte tenu de la pente élevée de la courbe couple-vitesse autour de la vitesse de synchronisme (1 500 tr/min). c) APRP (cas réaliste) Actuellement pour les études de survitesse des GMPP ou de vérification de la tenue des cliquets, on ne postule qu’une rupture guillotine à débattement limité. En effet, les butées installées auprès de la tuyauterie primaire aux endroits possibles de brèches (soudures, zones de contraintes maximales) limitent le déplacement des tuyauteries en cas de rupture guillotine et donc par conséquent la taille de brèche et le débit correspondant. Avec ces hypothèses, la vitesse maximale dans le cas le plus pénalisant reste inférieure à la vitesse nominale.

7.2. Architecture des GMPP La résistance à la pression conduit à donner au corps de pompe une forme sphérique, facilement réalisable en fonderie. Le problème le plus difficile à résoudre est de garantir, avec une très bonne fiabilité, l’étanchéité à la traversée de l’arbre en rotation. Il a été retenu un système d’étanchéité par des joints tournants à fuite contrôlée. L’inconvénient est que ce système est tributaire de circuits auxiliaires : RCV, RRI et induit des limitations sur la conduite de la chaudière pendant les phases de démarrage ou d’arrêt. Pour assurer le débit et la hauteur spécifiés, une seule roue associée à un diffuseur est suffisante. Enfin, l’inertie requise est assurée par un volant d’inertie, monté pour des raisons d’accessibilité au-dessus du moteur. Sous ce volant est fixé un dispositif d’antidévirage constitué par un système de cliquets s’engageant à faible vitesse dans une crémaillère qui empêche la pompe de tourner en sens inverse lorsqu’elle est arrêtée, les autres pompes étant en fonctionnement.

7.2.1. Éléments du GMPP Le GMPP est à axe vertical, le moteur étant fixé directement sur la pompe. On distingue en allant du bas vers le haut, les principaux sous-ensembles suivant (figures 7.1 et 7.6) : • le corps de pompe ; • la roue et le diffuseur ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 7.6. Coupe d’un groupe motopompe primaire type 100.

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• l’ensemble barrière thermique et palier pompe ; • le dispositif d’étanchéité de l’arbre ; • le support moteur ; • l’ensemble moteur avec les paliers radiaux et axiaux (butée) ; • le volant d’inertie. La pompe est supportée par trois béquilles à double rotule par l’intermédiaire de trois pattes solidaires de la volute. Cette disposition permet aux pompes primaires de suivre la dilatation des boucles. Trois dispositifs autobloquants (DAB) assurent le maintien en cas de déplacements rapides consécutifs aux séismes tout en ne s’opposant pas aux déplacements lents résultant des dilatations des tuyauteries primaires.

7.2.2. Partie hydraulique Le corps, appelé aussi volute, est une pièce massive en acier inoxydable moulé, soudé directement à la boucle par sa tubulure d’aspiration axiale et verticale et sa tubulure de refoulement radiale et horizontale. La roue en acier inoxydable moulé est de type hélico-centrifuge. Elle comporte sept aubes entourées par un flasque. Elle est frettée sur le bout d’arbre conique et maintenue par un goujon et une clavette. L’étanchéité (relative) au niveau roue entre les parties aspiration et refoulement est assurée par des joints labyrinthes sur le guide d’eau situé à l’entrée de la roue. Le diffuseur en aval de la roue convertit en pression une partie de l’énergie cinétique communiquée au fluide primaire par la roue, avant l’entrée dans la volute. En acier inoxydable moulé, il comporte douze aubes et est maintenu par sa bride serrée entre la partie supérieure de la volute et sa bride.

7.2.3. Barrière thermique Le palier pompe et les joints d’arbre sont conçus pour fonctionner en eau froide. Le maintien à basse température est assuré par deux dispositifs redondants : • un dispositif d’injection d’eau froide à haute pression dans la cavité en amont du joint n° 1, assurée par le RCV. Le débit injecté (1,8 m3/h pour des conditions normales), à une pression légèrement supérieure à la pression primaire, se divise en deux. Une partie de ce débit (environ un tiers) constitue la fuite contrôlée qui s’écoule au travers du dispositif de joint d’arbre ; l’autre partie du débit (environ deux tiers) redescend vers le corps de pompe après avoir lubrifié le palier et empêche ainsi toute remontée d’eau chaude primaire ; • un dispositif appelé « barrière thermique » placé à l’intérieur de la bride du corps audessus de la roue et qui assure la redondance fonctionnelle du précédent. C’est un ensemble composé d’un échangeur à serpentin logé dans une enveloppe support et d’un écran thermique formé d’un assemblage de tôles gaufrées autour de l’enveloppe. Le débit (9 m3/h) d’eau de réfrigération, circulant à basse pression et basse température à l’intérieur du serpentin, est fourni par le circuit RRI.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Le rôle essentiel de la barrière thermique est, en cas de perte du débit d’injection, de refroidir le débit d’eau primaire remontant le long de l’arbre avant son passage dans le palier de la pompe et dans le dispositif de joints d’arbre. La pompe peut ainsi continuer à fonctionner normalement. Le temps de fonctionnement dans ces conditions est toutefois limité car on craint l’introduction d’impuretés dans les joints d’arbre, l’eau primaire étant moins « propre » que l’eau du RCV qui est de l’eau primaire filtrée et purifiée. De plus, la barrière thermique a pour rôle, en fonctionnement normal (injection en service), de limiter le flux de chaleur remontant, par conduction, du corps de la pompe qui est à 300 °C, vers les parties supérieures de la pompe (palier et dispositif de joints d’arbre).

7.3. Étanchéité du groupe motopompe primaire 7.3.1. Étanchéité statique Les brides de la barrière thermique et du diffuseur sont serrées sur la face supérieure de la volute, par l’intermédiaire d’une bride de fermeture ou bride principale au moyen de 24 goujons montés avec précontrainte contrôlée et s’engageant dans la face supérieure de la volute. La bride inférieure du support moteur est également tenue en place par cet assemblage. L’étanchéité entre les deux brides et la volute est assurée par deux joints métalliques spiralés. En aval de ces joints, deux joints toriques métalliques « basse pression » permettent de collecter et d’évacuer par un drain les éventuelles fuites des joints spiralés.

7.3.2. Système d’étanchéité d’arbre Le système d’étanchéité d’arbre est un système à fuite contrôlée. Il est constitué de trois joints disposés en série (figure 7.7). L’ensemble de ces joints constitue une cartouche qui se monte et se démonte d’un seul bloc. Chaque joint se compose d’une glace tournante solidaire de l’arbre et d’un anneau flottant pouvant suivre les déplacements axiaux de l’arbre mais ne tournant pas.

7.3.2.1. Joint n° 1 Le joint n° 1 (figure 7.8) assure la plus grande partie de la chute de pression entre le circuit primaire et l’atmosphère. Il est du type hydrostatique, à film d’eau (d’épaisseur 10 μm environ). La géométrie particulière des deux glaces permet, à l’arrêt comme en rotation, l’ajustement automatique de leur écartement qui ne dépend que du ΔP du joint. En revanche, il ne doit jamais y avoir frottement entre les glaces, les céramiques constituant les joints ne le supporteraient pas. Ceci qui impose un ΔP minimum et donc une pression primaire de consigne minimale lorsque les GMPP sont en rotation. Les parties actives des glaces flottante et tournante sont en alumine. Elles sont progressivement remplacées par des glaces en nitrure de silicium, plus résistantes au frottement.

7 - Les groupes motopompes primaires

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Figure 7.7. Ensemble joints d’arbre « 8 pouces cartouche ».

Figure 7.8. Joint n° 1.

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7.3.2.2. Joint n° 2 Le joint n° 2 est un joint du type à faces frottantes. L’anneau flottant est appliqué sur la face tournante par des ressorts qui complètent les effets dus au poids et à l’effet de fond. La partie active de l’anneau flottant est en graphite ; celle de la glace tournante est un dépôt de carbure de chrome. En cas de défaillance du joint n° 1, sous l’effet de la pression (entre 30 et 70 bar), le joint n° 2 se déforme et devient un joint à film d’eau et à fuite contrôlée capable de tenir à la pression primaire.

7.3.2.3. Joint n° 3 Le joint n° 3 fonctionne sur le même principe et est constitué des mêmes matériaux que le joint n° 2. Une injection à contre-pression d’eau propre (venant du REA) débouche dans une rainure de la face active de l’anneau flottant de ce joint. Cette injection a pour but de lubrifier les faces du joint, d’éviter la cristallisation du bore et de faire obstacle à tout relâchement d’effluents liquides ou gazeux venant du joint n° 2.

7.4. Ligne d’arbre 7.4.1. Liaison pompe moteur La ligne d’arbre du groupe se compose en fait de deux arbres : l’arbre de la pompe et celui du moteur. Ces deux arbres sont reliés par un accouplement rigide dont les deux demimanchons sont montés à serrage sur les extrémités de leurs arbres respectifs. Une clavette est également installée à titre de sécurité. Cet arrangement permet de réaliser l’arbre de la pompe en acier inoxydable comme toutes les pièces qui sont en contact avec le fluide primaire, et d’utiliser un acier forgé au carbone pour l’arbre du rotor du moteur. Un tronçon d’arbre démontable relie les deux demi-accouplements de façon à permettre les inspections périodiques des joints d’arbre sans enlever le moteur.

7.4.2. Guidage de la ligne d’arbre Un bon guidage de la ligne d’arbre est essentiel pour limiter les vibrations et éviter les contacts entre parties fixes et tournantes, compte tenu des sources d’excitation hydrauliques au niveau de la roue et des balourds résiduels après équilibrage en usine. Le guidage radial et axial est assuré par : • le palier à eau de pompe, du type hydrodynamique, situé au plus près de la roue pour limiter le porte-à-faux. L’arbre est localement équipé d’une bague stellitée, et le palier est constitué d’un coussinet en graphite monté sur rotule ; • deux paliers radiaux à huile du type hydrodynamique situés respectivement en partie haute et basse du moteur. Ils sont constitués de huit patins oscillants fixés sur la carcasse du moteur.

7 - Les groupes motopompes primaires

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La reprise des efforts verticaux est assurée par une butée axiale à double effet constituée de deux butées hydrodynamiques à huile composées d’une couronne mobile commune solidaire de l’arbre et de huit patins oscillants à revêtement anti-friction fixés sur la carcasse du moteur. Un dispositif d’injection d’huile entre les patins permet de soulever la ligne d’arbre par pression d’huile et de démarrer la pompe sans frottement sur les patins. Les efforts verticaux, dirigés en fonctionnement normal vers le haut, sont dus à la pression primaire s’exerçant sur la section de l’arbre : effet dit « de fond », au poids du mobile et à la poussée hydraulique de la roue. Le refroidissement de l’huile des paliers, contenue dans deux carters, est nécessaire pour évacuer la puissance dissipée dans l’huile et éviter un échauffement excessif entraînant une diminution de viscosité et une perte de portance. Il est assuré par deux échangeurs alimentés par le RRI. L’échangeur du carter supérieur est externe contrairement à celui du carter inférieur. Dans les deux cas, la circulation de l’huile est assurée par une pompe à viscosité. Si le débit de RRI est interrompu, comme par exemple en cas d’isolement enceinte suite à une brèche intérieur enceinte, il y aura, au bout d’un délai supérieur à une dizaine de minutes, contact entre parties fixes et mobiles de la butée et des paliers moteur, endommagement de ces derniers et risque de blocage de l’arbre. En conséquence, des thermocouples logés dans les patins des paliers supérieurs et inférieurs de la butée déclenchent une alarme en cas de température élevée avec instruction d’arrêt manuel du groupe. Si celui-ci n’est pas réalisé et que la température continue à monter, il y a arrêt automatique.

7.5. Domaine de fonctionnement Le domaine de fonctionnement normal des GMPP est défini de manière à assurer un fonctionnement correct du joint n° 1 et à éviter la cavitation à l’entrée roue. Le phénomène de cavitation apparaît lorsque la pression à l’aspiration devient suffisamment faible pour que la pression statique devienne localement, dans les zones de forte vitesse de la roue, inférieure à la pression de saturation. Il y a alors formation de bulles de vapeur sur les aubes qui se résorbent en « implosant » lorsque la pression remonte dans les zones de plus faible vitesse. Cette implosion très brutale entraîne à plus ou moins long terme l’endommagement des parois de la roue. De plus, lorsque le régime de cavitation est très prononcé, la pression de refoulement en sortie de la roue chute et la pompe ne peut plus assurer le débit requis. On quantifie le risque de cavitation par le paramètre NPSH (Net Pressure Suction Head). Le NPSH disponible, NSPHD, est la différence entre la pression statique à l’entrée roue et la pression de vapeur saturante à la température du fluide pompé. Par définition, le NPSH requis, ou NPSHR est la valeur du NSPHD pour lequel on constate une chute de pression en sortie de la roue de 3 % de la HMT. La condition usuelle de non-cavitation est donc NPSHD > NPSHR. Pour la pompe primaire, le cas le plus pénalisant est le fonctionnement à basse pression primaire, lorsque la puissance résiduelle du cœur est évacuée par le RRA et avec une seule pompe primaire en service car cela correspond d’une part au NPSHD minimal et d’autre part au débit maximal de la pompe et donc au NPSHR maximal (cf. figure 7.2).

Le générateur de vapeur

La fonction essentielle des GV est la production de vapeur pour l’alimentation de la turbine. Par ailleurs, les GV constituent une barrière entre le circuit primaire et le circuit secondaire. Le GV est un échangeur de chaleur à tubes, du type « bouilleur ». L’eau du circuit primaire circule à l’intérieur de tubes formant le « faisceau tubulaire ». De l’eau dite alimentaire préchauffée est injectée par des pompes à haute pression dans l’enveloppe du GV où elle est portée progressivement à ébullition au contact des tubes.

8.1. Architecture des GV Dans les GV à circulation naturelle, le faisceau est constitué de tubes en U entourés d’une enveloppe cylindrique (figure 8.1). L’eau alimentaire est introduite entre la paroi du GV et l’enveloppe du faisceau (espace annulaire) au-dessus de celui-ci. Elle se mélange avec l’eau de recirculation, descend dans l’espace annulaire, jusqu’à la base du faisceau puis remonte à l’intérieur où elle est portée à ébullition. À la sortie du faisceau, il y a séparation de l’eau et de la vapeur dans des cyclones. La partie non vaporisée du débit, dite eau de recirculation, retourne dans l’espace annulaire. La vapeur saturée sort au sommet du GV après élimination de l’humidité résiduelle dans des sécheurs à chevrons. La figure 8.2 représente un GV type 68/19. On distingue de bas en haut les éléments suivants. • Les boîtes à eau du primaire sont constituées par un fond hémisphérique en acier ferritique, revêtu intérieurement d’une couche d’acier inoxydable. Celui-ci est séparé par une cloison en inconel en deux compartiments raccordés respectivement à la branche froide et à la branche chaude du circuit primaire. • La plaque tubulaire soudée au fond et à la virole inférieure de l’enveloppe est revêtue côté primaire d’inconel. Elle est percée pour laisser le passage aux tubes du faisceau. • L’enveloppe du GV, en acier ferritique est constituée d’une virole cylindrique au niveau du faisceau raccordée par l’intermédiaire d’une section conique à une virole plus large renfermant l’ensemble de séchage (cyclones et sécheurs). • Le faisceau tubulaire est constitué de tubes en inconel expansés mécaniquement dans les alésages (dudgeonnage) de la plaque tubulaire et soudés à celle-ci à leur extrémité.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 8.1. Générateur de vapeur – schéma de principe.

8 - Le générateur de vapeur

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Figure 8.2. Générateur de vapeur 68/19.

Les tubes, disposés selon un pas à faisceau carré, sont maintenus par des plaques entretoises solidarisées entre elles par des tirants. Ces plaques sont percées de trous permettant le passage des tubes et de l’émulsion eau-vapeur. Dans la partie cintrée du faisceau, des barres entretoises insérées entre les nappes de tubes évitent les vibrations. • L’enveloppe du faisceau est constituée d’une chemise de tôle raccordée à sa partie supérieure à l’ensemble de séchage. • La tubulure d’alimentation en eau et le tore de distribution muni de tubes en J. • L’ensemble de séchage est constitué des séparateurs (cyclones) (figure 8.3) et des sécheurs à chevrons en étoile (figure 8.4). • Au sommet de l’enveloppe, la tubulure vapeur est munie de tuyères (figure 8.5) pour limiter le débit en cas de rupture de ligne vapeur (l’écoulement devient sonique et ne dépend plus que de la pression amont dès que l’écart de pression amont-aval atteint une valeur dite critique : environ 50 % de la pression amont).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 8.3. Séchage vapeur séparateurs.

Figure 8.4. Séchage vapeur – sécheurs en étoile.

8.2. Thermohydraulique des générateurs de vapeur 8.2.1. Hydraulique Dans les GV à circulation naturelle, la force motrice qui assure la circulation du fluide est proportionnelle à la différence de masse volumique entre la colonne froide dans l’espace annulaire (eau de recirculation + eau alimentaire) et la colonne chaude dans le faisceau

8 - Le générateur de vapeur

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Figure 8.5. Sortie vapeur : limiteur de débit.

tubulaire (mélange diphasique eau-vapeur). Le débit massique dans celle-ci, QT, est tel que cette force motrice équilibre les pertes de charge du circuit. La part la plus importante des pertes est localisée dans le faisceau ; là où le fluide secondaire est en double phase (coefficient de frottement plus élevé qu’en simple phase liquide). On définit ainsi le taux de recirculation R = QT/Qa, qui est l’inverse de la qualité du mélange à la sortie du faisceau, avec : • Qa : débit d’eau alimentaire ; • Qv : débit vapeur (=Qa en régime établi) ; • QT : débit total traversant le faisceau ; • QR : débit de recirculation (= QT – Qa). Le taux de circulation égal à environ 4 à 100 % PN augmente jusqu’à plus de 20 à basse charge (PN < 10 %). Lors des transitoires, la variation du taux d’ébullition, donc des pertes de charge en double phase, permet d’expliquer les variations transitoires de niveau.

8.2.2. Thermique La puissance fournie par le GV peut s’exprimer par les relations suivantes : PGV = Qa (Hs – Ha) = U × A × LMTD

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avec : • Hs, Ha : enthalpies de la vapeur et de l’eau alimentaire ; • A : aire d’échange (surface externe moyenne des tubes GV × nombre de tubes) ; • U : coefficient moyen d’échange = 1/R où R est la résistance thermique primaire/ secondaire ; • LMTD (écart moyen logarithmique) = (TH – TC)/Log (TH – TC)/( TC – TS) ; • TH : température branche chaude (entrée GV) ; • TC : température branche froide (sortie GV) ; • TS : température de saturation de la vapeur ; • TH – TC = ΔT : différence de température entrée/sortie GV ou sortie/entrée de cuve.

8.2.3. Conséquences sur la conception des GV L’objectif du concepteur de GV est, pour une puissance et une température moyenne primaire données, de maximiser la pression vapeur, et donc TS, tout en minimisant la masse de métal du faisceau tubulaire et l’encombrement du GV. On a donc intérêt à augmenter le coefficient d’échange : U (et donc à baisser la résistance thermique). Le seul paramètre sur lequel on puisse agir de manière significative est la résistance thermique des tubes et donc leur épaisseur que l’on cherche à diminuer. Ceci conduit à réduire leur diamètre et donc à maximiser leur nombre tout en les compactant au maximum. Les limites sont la résistance mécanique du tube (tenue à la pression en tenant compte de l’usure et de la corrosion) et celle de la plaque tubulaire.

8.2.4. Phénomènes de gonflement – tassement La mesure de niveau GV s’effectue par mesure de la pression différentielle d’une colonne de référence reliée à un piquage en phase liquide et à sa partie supérieure à un piquage en phase vapeur. (Il y a en fait deux mesures de niveau : la gamme large et la gamme étroite.) En effet, il n’y a pas de séparation nette entre les deux phases dans l’enveloppe du faisceau et l’on ne peut pas parler de niveau dans cette zone. La régulation de niveau cherche à maintenir le niveau (gamme étroite) égal à sa consigne (c’est-à-dire constant à partir de 20 % de puissance), en agissant sur le débit d’eau alimentaire. Un niveau trop haut conduit en effet à un noyage des sécheurs et à un entraînement d’eau vers la turbine. Un niveau trop bas entraîne un refroidissement insuffisant et un risque de caléfaction dans le cœur.

8.2.4.1. Variation de débit vapeur La figure 8.6 montre la variation de niveau suite à un échelon négatif du débit vapeur (suite à une baisse de charge turbine). On distingue deux phases : • la première est une baisse initiale de niveau qui, compte tenu du temps de réponse de la régulation d’eau alimentaire, correspond à la réponse propre au GV, à masse de fluide quasi constante ;

8 - Le générateur de vapeur

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Figure 8.6. Variation du niveau GV en cas d’échelon de débit vapeur : –10 % QN.

• dans la deuxième phase, le niveau remonte par l’action de la régulation. Cette baisse initiale de niveau, appelée tassement, est due à la diminution du volume de vaporisation dans le faisceau et à la diminution du débit QT. La perte de charge diminue comme la pression en bas de l’espace annulaire, la pression vapeur n’ayant que très faiblement augmenté : la colonne d’eau le remplissant et le niveau descendent. Le gonflement est l’opposé du tassement et se produit donc en cas d’échelon positif de débit vapeur (figure 8.7). Ces phénomènes sont plus accentués à basse charge, car la variation de QT avec la charge est beaucoup plus forte à faible charge qu’à forte charge.

8.2.4.2. Cas général Pour analyser les conséquences immédiates d’une perturbation sur le niveau GV, il suffit de se poser la question : va-t-on produire dans le faisceau plus ou moins de vapeur (de bulles) ? Ainsi, il y a gonflement en cas d’échelon : • positif, de débit vapeur, de température primaire ou de débit primaire : la puissance transférée a augmenté du fait de l’augmentation du coefficient d’échange ; • négatif de débit d’eau alimentaire : l’ébullition se produit plus tôt dans le faisceau et le débit vapeur augmente tout comme le débit total QT (Le phénomène est d’autant plus accentué que l’eau alimentaire est plus froide : cas à basse charge).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 8.7. Variation du niveau GV en cas d’échelon de débit d’eau alimentaire : –10 % QE.

8.3. Conception mécanique des générateurs de vapeur 8.3.1. Faisceau tubulaire Une part essentielle des études de conception mécanique concernent le faisceau tubulaire. En effet, les tubes sont très minces et la rupture de l’un d’entre eux, ou pire de plusieurs simultanément, conduit pour certains scénarios pessimistes à un relâchement direct de produits radioactifs à l’atmosphère : c’est l’accident très étudié de rupture de tube de GV.

8.3.1.1. Fonctionnement normal Les principaux dommages à éviter en fonctionnement normal sont l’usure et la corrosion. L’usure des tubes résulte des vibrations induites par l’écoulement et se produit au droit des plaques supports ou au contact des barres antivibratoires. Elle est devenue un phénomène marginal. Le principal risque affectant les tubes GV est la corrosion. Le métal initialement retenu pour les tubes fut l’inconel 600. Cet alliage a été préféré à l’acier inoxydable en raison de ses caractéristiques mécaniques élevées, de sa meilleure conductivité thermique, et de sa meilleure tenue à la corrosion en cas d’introduction de chlorures dans le circuit secondaire (centrales en bord de mer). L’expérience en service a démontré que ce matériau était trop sensible à plusieurs mécanismes de corrosion sous tension : • côté secondaire, il se forme sur la plaque tubulaire entre les tubes un dépôt de produits de corrosion des circuits secondaires (communément appelé « boues » et constitué

8 - Le générateur de vapeur

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principalement de magnétite) qui favorise la concentration de produits comme la soude, qui tendent à corroder les tubes dans leur partie en contact avec les boues ; • côté primaire, des fissurations se produisent dans la zone de transition du dudgeonnage, au-dessus de la plaque tubulaire et à l’entrée des tubes cintres (premiers et seconds rayons), zone dans laquelle les contraintes résiduelles de fabrication sont élevées... La principale amélioration pour éviter ces phénomènes, outre celle relative à la maîtrise de la qualité de l’eau et au nettoyage du fond des GV par lançage a consisté à remplacer l’inconel 600 par de l’inconel 690.

8.3.1.2. Tenue en cas d’accident Les deux accidents mécaniquement dimensionnants pour le faisceau et postulés lors de la conception sont l’accident de perte de réfrigérant primaire (APRP) et la rupture d’une tuyauterie vapeur (RTV). Lors de la phase initiale de ces accidents, le faisceau est soumis à des efforts très importants dus aux forts gradients de pression côté primaire (APRP) ou à la vidange rapide du fluide côté secondaire (RTV). Dans ce dernier cas, la présence en sortie de chaque GV d’une tuyère limitant le débit vapeur contribue à la réduction des efforts sur les plaques entretoises et leurs tirants de liaison.

8.3.2. Enceinte sous pression secondaire L’épaisseur de l’enceinte sous pression secondaire est déterminée à partir de la pression dite de calcul, supérieure ou égale à la pression maximale de service (PMS). En cas d’accident de perte totale de débit vapeur (fermeture des vannes d’isolement vapeur, réacteur en puissance), la pression est limitée par des soupapes de sûreté à ressort. Leur capacité totale est calculée de manière à limiter la pression maximale dans les GV à 110 % de la pression de calcul. Les soupapes de sûreté des GV participent également à la protection du primaire contre les surpressions. En effet, la capacité des soupapes de sûreté du pressuriseur est supérieure ou égale au débit maximal dans la ligne d’expansion du pressuriseur lors du transitoire de perte totale de charge. Ce débit maximal est atteint à l’ouverture des soupapes GV. Un relèvement de la pression de tarage des soupapes GV implique donc une augmentation de la capacité de décharge des soupapes du pressuriseur.

8.4. Soupapes des générateurs de vapeur 8.4.1. Principe de fonctionnement Lorsque la pression de la vapeur atteint la pression de tarage de la soupape, la force hydraulique équilibre la force du ressort et la soupape s’ouvre brutalement. Pour atteindre l’ouverture dite complète (correspondant au débit garanti), la pression doit continuer à monter jusqu’à la pression de pleine ouverture. L’écart entre pression de pleine ouverture et pression de tarage est appelé surpression (over pressure). De même, la soupape ne se referme complètement qu’à une pression inférieure à la pression de tarage. L’écart entre

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 8.8. Courbes caractéristiques d’une soupape mécanique. Caractéristiques hydrauliques : S1, S2, S3. Caractéristique du ressort : R.

pression de refermeture et pression de tarage (ou pression de début d’ouverture) est appelé « retombée » (blowdown) (figure 8.8). L’hystérésis, c’est-à-dire l’écart entre la pression de pleine ouverture et la pression de refermeture, est donc la somme de la surpression et de la retombée et est de l’ordre de 10 % environ.

8 - Le générateur de vapeur

Figure 8.9. Soupape Bopp & Reuther.

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Figure 8.10. Soupape Griss/Crosby.

La figure 8.9 représente le plan d’ensemble de la soupape Bopp et Reuther montée sur le palier P4 (4 premières tranches 1 300 MWe d’EDF). C’est une soupape à ressort de type rondelles Belleville qui exerce un effort purement axial. En périphérie de chaque rondelle, une rainure circulaire contenant de petites billes d’acier réduit très sensiblement l’effort de frottement entre les rondelles et assure une très faible hystérésis mécanique. La soupape Griss (Licence Crosby) installée sur le Palier P’4 (16 tranches suivantes) est une soupape à ressort à boudin et à deux bagues de réglage vissées respectivement sur la buse et sur l’ensemble porte-clapet (figure 8.10). Le changement de la position des bagues permet de modifier l’accumulation et la retombée. Dans les deux types de soupape, la forme profilée du clapet oriente le jet de vapeur vers le bas et permet, par l’utilisation de la quantité de mouvement du fluide déchargé, d’assurer une ouverture complète. En revanche, pour que la soupape se ferme, il faut que la pression chute assez nettement en dessous de la pression de tarage.

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8.4.2. Fonctionnement en eau En cas d’accident de rupture de tube GV, les soupapes sont susceptibles d’être sollicitées en eau sous saturée. Dans ce cas, il y a risque d’oscillations ou de battements à une fréquence de quelques dizaines de hertz. Les parties mobiles de la soupape qui sont assimilables à un système masse/ressort peuvent entrer en résonance avec la tuyauterie amont qui se comporte comme un tuyau sonore, siège d’un régime d’ondes de pression stationnaires. Cette situation ne doit pas se prolonger car elle induit un échauffement important au niveau des guides de la tige, avec risque de grippage en position ouverte, ou plus probablement fermée.

Partie IV

LES PRINCIPAUX SYSTÈMES FLUIDES (Centrale 1 300 MWe) Nathalie Hassenboehler Les systèmes fluides permettant un bon fonctionnement de la chaudière dans tous les cas possibles d’exploitation et d’accidents se répartissent en quatre grandes catégories : • les systèmes auxiliaires intervenant en exploitation normale ; • les systèmes de sauvegarde intervenant en cas d’incident ou d’accident ; • les systèmes secondaires ; • les systèmes fluides support.

Les systèmes auxiliaires 9.1. Système de contrôle volumétrique et chimique (RCV) / Système d’appoint en eau et en bore (REA) Le système de contrôle volumétrique et chimique (RCV) assure les fonctions principales suivantes : • contrôle et maintien du volume de fluide nécessaire dans le circuit primaire par réglage des débits de charge et de décharge et par appoint en provenance du système d’appoint en eau et en bore REA ; • contrôle de la réactivité, c’est-à-dire l’ajustement en liaison avec le système REA de la teneur en bore du circuit primaire. Ce contrôle est nécessaire pour suivre les évolutions lentes de réactivité (burn-up), les variations de charge normalement prévues (suivi de charge), les passages d’un état à l’autre (passage depuis l’arrêt à chaud à l’arrêt à froid, par exemple) ; • contrôle chimique du fluide primaire, en particulier : - contrôle de la teneur en gaz dissous pour éviter la corrosion et les dangers d’explosion, - contrôle du pH (ajout de lithine) pour éviter la corrosion, - contrôle de la teneur en produits de fission et de corrosion (filtration, purification sur les déminéraliseurs) ; • étanchéité des joints des pompes primaires. Il alimente le joint n° 1 des pompes primaires pour en assurer le refroidissement et l’étanchéité ; • récupération des fuites des joints n° 1 des pompes primaires ; • contrôle de la pression du circuit primaire lorsque celui-ci est monophasique. Le circuit de contrôle volumétrique et chimique assure également les fonctions secondaires suivantes : • assurer une aspersion auxiliaire dans le pressuriseur en cas d’indisponibilité des pompes primaires et donc d’indisponibilité de l’aspersion principale ; • remplir le circuit primaire et assurer l’épreuve hydrostatique en utilisant la pompe de test ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

• purifier rapidement l’eau du circuit primaire lorsque la pression est inférieure à 5 bar en utilisant la pompe de purification à grand débit. Sur le plan de la sûreté, il maintient l’inventaire en eau du circuit primaire en cas de très petite brèche sans intervention du système d’injection de sécurité (RIS). Il permet également, en cas de refroidissement excessif du circuit primaire, l’injection rapide et automatique de bore pour permettre au réacteur de passer sous-critique : c’est la fonction borication automatique. En cas de perte totale des alimentations électriques internes et externes, la pompe de test, dont l’aspiration est directement reliée à la bâche PTR en fonctionnement normal, permet d’injecter une solution contenant de l’acide borique aux joints des pompes primaires.

9.1.1. Éléments du système de contrôle volumétrique et chimique RCV Les figures 9.1. et 9.2 donnent les principaux équipements du circuit de contrôle volumétrique et chimique. • Le premier étage de refroidissement situé sur la ligne de décharge à l’intérieur du Bâtiment Réacteur est l’échangeur régénérateur : il permet en effet d’utiliser le fluide déchargé pour réchauffer le fluide avant que celui-ci ne soit réinjecté dans le circuit primaire. • L’étage de détente haute pression est constitué de trois orifices en parallèle (à l’intérieur du Bâtiment Réacteur). Lors du fonctionnement normal de la chaudière, un seul est en service. Le débit de décharge est constant. Le débit de charge est réglé par une vanne située sur la ligne de charge. C’est ce déséquilibre (débit de décharge constant – débit de charge variable) qui permet d’ajuster le niveau dans le pressuriseur. • Le second étage de refroidissement sur la ligne de décharge (à l’extérieur du Bâtiment Réacteur) est appelé échangeur non-régénérateur. Le fluide de refroidissement est le fluide de réfrigération intermédiaire, le RRI. Le débit de décharge étant constant, c’est le débit RRI qui est variable de manière à assurer une température de fonctionnement constante en sortie de l’échangeur non régénérateur, température compatible avec le bon fonctionnement des déminéraliseurs (température maximale de service : 60 °C). Sur la figure 9.2 est représenté un groupe de trois pompes : deux pompes de charge et une troisième reliée au PTR. Il s’agit de la pompe de test qui permet de réaliser l’épreuve hydrostatique du circuit primaire et l’injection aux joints des pompes primaires en cas de perte totale des alimentations électriques internes et externes. La quatrième pompe, située hors enceinte en amont du second échangeur (échangeur non régénérateur) est la pompe réalisant la purification à froid du circuit primaire. Il retrouve aussi sur ce schéma la connexion avec le circuit RRA qui permet de poursuivre la purification du circuit primaire lorsque celui-ci est à basse pression et le réglage de la pression primaire lorsque le RCP est monophasique en utilisant la vanne de détente basse pression (second étage de détente).

9 - Les systèmes auxiliaires

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Figure 9.1. Schéma de principe d’un circuit RCV.

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Figure 9.2. Circuit RCV d’un palier 1 300 MWe.

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Quelques caractéristiques du RCV / REA Réservoir de contrôle volumétrique : volume de liquide : entre 5,9 et 7,4 m3 ; volume total interne 19 m3 ; pression de service 2 bar abs. Réservoirs d’additifs chimiques : volume de liquide : 40 litres. Pompes de charge : débit nominal : 44 m3/h pour une HMT > 1 770 m ; débit minimal : 8 m3/h pour une HMT comprise entre 1 850 m et 2 000 m, puissance du moteur 500 kW, vitesse de rotation 4 500 tr/min. Pompe de test : débit variable entre 0 et 9 m3/h ; pression de refoulement variable entre 150 et 270 bar abs. Pompe de purification : débit nominal 50 m3/h pour une HMT de 266 m. Débit d’injection aux joints des pompes primaires : 1,8 m3/h par pompe. Débit de retour des joints des pompes primaires : 0,5 m3/h par pompe. Fonctionnement normal Un seul orifice de détente en service : débit de décharge 18 t/h. Température à l’entrée de l’échangeur régénérateur : 297 °C (décharge). Température à la sortie de l’échangeur régénérateur : 137 °C (décharge). Pression en amont des orifices de détente : 153 bar abs. Pression en aval des orifices de détente : 25 bar abs. Température à l’entrée de l’échangeur non régénérateur : 137 °C. Température à la sortie de l’échangeur non régénérateur : 45 °C. Température à l’entrée de l’échangeur régénérateur : 55 °C (charge). Température à la sortie de l’échangeur régénérateur : 278 °C (charge). Débit de charge : 13,5 t/h. Pression entrée échangeur régénérateur (côté charge) : 160 bar abs. Fonctionnement en suivi de charge Deux orifices de détente en service : débit de décharge 36 t/h. Température à l’entrée de l’échangeur régénérateur : 297 °C (décharge). Température à la sortie de l’échangeur régénérateur : 140 °C (décharge). Température à l’entrée de l’échangeur régénérateur : 55 °C (charge). Température à la sortie de l’échangeur régénérateur : 247 °C (charge). Débit de charge : 31,5 t/h. Pression de l’entrée de l’échangeur régénérateur (côté charge) : 160 bar abs.

9.1.1.1. Circuit de contrôle volumétrique et chimique Le fluide primaire est prélevé en branche froide par la ligne dite « ligne de décharge ». Le fluide primaire est ensuite refroidi puis détendu (première étape de détente dite haute pression). Il est impératif de procéder dans l’ordre refroidissement-détente et non l’inverse pour éviter un phénomène de cavitation au niveau des organes assurant la détente du fluide. Le fluide primaire est à nouveau refroidi, à une température compatible avec les résines contenues dans les déminéraliseurs, puis détendu à nouveau (deuxième étape de

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détente, dite basse pression). Dans le cas où la température serait trop élevée à la sortie du second poste de refroidissement, le poste de déminéralisation peut être contourné. Le fluide déchargé passe ensuite au travers d’un filtre et de déminéraliseurs. Puis il est recueilli dans le réservoir tampon, le réservoir de contrôle volumétrique ou envoyé vers le système de traitement des effluents liquides, le TEP. Le fluide contenu dans le réservoir est aspiré ensuite par une pompe, dite pompe de charge. Celle-ci va permettre d’injecter du fluide vers les joints n° 1 des pompes primaires. La ligne dite de « retour des joints des pompes primaires » permet de récupérer la fuite : le fluide ainsi récupéré est refroidi avant d’être réinjecté en amont de la pompe. La pompe de charge va permettre également d’injecter dans la ligne dite « ligne de charge ». Le débit passant dans la ligne de charge est réglé de manière à ce que le niveau de consigne dans le pressuriseur soit respecté. Avant d’être réinjecté dans le circuit primaire, le fluide est réchauffé par le fluide qui est déchargé du primaire. Une connexion sur la ligne de charge assure une liaison avec le pressuriseur, permettant ainsi au circuit RCV de réaliser l’aspersion du pressuriseur en cas d’indisponibilité des pompes primaires. Cette aspersion est appelée aspersion auxiliaire. La ligne de soutirage excédentaire permet d’assurer la fonction décharge en cas d’indisponibilité de la ligne de décharge. En amont des pompes de charge (une seule est représentée sur la figure 9.2), sont raccordés les systèmes d’injection de réactifs chimiques (non représentés) et le système d’appoint en eau et en bore (REA). La phase gazeuse du réservoir de contrôle peut être alimentée soit en hydrogène, soit en azote, soit en air.

9.1.1.2. Contrôle volumétrique Le système RCV permet de régler le niveau dans le pressuriseur à sa valeur de consigne. La ligne de décharge extrait de l’eau du circuit primaire et la ligne de charge injecte de l’eau dans le circuit primaire. Le déséquilibre entre le débit de charge et le débit de décharge permet d’ajuster le volume contenu par le circuit primaire. Entre les lignes de charge et de décharge, un réservoir de faible capacité dit réservoir de contrôle volumétrique fait office de réservoir « tampon » ou de découplage. Pour des variations de volume plus importantes sont sollicités d’autres systèmes : • si le volume déchargé du circuit primaire est plus important que celui qui est injecté, le volume excédentaire est envoyé vers les systèmes de traitement des effluents liquides (TEP) ; • si le volume injecté dans le circuit primaire est plus important que le volume déchargé, les appoints sont réalisés par le système d’appoint en eau et en bore (REA) ; • le système RCV permet ainsi de régler le niveau dans le pressuriseur à sa valeur de consigne.

9.1.1.3. Contrôle de la réactivité Les connexions avec le système d’appoint en eau et en bore (REA) permettent d’injecter dans le circuit primaire du fluide à une concentration en bore variable : ces appoints peuvent être soit une solution d’acide borique à la concentration en bore du circuit

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primaire (également appelé appoint automatique), soit des appoints en eau déminéralisée (lors des dilutions), soit des appoints de solution d’acide borique à 7 700 ppm (lors des opérations de borication). Ces appoints permettent de compenser les variations de réactivité rencontrées lors des transitoires normaux d’exploitation : les grappes compensent les variations de réactivité dues au changement de puissance. Les injections d’eau et d’acide borique compensent les variations de réactivité dues en particulier au xénon. Les systèmes RCV-REA permettent également d’assurer l’injection rapide et automatique sur signal de très basse température branche froide, de solution d’acide borique pour permettre au réacteur de devenir sous-critique en cas d’accident de refroidissement (fonction borication automatique appelée également borication d’urgence). Ils assurent aussi le passage à l’état à froid. En effet les réservoirs de stockage du système REA ont une capacité suffisante pour permettre d’injecter la quantité d’acide borique nécessaire pour augmenter la concentration en bore du circuit primaire à la valeur requise en arrêt à froid et pour compenser la contraction du fluide primaire par un appoint à une concentration égale à celle du circuit primaire au cours du refroidissement depuis l’arrêt à chaud jusqu’à l’arrêt à froid.

9.1.1.4. Contrôle de la chimie du fluide primaire Le contrôle de la chimie peut être divisé en deux parties distinctes. a) Addition de réactifs chimiques Le RCV contrôle le pH du fluide primaire et la teneur en oxygène dissous. Ces deux opérations sont réalisées par adjonction de réactifs chimiques à l’aspiration des pompes de charge RCV : • soit pour réduire la teneur en oxygène dissous : injection d’hydrazine lorsque la température est inférieure à 80 °C ; • soit pour augmenter le pH par ajout de lithine. Le contrôle de la teneur en hydrogène dissous est nécessaire car le fluide primaire doit contenir entre 25 et 35 cm3/kg (aux conditions normales de températures et de pression, 20 °C et 1 bar) lorsque la température est supérieure à 120 °C. L’hydrogénation du fluide primaire est réalisée au niveau du ballon RCV en maintenant une pression égale à environ 2 bar abs dans la phase gazeuse du réservoir de contrôle. À basse température, on assure le dégazage de l’hydrogène contenu dans le fluide primaire en réalisant un matelas d’azote dans le ballon RCV. b) Purification Les particules solides (produits de corrosion, particules métalliques, résines…) sont retenues par des filtres localisés sur la ligne de décharge, sur les lignes d’injection aux joints et de retour des joints. De telles dispositions permettent de protéger les joints des pompes primaires et d’éviter les dépôts sur les parois du circuit primaire. Les produits en solution sont retenus par les résines des déminéraliseurs situés sur la ligne de décharge (figure 9.3). Les impuretés sous forme ionique sont retenues par les déminéraliseurs à lits mélangés. Le césium 137 et le lithium 7 sont retenus par le déminéraliseur à résines cationiques. Certains produits de fission se retrouvent dans la phase gazeuse du réservoir de contrôle volumétrique. Un dégazage est réalisé périodiquement par éventage de la phase gazeuse

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Figure 9.3. Déminéraliseurs.

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du réservoir. Les effluents gazeux ainsi produits sont dirigés vers le système de traitement des effluents gazeux, le TEG (non représenté sur la figure 9.1).

9.1.1.5. Injection aux joints des pompes primaires Les joints des pompes primaires sont conçus pour fonctionner à une température inférieure à 65 °C. L’injection d’eau froide en amont des joints lubrifie et protège le joint de la remontée de fluide primaire chaud. La barrière thermique des pompes primaires assure une redondance pendant quelques heures. Le fluide de retour des joints n° 1 des pompes primaires est refroidi au travers de l’échangeur du circuit d’étanchéité des pompes primaires par le système de refroidissement intermédiaire, RRI, et est amené au collecteur d’aspiration des pompes de charge.

9.1.1.6. Contrôle de la pression primaire lorsque le circuit primaire est monophasique C’est la vanne de détente basse pression située sur la ligne de décharge qui permet au circuit RCV d’assurer la fonction de contrôle de la pression primaire lorsque le circuit primaire est monophasique, cette fonction ne pouvant plus alors être assurée par l’action combinée des chaufferettes et de l’aspersion.

9.1.2. Éléments du système d’appoint en eau et en bore (REA) Un schéma simplifié du système REA, partie REA bore, est présenté sur la figure 9.4. Le système est composé d’un ensemble de réservoirs de stockage, d’un réservoir de préparation permettant l’élaboration de la solution d’acide borique, de pompes permettant l’injection d’acide borique à l’aspiration des pompes de charge. La liaison avec la partie REA eau (qui suit le même principe) permet l’injection d’un mélange solution d’acide borique – eau déminéralisée, permettant ainsi des appoints à une concentration en bore égale à celle du circuit primaire. L’ancien dispositif (manuel) d’injection des réactifs chimiques est également représenté sur cette figure. Les réservoirs REA bore ont une capacité suffisante pour permettre le passage en arrêt à froid : ils contiennent ainsi le volume de solution d’acide borique nécessaire pour amener la concentration en bore du circuit primaire à celle requise pour l’arrêt à froid ainsi que le volume nécessaire à la compensation de la contraction du fluide primaire au cours du refroidissement. Au cours de cette phase, est injectée une solution d’acide borique à une concentration égale à celle requise en arrêt à froid. Cactéristiques du REA partie bore Réservoirs de stockage d’acide borique : réservoir à toit flottant : 126,5 m3. Pompes d’injection d’acide borique : 73,4m3/h pour une HMT ≥ 100 m.

9.1.3. Fonctionnement des circuits RCV/REA 9.1.3.1. Fonctionnement normal Lors du fonctionnement normal de la chaudière (figure 9.5), un seul orifice de détente est en service. Le fluide primaire déchargé est refroidi dans l’échangeur régénérateur, détendu

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Figure 9.4. Schéma de principe du circuit REA bore.

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Figure 9.5. Système RCV – Fonctionnement normal.

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lors de son passage par l’orifice de détente, puis refroidi à 46 °C, détendu à nouveau. Le fluide primaire passe alors au travers du filtre et de la station de déminéralisation, puis est dirigé vers le réservoir de contrôle volumétrique. La pompe de charge en service aspire dans le réservoir de contrôle volumétrique et injecte aux joints n° 1 des pompes primaires et dans le circuit primaire par la ligne de charge au travers de l’échangeur régénérateur. Le débit de charge est ajusté par la vanne réglante de charge en fonction de la consigne de niveau du pressuriseur. Le débit de fuite des joints n° 1 des pompes primaires et le débit minimal des pompes de charge sont refroidis, puis ramenés à l’aspiration de la pompe de charge.

9.1.3.2. Fonctionnement en suivi de charge Le fonctionnement est sensiblement le même que le précédent mais deux orifices de détente sont en service (figure 9.6). Le système d’appoint en eau et en bore (REA) est en service. Une partie du fluide primaire est envoyée vers le système de traitement des effluents liquides (TEP).

9.1.3.3. Purification à froid Avant l’ouverture du circuit primaire, le circuit RCV est utilisé pour purifier l’eau du circuit primaire afin de réduire les risques de contamination lors des opérations de maintenance et de rechargement (figure 9.7). Lorsque la pression primaire est comprise entre 6 et 30 bar, la purification du fluide au travers du poste de déminéralisation RCV est réalisée par la pompe RRA, via la liaison RRA–RCV. Dès que la pression primaire est inférieure ou égale à 5 bar abs, la pompe de purification à grand débit est mise en service. Dans ce cas, les deux déminéraliseurs à lits mélangés sont mis en service. Le fluide déchargé se répartit entre les deux. La pompe de purification permet d’assurer un débit compris entre 36 et 50 m3/h, suivant l’encrassement des filtres, permettant ainsi une purification rapide du circuit primaire, avant son ouverture. Lorsque la purification à grand débit est en cours, le ballon RCV est isolé et les pompes de charge sont arrêtées. La pompe de purification aspire le fluide via la liaison RRA–RCV et le refoule dans le circuit primaire via la liaison RCV–RCV après passage dans les déminéraliseurs du RCV (la liaison RCV–RCV est la ligne connectée en aval des déminéraliseurs et en amont de l’échangeur régénérateur, cf. figure 9.2). L’injection aux joints des pompes primaires est réalisée via la liaison RCV–RCV.

9.1.3.4. Borication automatique La fonction borication automatique n’est pas considérée comme nécessaire à la sûreté de la tranche, mais plutôt comme un moyen supplémentaire pour amener le réacteur plus rapidement dans un état sûr. Le critère de défaillance unique active n’est donc pas considéré. Les circuits RCV et REA sont utilisés pour injecter dans le circuit primaire une solution d’acide borique à 7 700 ppm à partir des réservoirs de stockage d’acide borique via la ligne de charge et la ligne d’injection aux joints des pompes primaires (figure 9.8).

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Figure 9.6. Système RCV – Fonctionnement en suivi de charge.

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Figure 9.7. Système RCV – Purification à froid.

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Figure 9.8. Système RCV – Borication automatique.

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La borication automatique est démarrée sur signal de très basse température branche froide, représentative d’un refroidissement excessif du circuit primaire. Le circuit RCV permet ainsi l’injection d’un débit d’acide borique à 7 700 ppm variant entre 20 et 40 m3/h pour une pression primaire comprise 155 bar et 100 bar (la baisse de pression est due au refroidissement du circuit primaire). Afin de réduire les chocs froids et de conditionner l’échangeur régénérateur, le débit d’injection est limité à 7 m3/h pendant 5 min après l’apparition du signal. La borication automatique est arrêtée par l’opérateur au bout d’une demi-heure environ.

9.2. Système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) Le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt a pour fonctions principales : • l’évacuation de la puissance résiduelle ; • l’évacuation de la chaleur sensible de l’eau et des divers équipements du circuit primaire et du circuit RRA ; • le refroidissement du circuit primaire. Ces fonctions peuvent se décliner de la manière suivante : • le circuit RRA assure le refroidissement du circuit primaire lorsque les générateurs de vapeur deviennent inefficaces, c’est-à-dire lors du passage à l’arrêt à froid (à partir de 28 bar abs, 180 °C dans le circuit primaire) ; • il maintient la température du circuit primaire à une valeur inférieure à 60 °C, valeur compatible avec les opérations à réaliser par exemple lors d’un arrêt pour intervention ou au cours du rechargement ; • inversement, il contrôle la remontée en température du circuit primaire depuit l’arrêt à froid jusqu’à 28 bar, 180 °C, température au-delà de laquelle la température est controlée par les générateurs de vapeur et le GLT. Sur le plan de la sûreté, il assure la protection du circuit primaire contre les surpressions à froid. Par ailleurs, bien que n’étant pas un système de sauvegarde et donc non nécessaire en situation accidentelle, il peut être utilisé lors de la conduite post-accidentelle (en cas de petite brèche…) car certains matériels sont qualifiés pour supporter les conditions de température et de pression régnant dans l’enceinte en cas de situation accidentelle, une rupture de tuyauterie vapeur par exemple.

9.2.1. Éléments du circuit RRA Le circuit RRA, situé à l’intérieur du Bâtiment Réacteur, est constitué de deux files identiques raccordées au circuit primaire (figures 9.9 et 9.10). Chaque file comporte : • deux vannes d’isolement avec le circuit primaire sur la ligne d’aspiration, vannes fermées lors du fonctionnement normal de la chaudière ; • une pompe et sa ligne à débit minimal ; • un échangeur refroidi par le système de réfrigération intermédiaire (RRI) et sa ligne de contournement (ou by-pass) ; • deux vannes réglantes : celle située en aval de l’échangeur RRA permet de régler le débit passant dans l’échangeur RRA et donc la vitesse de refroidissement ; elle est

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Figure 9.9. Schéma de principe d’un RRA.

Figure 9.10. Système RRA 1 300 MWe.

actionnée manuellement par l’opérateur en salle de commande. L’autre, située sur la ligne de contournement de l’échangeur assure un débit constant de retour vers le circuit primaire ; l’ouverture de cette vanne est réglée automatiquement à partir de la mesure de débit réalisée sur la ligne de retour vers le circuit primaire ; • une vanne et un clapet au refoulement vers le circuit primaire, organes fermés lors du fonctionnement normal de la chaudière ; • deux soupapes de sûreté situées à l’aspiration, en amont de la pompe ; • une liaison avec le circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV) ; • des liaisons avec le système de traitement des piscines (PTR). Le fluide primaire est aspiré dans une des branches chaudes par la pompe RRA, puis une partie du fluide primaire (fonction de l’ouverture de la vanne réglante) va passer dans

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l’échangeur RRA où elle va être refroidie, tandis que l’autre partie va passer dans la ligne de contournement. Les deux fluides, chaud (provenant de la ligne de contournement) et froid vont se mélanger. Une petite partie du fluide va être prélevée puis réinjectée à l’aspiration de la pompe, créant pour la pompe une ligne en circulation permanente, dite ligne à débit minimal. La partie restante va être renvoyée vers le circuit primaire, en branche froide. Des orifices organes déprimogènes permettent d’ajuster le débit dans certaines lignes. La ligne à débit nul des pompes RRA est en fait un peu plus complexe que ne le présente le schéma de principe. Une ligne permet de prélever une partie du fluide refroidi en aval des échangeurs, une deuxième prélève une petite partie de fluide non refroidi. Les deux fluides se mélangent et c’est l’ensemble qui est ramené à l’aspiration des pompes RRA. Caractéristiques du RRA Débit d’une pompe : 1 150 m3/h à 60 °C. Débit maximal RRA traversant un échangeur (pour un débit pompe de 1 150 m3/h) : 1 060 t/h. Débit RRI (constant) : 1 060 t/h. Débit minimal total (somme des débits refroidi et non refroidi) d’une pompe :120 m3/h. Puissance thermique : (RRA à 58,1 °C, RRI à 35 °C) : 12 200 kW. Débit maximal dans la liaison RRA–CV : 36 m3/h. La liaison avec le système de contrôle volumétrique et chimique (RCV) permet de réaliser la décharge du RCV (voir § 9.1) lorsque les conditions de pression ne permettent plus d’avoir un débit suffisant au travers des orifices de détente sur la ligne de décharge RCV. Cette liaison permet également d’assurer la purification du fluide primaire durant par exemple les phases de rechargement, lors des arrêts pour intervention, lors des phases de purification nécessaires avant ouverture de la cuve… Cette même liaison permet également à la vanne RCV de détente basse pression d’assurer sa fonction de contrôle de la pression primaire lorsque le RCP est à l’état monophasique.

9.2.2. Protection contre les surpressions à froid Lors du passage depuis l’arrêt à chaud vers l’arrêt à froid, la cuve du réacteur subit un transitoire important de température (passage de 292 à 60 °C). De plus sous l’effet des neutrons, l’acier dont elle est constituée se fragilise. Par ailleurs, les opérations menées lors du passage en arrêt à froid conduisent le circuit primaire d’un état biphasique à l’état monophasique par noyage de la bulle dans le pressuriseur. L’ensemble de ces conditions (température basse, irradiation, circuit monophasique) rendent la cuve particulièrement sensible à un transitoire occasionnant une surpression. Les soupapes du pressuriseur sont conçues pour protéger le circuit primaire contre les surpressions à chaud mais ne peuvent assurer cette même fonction à froid. Il faut donc un système de protection supplémentaire, fonction assurée par le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt. Lorsque le circuit primaire est ouvert (arrêt pour rechargement, arrêt pour intervention), la liaison avec le système PTR permet d’assurer le secours du RRA en utilisant la capacité de refroidissement des échangeurs de refroidissement des piscines en cas d’indisponibilité du RRA.

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9.2.3. Bilan thermique et dimensionnement Après le refroidissement initial du circuit primaire par les générateurs de vapeur, le circuit RRA est connecté au circuit primaire (pour une pression de 28 bar abs et une température de 180 °C) puis conditionné (cf. figure 9.10). Pour assurer sa fonction de refroidissement du circuit primaire, le système RRA va devoir évacuer plusieurs sources de puissance : • la puissance résiduelle dégagée par le cœur ; • la chaleur fournie au fluide primaire par la ou les pompes primaires en fonctionnement (à la mise en service du RRA, il y a au moins une pompe primaire en service) et ce jusqu’à l’arrêt de celle(s)-ci, soit jusqu’à 70 °C ; • la puissance correspondant au refroidissement effectif du circuit primaire et du circuit RRA (l’eau et les structures), dite chaleur sensible. La vitesse maximale de refroidissement en fonctionnement normal est de 28 °C/h. Le circuit RRA est dimensionné pour permettre d’atteindre 60 °C, 20 heures après l’arrêt de réacteur. Chaque file RRA permet d’évacuer 50 % de la charge thermique. L’indisponibilité d’un train complet ne remet pas en cause la fonction « Évacuation de la puissance résiduelle ». Cette fonction est toujours assurée dans ce cas, seul le temps nécessaire pour atteindre la température de 60 °C est plus long.

9.2.4. Fonctionnement du RRA Les différentes phases du fonctionnement du RRA sont représentées sur la figure 9.11.

9.2.4.1. Fonctionnement normal de la chaudière À l’arrêt, le circuit RRA est isolé du circuit primaire : les vannes à l’aspiration et au refoulement sont fermées. Le RRA est maintenu en pression par l’ouverture d’une liaison avec le PTR, assurant une pression de 1,8 bar et un circuit plein (figure 9.12).

9.2.4.2. Mise en service du RRA Les conditions du circuit primaire avant la mise en service sont une température primaire de 180 °C et une pression primaire de 28 bar. Une pompe primaire au moins est en service. Le circuit RRA est isolé du RCP, du RCV et du PTR, sauf la ligne qui assure le maintien en pression. Le RCV est en service. Avant la mise en service du RRA, on procède à une opération dite de conditionnement du RRA, 4 à 5 heures après l’arrêt du réacteur et pendant 1 heure environ. Cette opération se subdivise en trois étapes : • conditionnement en pression qui assure la protection des équipements contre un choc consécutif à la mise en pression directe avec le circuit primaire ; • conditionnement thermique qui protège les matériels du RRA (pompes et échangeurs en particulier) ; • conditionnement chimique qui permet de s’assurer que la connexion du RRA au circuit primaire et sa mise en service ne va pas entraîner une dilution. Chaque file RRA est conditionnée séparément.

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Figure 9.11. Refroidissement du circuit primaire.

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Figure 9.12. Maintien en eau du RRA.

a) Conditionnement chimique La liaison RRA–RCV est ouverte. La pression dans le circuit RRA s’établit à 15 bar environ. Une pompe RRA est démarrée. Lorsque l’homogénéisation du fluide est satisfaisante, on mesure par un échantillonnage du fluide RRA la concentration en bore. Si celle-ci est trop faible par rapport à celle du circuit primaire, une injection d’acide borique dans le circuit primaire compense la dilution entraînée par la mise en service du système RRA. Après l’échantillonnage, la pompe RRA est arrêtée et la liaison RRA–RCV est fermée. b) Conditionnement en pression Le RCV étant en service, le point de consigne de la vanne RCV de détente basse pression est fixé à 15–20 bar, permettant ainsi l’établissement d’un débit dans la ligne de décharge RCV. La liaison assurant le maintien en pression du circuit RRA avec le système PTR est fermée. La liaison RRA–RCV est ouverte. La pression passe dans le circuit RRA de 1,8 à 15 bar environ. Les vannes à l’aspiration du RRA sont ouvertes : la pression passe alors de 15 à 28 bar. c) Conditionnement thermique Le circuit RRA ne pourra être mis en service et assurer sa fonction que lorsque sa température sera proche de celle du circuit primaire. Les vannes réglantes de débit dans l’échangeur et dans la ligne de contournement sont en position intermédiaire. Les vannes à l’aspiration du RRA sont ouvertes. Les vannes au refoulement du RRA sur les lignes de retour vers le circuit primaire sont fermées. Une pompe RRA est démarrée. La vanne réglante située sur la liaison RRA–RCV (non représentée sur la figure 9.13) est ouverte progressivement de manière à établir une circulation de fluide à faible débit dans chaque file RRA entre les branches chaudes et la liaison RRA–RCV. Un échauffement progressif du RRA est ainsi obtenu (figure 9.11).

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Figure 9.13. Début du conditionnement du RRA.

Figure 9.14. Fin du conditionnement du RRA.

d) Fin de la mise en service Le circuit RRA est dans la configuration décrite sur la figure 9.14, les vannes réglant le débit dans les échangeurs fermées, les vannes réglant le débit total de retour vers le circuit primaire en position intermédiaire et en mode manuel. Les vannes au refoulement sont alors ouvertes. Les pompes sont en service à petit débit (500–600 m3/h). La régulation de débit passe en automatique. Le débit dans les lignes vers le RCP atteint 1 050 m3/h par file. L’opérateur va ajuster la position des vannes réglantes en aval des échangeurs de manière à obtenir la vitesse de refroidissement souhaitée.

9.2.5. Transitoire de refroidissement de 180 à 60 °C Le transitoire de refroidissement par le circuit RRA peut être divisé en deux phases : une phase réglante et une phase non réglante.

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La phase réglante est celle durant laquelle la vitesse de refroidissement peut être ajustée par ouverture plus moins grande des vannes RRA réglant le débit au travers des échangeurs RRA. Par exemple, au début du refroidissement la différence de température entre le fluide primaire (180 °C) et le fluide RRI (35 °C environ) est importante. Les échangeurs RRA sont alors très efficaces et il suffit d’un débit assez faible pour assurer l’évacuation de la puissance résiduelle, de la chaleur sensible, de la puissance fournie au primaire par la ou les pompes primaires en service et la puissance correspondant à la vitesse de refroidissement. Lorsque la température primaire diminue, les échangeurs RRA sont moins efficaces et il faut ouvrir un peu plus les vannes réglant le débit au travers des échangeurs pour maintenir la même vitesse de refroidissement. Mais il va arriver un moment où les vannes seront ouvertes en grand. On va passer alors de la phase réglante (durant laquelle on contrôle la vitesse de refroidissement) à une phase non réglante durant laquelle la vitesse de refroidissement n’est plus réglable et diminue peu à peu (la température primaire diminuant, les échangeurs RRA à débit constant ont une capacité d’échange qui diminue).

Les systèmes de sauvegarde 10.1. Système d’injection de sécurité (RIS) Le système d’injection de sécurité RIS assure les fonctions principales suivantes : • fournir de l’eau de refroidissement au cœur du réacteur en cas d’accident de perte de réfrigérant primaire (APRP), afin de limiter la température de gaine (protection de la première barrière) ; • fournir un appoint d’eau boriquée au circuit primaire, limitant ainsi l’insertion de réactivité dans le cœur liée à un refroidissement du fluide primaire (cas d’une rupture de tuyauterie vapeur – RTV) ; • compenser la perte de fluide primaire en cas de rupture d’un tube de générateur de vapeur (RTGV) ; • jouer le rôle de barrière de confinement pendant la phase de recirculation. Le système RIS assure également les fonctions secondaires suivantes : • en cas de petite brèche, compenser le débit à la brèche pour maintenir le niveau pressuriseur à une valeur compatible avec le bon fonctionnement du système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) qui évacue la chaleur à long terme ; • remplir la piscine du réacteur lors d’un arrêt pour rechargement ; • remplir les accumulateurs avec de l’eau ; • réaliser un appoint automatique dans les phases où le niveau d’eau est abaissé dans les boucles primaires, en cas de perte du RRA.

10.1.1. Principes de conception du circuit Le système RIS doit satisfaire au critère de défaillance unique. Pendant toute la période qui suit un accident, il doit pouvoir continuer à assurer sa fonction en considérant : • une défaillance active dès la phase d’injection directe (un train électrique indisponible, une pompe indisponible…) ; • une défaillance passive à partir de la phase de recirculation. En conséquence, il existe deux files indépendantes, une duplication en parallèle de toutes les vannes devant s’ouvrir sur signal de protection avec une alimentation électrique indépendante et une duplication en série pour toutes les vannes se fermant sur signal de protection avec une alimentation électrique indépendante.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Le système RIS étant un système de sauvegarde, les différents équipements sont alimentés par des tableaux électriques pouvant eux-mêmes être alimentés par des diesels (voir Partie V, les alimentations électriques). Ce sont les études d’accident qui déterminent le dimensionnement du système.

10.1.1.1. Accident de perte de réfrigérant primaire Le système RIS doit permettre le refroidissement du cœur et éviter sa fusion ou une grande distorsion de sa géométrie susceptible d’empêcher le refroidissement pour toute taille de brèche dont le diamètre est supérieur à 10 mm (en dessous de 10 mm, le circuit de contrôle volumétrique et chimique RCV permet de compenser le débit perdu). Cette fonction est assurée par les pompes d’injection de sécurité moyenne pression (ISMP), basse pression (ISBP) et par les accumulateurs.

10.1.1.2. Rupture de tuyauterie vapeur Le système RIS doit permettre de faire l’appoint en eau boriquée dans le circuit primaire. L’anti-réactivité apportée contribue ainsi à limiter l’augmentation de réactivité dans le cœur, due au refroidissement du modérateur et élimine le risque d’ébullition dans le cœur. Cette fonction est assurée par les pompes d’injection de sécurité moyenne pression (ISMP).

10.1.1.3. Rupture d’un tube de générateur de vapeur Le système RIS doit permettre de compenser la perte de fluide primaire pour rétablir le niveau dans le pressuriseur. Cette fonction est assurée par les pompes d’injection de sécurité moyenne pression (ISMP).

10.1.2. Éléments du RIS Le système RIS est un système de sauvegarde satisfaisant au critère de défaillance unique. Il comprend trois sous-systèmes qui injectent de l’eau boriquée dans le circuit primaire à des stades de pression différents (figures 10.1 et 10.2) : • un système d’injection de sécurité moyenne pression (pompes ISMP) qui intervient dans tous les accidents (début d’injection vers 110 bar) ; • un système d’injection de sécurité passif, constitué par quatre accumulateurs qui intervient en cas d’accident de perte de réfrigérant primaire (APRP) dès que la pression primaire devient inférieure à 40 bar. Ils contiennent de l’eau boriquée à 2 000 ppm minimum ; • un système d’injection de sécurité basse pression (pompes ISBP) qui intervient en cas d’APRP lorsque la pression dans le circuit primaire devient inférieure à 20 bar. Le circuit RIS est divisé en deux voies, A et B. Chaque voie comprend : • une ligne d’aspiration dans le réservoir PTR (capacité d’eau boriquée à 2 000 ppm minimum et de 3 000 m3 environ) ; • une ligne d’aspiration dans les puisards de l’enceinte ; • une pompe d’injection basse pression ; • une pompe d’injection moyenne pression et sa pompe de gavage.

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.1. Système d'injection de sécurité (RIS) 1 300 MWe. ISMP : groupes motopompes moyenne pression. ISBP : pompes basse pression.

Figure 10.2. RIS 1 300 MWe – Séparation des voies.

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Les pompes ISMP, ISBP et EAS (système d’aspersion de l’enceinte) associées à une même voie électrique aspirent dans le PTR ou le puisard par l’intermédiaire d’un collecteur commun. S’il existe plusieurs moyens d’injection, il existe également plusieurs liaisons avec le circuit primaire qui permettent d’injecter en branches chaudes ou en branches froides. Dans l’injection en branches froides, les lignes de décharge des quatre accumulateurs se piquent chacune sur une des branches froides des boucles primaires. L’injection de sécurité ISMP et ISBP « branches froides » aboutit au circuit primaire par l’intermédiaire de ces mêmes lignes de décharge. Les pompes ISMP injectent dans un collecteur commun (barillet) qui se sépare en quatre lignes d’injection, dont chacune est équipée d’un restricteur de débit (orifice). Les pompes ISBP injectent également dans un collecteur commun (barillet) qui se sépare en quatre lignes d’injection, dont chacune est équipée d’un restricteur de débit (orifice). Les lignes d’injection en provenance des pompes ISMP, ISBP et des accumulateurs se réunissent pour former quatre lignes d’injection vers les quatre branches froides du circuit primaire. L’injection de sécurité « branches chaudes » est dirigée vers les boucles 1 et 4 du circuit primaire à travers un barillet par voie. Ce barillet réunit dans une sortie unique les deux pompes ISMP et ISBP associées à une même voie. Chacune des lignes au refoulement des pompes est équipée d’un restricteur de débit. Caractéristiques du système RIS Pompes ISMP Débit nominal : 245 m3/h pour une hauteur minimale de 1025 m. Débit maximal : 490 m3/h pour une hauteur de 305 à 410 m. Débit minimal : 56 m3/h. Temps de démarrage au débit maximal : inférieur à 5 s. Pompes ISBP Débit nominal : 425 m3/h pour une hauteur de 195 m. Débit maximal : 1 015 m3/h pour une hauteur de 11 à 128 m. Débit minimal 80 m3/h. Temps de démarrage au débit maximal : inférieur à 5 s. Accumulateurs Volume total : 47 m3. Volume de liquide : environ 28 m3. Pression d’azote : entre 40,5 et 42 bar abs.

10.1.3. Fonctionnement du RIS 10.1.3.1. Fonctionnement normal de la tranche Lors du fonctionnement normal de la tranche, le circuit d’injection de sécurité est soit à l’arrêt mais disponible, prêt à être démarré, soit en essais qui permettent de vérifier la capacité du système à assurer sa fonction de sauvegarde (essais périodiques).

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.3. RIS 1 300 MWe – Injection directe.

Les pompes sont à l’arrêt mais les lignes à débit minimal vers le réservoir PTR sont ouvertes. Le circuit est ligné pour aspirer dans le PTR et refouler vers le circuit primaire en branches froides. Les vannes d’isolement des lignes de décharge des accumulateurs sont ouvertes. Le fonctionnement du circuit RIS peut être divisé en trois phases : injection directe, recirculation à court terme, injection simultanée à long terme.

10.1.3.2. Injection directe C’est la première phase de fonctionnement du système (figure 10.3) : sur signal d’injection de sécurité, les pompes ISBP et ISMP reçoivent un ordre de démarrage et aspirent dans le réservoir PTR et refoulent vers les branches froides du circuit primaire. Les lignes d’aspiration vers les puisards ainsi que les lignes de refoulement vers les branches chaudes sont fermées. Les lignes à débit minimal vers le PTR des pompes ISMP et ISBP sont ouvertes. Lorsque la pression primaire descend en dessous de 40 bar, les accumulateurs se déchargent dans le circuit primaire. Lorsque la pression primaire descend en dessous de 20 bar, les pompes ISBP injectent à leur tour dans le circuit primaire. Au-dessus de cette pression, elles aspirent et refoulent dans le PTR par leur ligne à débit minimal.

10.1.3.3. Recirculation à court terme Après un certain temps de fonctionnement, le niveau de la bâche PTR diminue. Sur un seuil de bas niveau dans ce réservoir, automatiquement, les lignes à débit minimal des

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Figure 10.4. RIS 1 300 MWe – Recirculation court terme.

pompes vers les puisards sont ouvertes et les lignes à débit minimal vers le PTR sont fermées, ceci afin d’éviter la contamination du réservoir PTR par du fluide primaire lors du passage en recirculation (figure 10.4). Puis sur un seuil de très bas niveau, les lignes d’aspiration dans les puisards de l’enceinte sont ouvertes et les lignes d’aspiration des pompes dans le PTR sont fermées. Les pompes ISBP et ISMP injectent toujours vers les branches froides, et les lignes d’injection vers les branches chaudes restent fermées. Ce mode de fonctionnement se poursuit pendant environ 9 heures après le début de l’accident. L’opérateur passe ensuite à un mode de fonctionnement en injection simultanée à long terme pendant laquelle l’injection est faite vers les branches froides et chaudes, les pompes aspirant toujours sur les puisards.

10.1.3.4. Injection simultanée à long terme en cas de rupture en branche froide La concentration du bore dans la cuve ne cesse d’augmenter pendant la phase d’injection en branches froides. La vapeur générée par le cœur est relâchée dans l’enceinte via les branches chaudes et les tubes des générateurs de vapeur. La quantité d’acide borique entraînée par la vapeur étant faible, la concentration en bore dans les puisards diminue (figure 10.5). Afin de limiter la concentration en bore dans le cœur à une valeur inférieure à la limite de solubilité du bore, il est nécessaire en cas de rupture en branche froide d’injecter en

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.5. RIS 1 300 MWe – Injection simultanée à long terme.

branches chaudes un débit assurant l’évacuation de la puissance résiduelle sans production de vapeur.

10.1.3.5. Injection simultanée à long terme en cas de rupture en branche chaude L’augmentation de la concentration en bore dans la cuve reste faible. Un mélange eauvapeur s’échappe de la brèche. Ensuite, au fur et à mesure de la diminution de la puissance résiduelle, le niveau d’eau augmente dans la cuve jusqu’à atteindre le niveau des boucles. Pour ce cas de rupture, il est préférable de maintenir l’injection en branches froides. Il n’existe pas de moyen fiable de détection de la localisation de la brèche pour l’opérateur en salle de commande, lequel est donc retenu d’injecter simultanément en branches froides et chaudes. La distribution de débit entre branches chaudes et froides est réalisée de manière à assurer l’évacuation de la puissance résiduelle du cœur et la nonaugmentation de la concentration en bore dans la cuve, quelle que soit la position de la brèche sur le circuit primaire. Le passage en recirculation simultanée se fait en deux étapes, manuellement depuis la salle de commande : • fermeture des vannes de by-pass des orifices situées au refoulement vers les branches froides ; • ouverture des vannes d’isolement de refoulement vers les branches chaudes. Le système RIS fonctionne alors en recirculation simultanée vers les branches froides et les branches chaudes (ou injection simultanée long terme).

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Figure 10.6. RIS 1 300 MWe – Injection par la ligne petite brèche.

Remarque : le démarrage de l’injection de sécurité commande entre autres : • le déclenchement de la turbine ; • le démarrage des diesels ; • l’isolement de l’eau alimentaire (ARE) et le déclenchement des turbopompes alimentaires principales (voir § 11.1) ; • le démarrage des pompes d’eau alimentaire de secours des générateurs de vapeur (ASG) (voir § 10.2) ; • l’isolement de l’enceinte (première phase) qui entraîne l’isolement de la charge et de la décharge du système RCV.

10.1.3.6. Petite brèche à long terme En cas de petite brèche et lors de la conduite à long terme, le circuit ISBP permet, par l’intermédiaire d’une ligne spécifique équipée d’une vanne réglante, de régler le débit injecté dans le circuit primaire afin de compenser la fuite par la petite brèche, et donc de maintenir le niveau primaire (figure 10.6). Le maintien du niveau dans le pressuriseur autorise la mise en service du système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) pour évacuer la puissance résiduelle. La vanne d’isolement motorisée joue le rôle de vanne d’isolement enceinte et reçoit en cas de signal d’injection de sécurité un ordre de fermeture. Le débit est réglé dans une plage de 20 à 200 m3/h. Le lignage utilisé est représenté sur la figure 10.6. Cette ligne d’injection

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.7. RIS 1 300 MWe – Secours mutuel RIS–EAS : secours d'une pompe EAS par une pompe ISBP.

de sécurité petite brèche est utilisée en arrêt à froid pour effectuer un appoint automatique du réservoir PTR vers le circuit primaire en cas de défaillance du RRA.

10.1.4. Secours mutuel RIS/EAS Dans le cadre des procédures hors dimensionnement, il est possible de pallier une défaillance des pompes RIS, EAS et/ou des échangeurs EAS (voir § 10.3). Les moyens assurant ces fonctions sont dimensionnés pour : • secourir 15 jours après une rupture de tuyauterie primaire les systèmes RIS et EAS ; • maintenir le cœur en dessous des conditions d’ébullition ; • assurer l’évacuation de la puissance résiduelle hors de l’enceinte. Trois configurations sont possibles. En cas de défaillance des pompes RIS ou EAS, il est possible de secourir mutuellement par une voie une pompe EAS par une pompe ISBP par l’intermédiaire d’une liaison mobile ou inversement. La pompe ISBP ou EAS aspire dans les puisards de l’enceinte et refoule d’une part vers le primaire par les lignes d’injection et d’autre part vers les lignes d’aspersion EAS du bâtiment réacteur via la liaison ISBP–EAS, l’échangeur EAS et la ligne de retour aux puisards (figures 10.7 et 10.8). Ce cas de fonctionnement est l’objet de la règle de conduite HIV. En cas de défaillance des pompes EAS et ISBP, le secours peut-être assuré par une pompe mobile. Celle-ci aspire dans les puisards par la ligne d’aspiration RIS–EAS et refoule dans le circuit primaire par l’intermédiaire de l’échangeur EAS à contre-courant de la liaison ISBP–EAS et des lignes d’injection ISBP. Ce cas de fonctionnement est l’objet de la règle de conduite U3 (figure 10.9).

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Figure 10.8. RIS 1 300 MWe Secours mutuel RIS–EAS : secours d'une pompe ISBP par une pompe EAS.

Figure 10.9. RIS 1 300 MWe – Moyens de secours complémentaires en cas de défaillance des pompes RIS et EAS.

En cas de défaillance des pompes EAS, des échangeurs EAS et éventuellement des pompes ISBP, le secours est assuré par une pompe et un échangeur mobiles. La pompe aspire dans les puisards par la ligne d’aspiration RIS–EAS et refoule dans le circuit primaire par l’intermédiaire de l’échangeur mobile, et des lignes d’injection ISBP. Ce cas de fonctionnement est l’objet de la règle de conduite U3 (figure 10.10).

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.10. RIS 1 300 MWe – Moyens de secours complémentaires en cas de défaillance des pompes RIS et EAS et de l'échangeur EAS.

10.1.5. Système RIS des tranches de 900 MWe 10.1.5.1. Éléments particuliers du RIS des tranches 900 MWe Contrairement au système RIS des tranches 1 300 MW, il n’y a pas de pompe d’injection de sécurité moyenne pression mais des pompes d’injection de sécurité haute pression. Celles-ci sont également les pompes de charges du système de contrôle volumétrique et chimique RCV. En fonctionnement normal, le circuit de contrôle volumétrique et chimique est en service et le système RIS à l’arrêt. Seule une pompe de charge (ou pompe ISHP – injection de sécurité haute pression) tourne. Une autre est en attente, disponible. L’autre est en réserve. Les vannes RIS situées à l’aspiration et au refoulement des pompes de charge sont fermées. Les vannes RIS situées à l’aspiration des pompes ISBP et au refoulement vers les branches froides et vers le PTR sont ouvertes. Les vannes RIS situées à l’aspiration des pompes ISBP vers les puisards et au refoulement vers les branches chaudes sont fermées. Une autre caractéristique du système d’injection de sécurité 900 MWe est l’existence d’un réservoir d’injection de bore (appelé RIB) qui contient une solution d’acide borique concentré à 21 000 ppm. Ce réservoir a été remplacé sur les tranches ultérieures par le dispositif de borication automatique (via la ligne de charge, voir § 9.1). En effet, le RIB nécessite un dispositif complet de recirculation permanente, de réchauffage et le traçage des tuyauteries afin d’éviter la cristallisation de l’acide borique. Celle-ci pourrait empêcher l’injection d’antiréactivité nécessaire au cours de certains accidents.

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Figure 10.11. Schéma de principe d'un circuit RIS 900 MWe.

10.1.5.2. Injection directe Le schéma de fonctionnement en injection directe est indiqué sur la figure 10.12. En début d’accident, les pompes ISBP sont en aspiration sur PTR. Les pompes ISHP sont gavées par les pompes ISBP. L’injection est réalisée vers les branches froides, via le réservoir d’injection de bore (RIB) pour les pompes ISHP. La ligne à débit nul des pompes ISBP est ouverte vers le réservoir PTR. Les lignes à débit nul des pompes ISHP (pompes de charge) ont été isolées sur signal d’injection de sécurité. L’injection aux joints des pompes primaires est en service.

10.1.5.3. Recirculation branches froides Le schéma de fonctionnement en recirculation branches froides est indiqué sur la figure 10.13. De la même manière que pour les tranches 1 300 MWe, sur des signaux de bas niveau dans le réservoir PTR, l’aspiration des pompes ISBP est basculée vers les puisards. Les pompes ISBP et ISHP injectent vers les branches froides, via le RIB pour les pompes ISHP. L’injection aux joints des pompes primaires est en service.

10.1.5.4. Injection simultanée Le schéma de fonctionnement en injection simultanée est indiqué sur la figure 10.14. De la même manière que pour les tranches 1 300 MW et pour les mêmes raisons, après une phase de recirculation branches froides, les pompes ISHP et ISBP injectent simultanément vers les branches froides et les branches chaudes. L’injection en branches froides par les ISHP est réalisée via la ligne de by-pass du réservoir d’injection de bore (RIB). L’injection

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.12. Circuit RIS 900 MWe – Injection directe.

Figure 10.13. Circuit RIS 900 MWe – Recirculation.

aux joints des pompes primaires est isolée. L’injection en branches froides par les ISBP est réalisée via les lignes de contournement, munies d’orifices limiteurs de débit, des vannes d’isolement enceinte des lignes d’injection branches froides.

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Figure 10.14. Circuit RIS 900 MWe – Injection simultanée.

10.2. Système d’alimentation en secours des générateurs de vapeur (ASG) En cas d’indisponibilité des systèmes contribuant à l’alimentation normale des générateurs de vapeur, en particulier lors de certains accidents tels que perte des alimentations électriques externes, rupture de tuyauterie d’eau alimentaire, rupture de tuyauterie vapeur, le système ASG assure l’alimentation en eau des générateurs de vapeur, extrayant la puissance résiduelle du cœur jusqu’à ce que les conditions de mise en service du RRA soient atteintes. Le système ASG est à ce titre un système de sauvegarde. Il assure également l’évacuation de la totalité ou d’une partie de la puissance résiduelle en cas de rupture de tuyauterie primaire. Exceptionnellement pour un système de sauvegarde, le système ASG a également un rôle lors du fonctionnement normal de la chaudière en replacement du système normal ARE (voir §11.1), en particulier : • pour assurer le remplissage des générateurs de vapeur consécutivement à un arrêt pour rechargement ; • pour assurer l’alimentation en eau des générateurs de vapeur lors des passages depuis l’arrêt à chaud jusqu’à l’arrêt intermédiaire aux conditions RRA ; • pour assurer l’alimentation en eau des générateurs de vapeur lors des passages depuis l’arrêt intermédiaire aux conditions RRA jusqu’à l’arrêt à chaud.

10 - Les systèmes de sauvegarde

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Figure 10.15. Schéma de principe du système ASG, 1 300 MWe.

10.2.1. Éléments du système ASG Le système ASG est composé de deux files de pompage et d’injection d’eau indépendantes, et d’un système de stockage de l’eau à injecter commun aux deux files (figure 10.15). L’ensemble de stockage se compose essentiellement d’un réservoir de stockage d’eau déminéralisée et dégazée. Un poste de dégazage permet la ré-alimentation de ce réservoir en eau dégazée et le retraitement éventuel de l’eau stockée. La bâche de stockage est alimentée soit à partir du système de distribution d’eau déminéralisée (SER), après passage dans le poste de dégazage, soit directement à partir du condenseur (CEX) de l’une ou l’autre tranche du site. Une alimentation en azote (RAZ) permet de maintenir le réservoir sous pression et empêche le regazage de l’eau stockée Chacune des files A ou B est alimentée par un train électrique différent et comprend : • un système de pompage alimentant deux générateurs de vapeur, constitué par une motopompe dont l’alimentation est réalisée par un tableau électrique secouru par un diesel (voir Partie V) et d’une turbopompe alimentée par de la vapeur prélevée en amont des vannes d’isolement vapeur des deux générateurs de vapeur correspondants (VVP) ; • une ligne d’injection par pompe (moto- ou turbo-), vers chacun des deux générateurs de vapeur, équipée d’un organe de réglage du débit injecté (vanne réglante). En aval de cet organe, les tuyauteries d’injection de la motopompe et de la turbopompe se regroupent pour former une ligne d’injection unique dans ce GV. Chaque pompe est équipée d’une ligne à débit minimal.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

La diversification des systèmes de pompage (turbopompe, motopompe), la séparation des lignes d’injection et des alimentations électriques permet de répondre au critère de défaillance unique à considérer pour les systèmes de sauvegarde tel l’ASG.

Caractéristiques de l’ASG Volume total du réservoir de stockage : 1 723 m3. Volume d’eau normal : entre 1 514 et 1 554 m3. Débit nominal vapeur vers une turbopompe : 13 t/h. Vitesse de rotation : 5 200 tr/min. Débit requis d’une pompe (turbo- ou moto-) : 135 m3/h à 97 bar environ.

10.2.2. Fonctionnement 10.2.2.1. Fonctionnement normal de la tranche Pendant la marche normale de la tranche, l’alimentation des générateurs de vapeur est réalisée par le système ARE (voir § 11.1). Le système ASG est soit à l’arrêt mais prêt à être mis en service, soit en essais qui permettent de vérifier la capacité du système à assurer sa fonction de sauvegarde (essais périodiques). Les vannes de réglage de débit sur les lignes d’injection sont grandes ouvertes.

10.2.2.2. Fonctionnement en sauvegarde Ce cas correspond à tous les cas de fonctionnement où le système ASG est mis en service pour assurer l’alimentation en eau des générateurs de vapeur, en tant que système de sauvegarde. L’ASG est démarré automatiquement sur : • signal de très bas niveau dans au moins un générateur de vapeur ; • signal d’injection de sécurité (voir § 10.1) ; • signal de perte des alimentations électriques externes. Une fois le système démarré, l’opérateur va depuis la salle de commande jouer sur l’ouverture des vannes réglantes pour contrôler le débit d’alimentation vers chaque générateur de vapeur et maintenir ainsi leur niveau d’eau.

10.3. Système d’aspersion de l’enceinte (EAS) Système de sauvegarde, le circuit EAS a pour rôle lors d’un accident dans l’enceinte conduisant à une augmentation de température et de pression (perte de réfrigérant primaire ou rupture de tuyauterie vapeur), de ramener et de maintenir la pression et la température à l’intérieur de l’enceinte à des valeurs acceptables pour le maintien de l’intégrité de celle-ci (défense de la troisième barrière).

10 - Les systèmes de sauvegarde

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En réduisant la pression différentielle entre l’enceinte et l’extérieur, et donc en réduisant les causes de fuites des produits de fission, il participe à la limitation des rejets à l’extérieur du site. Cette fonction se décompose en deux phases : • une phase d’aspersion directe en début d’accident, qui permet la pulvérisation dans l’enceinte d’eau boriquée froide en provenance du réservoir de stockage de l’eau de la piscine ; • une phase d’aspersion en recirculation, pendant laquelle l’eau pulvérisée durant la première phase est reprise, refroidie et pulvérisée à nouveau. L’eau pulvérisée en condensant la vapeur relâchée par la brèche absorbe l’énergie libérée dans le bâtiment réacteur. Les échangeurs EAS sont refroidis par le système de réfrigération intermédiaire (RRI, voir § 12.1), système refroidi lui-même par la source froide du site. Le circuit EAS permet également, par l’addition d’un réactif chimique (soude), d’améliorer le rabattement de l’iode radioactif libéré dans la phase gazeuse de l’enceinte et ce en augmentant le pH de l’eau d’aspersion, et donc de limiter la corrosion des surfaces métalliques.

10.3.1. Éléments du circuit EAS Le circuit EAS est composé de deux files identiques, indépendantes. Chaque file comprend (figure 10.16) : • une pompe aspirant de l’eau : - dans le réservoir PTR (réservoir de stockage de la piscine) en phase d’aspersion directe, - dans les puisards en phase de recirculation ; • un circuit d’additifs chimiques (soude) ; • une ligne de test vers le PTR permettant d’assurer un débit minimal à la pompe EAS dans ces phases d’essais ; • un échangeur refroidi par le système de réfrigération intermédiaire (RRI) ; • des circuits de refroidissement des pompes et des moteurs (non représentés sur le schéma de principe de la figure 10.16). Le circuit comprend en outre dans l’enceinte quatre rampes d’aspersion. Une ligne de recirculation de l’eau des puisards permet de refroidir l’eau des puisards lors de la conduite à long terme sans passer par les rampes d’aspersion. La puissance résiduelle peut alors continuer à être évacuée hors de l’enceinte. Les pompes EAS sont alimentées à partir de tableaux électriques secourus par des diesels. En cas de perte des alimentations électriques, le système EAS peut donc fonctionner.

Débit d’une pompe : 1 000

Caractéristiques de l’EAS à 145 m.

m3/h

Volume de liquide dans le réservoir d’additif : 11 m3. Nombre de buses d’aspersion : 249 par file.

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Figure 10.16. Schéma de principe du système EAS.

10.3.2. Fonctionnement Pendant le fonctionnement normal de la tranche, le circuit EAS n’est pas en service, mais il est prêt à être démarré. Seules les pompes permettant le brassage du contenu des réservoirs d’additifs chimiques sont mises en service à intervalles réguliers. Afin de s’assurer du bon fonctionnement du système EAS, des essais sont réalisés périodiquement. En cas de rupture de tuyauterie primaire, la pression dans l’enceinte augmente. Lorsque la pression atteint 1,1 bar abs, une alarme « haute pression enceinte » est activée. À 1,4 bar abs, le système d’injection RIS (voir § 10.1) est automatiquement mise en service. À 1,9 bar abs, les vannes principales d’isolement vapeur reçoivent un signal de fermeture (système VVP, voir § 11.1). Lorsque la pression enceinte atteint 2,4 bar abs, les deux files d’aspersion EAS reçoivent un signal de démarrage. C’est la phase d’aspersion directe durant laquelle l’eau est aspirée dans la bâche PTR et pulvérisée dans l’enceinte. Quelques minutes après le début de l’aspersion directe, le circuit d’additif chimique est mis automatiquement en service pour ajouter la soude à l’eau pulvérisée. Progressivement la bâche PTR se vide. À partir d’un certain seuil de niveau (2,65 m) l’aspiration des pompes EAS bascule automatiquement vers les puisards. Commence alors la seconde phase, ou phase d’aspersion en recirculation. Les pompes EAS aspirent l’eau contenue dans les puisards (eau pulvérisée dans l’enceinte lors de la phase d’aspersion directe), puis l’eau est refroidie lors de son passage dans les échangeurs EAS et pulvérisée à nouveau. Des connexions (non représentées sur le schéma de principe figure 10.16) permettent de réaliser à long terme le secours mutuel entre le système d’injection de sécurité RIS (voir § 10.1) et le système d’aspersion de l’enceinte.

Les systèmes secondaires 11.1. Circuit eau-vapeur (VVP/ARE) Le rôle du circuit eau-vapeur est d’assurer la transformation de l’énergie thermique de la chaudière produite par la chaudière sous forme vapeur en énergie électrique. Caractéristiques du circuit VVP/ARE Palier 900 MWe

Puissance thermique : 2 785 MW

Débit total vapeur : 1 530 kg/s

Palier 1 300 MWe

Puissance thermique : 3 817 MW

Débit total vapeur : 2 160 kg/s

Palier 1 450 MWe

Puissance thermique : 4 270 MW

Débit total vapeur : 2 400 kg/s

Le circuit eau-vapeur du secondaire est un circuit fermé. Très schématiquement, la vapeur produite par les générateurs de vapeur actionne la turbine accouplée à un alternateur. L’énergie électrique produite à la tension de 20 kV est amenée à la tension de 400 kV par un transformateur et évacuée par le réseau électrique. La vapeur détendue par passage dans la turbine est récupérée sous forme liquide dans le condenseur et renvoyée vers les générateurs de vapeur.

11.1.1. Groupe turboalternateur Le groupe turboalternateur est constitué d’une turbine dont le rotor tourne à 1 500 tr/min et entraîne directement le rotor d’un alternateur triphasé. La turbine se compose de : • quatre organes d’admission vapeur à haute pression (HP) ; • un corps HP à double flux ; • six soutirages vapeur pour l’alimentation des réchauffeurs et de la bâche alimentaire ; • deux séparateurs surchauffeurs utilisés pour le séchage et la surchauffe de la vapeur sortant du corps haute pression (HP) avant l’admission dans les corps basse pression (BP) ; • un circuit d’étanchéité des sorties d’arbre des corps HP et BP ; • des paliers supportant la ligne d’arbre et une butée ; • un circuit de graissage commun avec l’alternateur ; • un circuit de virage de la ligne d’arbre ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

• un circuit de réglage de la vitesse lorsque le groupe n’est pas couplé au réseau et de réglage du débit d’admission de vapeur lorsque le groupe est couplé au réseau ; • un circuit de protection vis-à-vis des survitesses et des surpressions de vapeur. La vapeur sortant des générateurs de vapeur transite par le système de vapeur principal (VVP), et est acheminée vers le corps haute pression (HP) de la turbine. Les caractéristiques de la vapeur à l’entrée du corps HP sont : • P : 70 bar ; • T : 285 °C ; • h : 2 760 kJ/kg ; • x : 0,99. Après détente dans le corps HP, la vapeur transite dans un système de sécheurs– surchauffeurs. Ceci améliore le rendement de la turbine et élimine l’humidité en fin de détente ; un taux d’humidité trop élevé entraînerait un risque important de corrosion dans les derniers étages de la turbine. Les caractéristiques de la vapeur à la sortie du corps HP sont : • P : 10 bar ; • T : 180 °C ; • h : 2 500 kJ/kg ; • x : 0,86. À la sortie des sécheurs, la vapeur présente les caractéristiques suivantes : • P : 10 bar ; • T : 180 °C ; • h : 2 750 kJ/kg ; • x : 0,99. À la sortie des surchauffeurs, la vapeur présente les caractéristiques suivantes : • P : 10 bar ; • T : 260 °C ; • h : 3 000 kJ/kg ; • x : 0,99. La vapeur séchée et surchauffée est ensuite envoyée en parallèle dans les trois corps constituant la partie basse pression de la turbine. La vapeur poursuit sa détente jusqu’à atteindre la pression de condensation. En sortie du corps BP, les caractéristiques de la vapeur sont les suivantes : • P : 0,05 bar ; • T : 35 °C ; • h : 2 250 kJ/kg ; • x : 0,87. La vapeur est condensée par contact avec le faisceau tubulaire du condenseur parcouru par l’eau de circulation, assurant ainsi le transfert de l’énergie thermique non convertie en énergie mécanique. Le circuit d’eau de circulation est un circuit ouvert ou fermé suivant le site et utilise l’eau de la source froide de celui-ci (mer, rivière, tour de réfrigération).

11 - Les systèmes secondaires

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Afin d’assurer un rendement maximal, la température dans le condenseur doit être la plus basse possible. C’est la raison pour laquelle le condenseur fonctionne sous vide.

11.1.2. Poste d’eau L’eau condensée est renvoyée vers les générateurs de vapeur en transitant par le poste d’eau qui est constitué par : • trois motopompes d’extraction, prélevant l’eau dans le condenseur (pompes CEX) ; • trois files de trois réchauffeurs basse pression (système ABP) ; • la bâche alimentaire dégazante (bâche ADG) ; • deux turbopompes alimentaires aspirant dans la bâche ADG (pompes APP) ; • deux files de réchauffeurs haute pression (système AHP) avec en parallèle quatre files de refroidissement des condensats des surchauffeurs. L’eau transite ensuite par le système d’eau alimentaire normal des générateurs de vapeur (système ARE). Deux schémas de principe du circuit secondaire sont donnés figures 11.1 et 11.2. À l’entrée des réchauffeurs BP qui remplissent leur fonction à partir de soutirages vapeur effectués en plusieurs points de la turbine, l’eau alimentaire est à 25 bar et 35 °C. En sortie, sa température est passée à 130 °C. Le dégazage de l’eau alimentaire des générateurs de vapeurs est assuré successivement par le condenseur et principalement dans la bâche ADG au moyen de la vapeur directement prélevée en amont de la turbine (voir système GCT § 11.2). La bâche ADG recueille également les purges des sécheurs, des surchauffeurs et des réchauffeurs haute pression. Son rôle est d’assurer le dégazage de l’eau alimentaire et son réchauffage. Elle constitue une réserve d’eau alimentaire pour les générateurs de vapeur. Le soutirage vapeur en provenance du GCT est réalisé par deux vannes pneumatiques ayant une capacité unitaire de 470 t/h sous 89,6 bar abs. Leur temps de manœuvre est identique à celui du GCTc. Les pompes alimentaires sont deux turbopompes assurant chacune 50 % du débit nominal. La vapeur nécessaire aux turbines d’entraînement est directement prélevée en sortie des sécheurs surchauffeurs. L’échappement de ces turbines est relié au condenseur. En sortie des pompes alimentaires, l’eau est à une pression de 90 bar et une température de 180 °C. L’eau alimentaire passe ensuite au travers des réchauffeurs HP à la sortie desquels sa température est à 230 °C. Ces réchauffeurs sont, comme les réchauffeurs BP, alimentés par des soutirages vapeur en provenance de la turbine. Les incondensables (air et éventuellement gaz radioactifs en cas de fuite primaire–secondaire) extraits du condenseur par le système de mise sous vide (système CVI) sont rejetés vers le circuit de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires, en amont des filtres. Le circuit des purges des générateurs de vapeur (système APG, non représenté sur les figures 11.1 et 11.2) limite la concentration en impuretés chimiques dans le secondaire des générateurs de vapeur en fonctionnement normal, notamment lors des entrées d’eau brute (fuites au condenseur). Le système APG permet également de réduire l’activité de l’eau secondaire en cas de fuite primaire–secondaire. Ce système assure le contrôle de la

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 11.1. Circuit eau–vapeur secondaire.

11 - Les systèmes secondaires

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Figure 11.2. Schéma eau–vapeur simplifié.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

chimie du secondaire, le nettoyage de la plaque tubulaire (dépôts) et la vidange des GV lors des passages en arrêt. L’eau est prélevée au-dessus de la plaque tubulaire des GV, refroidie puis détendue avant filtration et déminéralisation. L’eau est ensuite recyclée vers le condenseur ou évacuée via les circuits de traitement des effluents. Les générateurs de vapeur sont purgés en continu à un débit correspondant à 1 % du débit nominal vapeur. Les pertes d’eau du circuit secondaire sont collectées dans les puisards de la salle des machines puis rejetées à l’extérieur de la centrale, au travers des galeries de rejet d’eau de circulation, après passage dans les réservoirs du circuit SEK permettant la comptabilisation des activités rejetées en cas de contamination radioactive du circuit secondaire. Le circuit secondaire est implanté dans la salle des machines à l’exception des lignes eau – vapeur reliant les GV à la salle des machines et du circuit ASG installé dans le bâtiment combustible.

11.2. Système de contournement de la turbine (GCT) En fonctionnement normal, la pression vapeur qui s’établit dans les générateurs de vapeur n’est pas réglée. Elle s’établit dans les générateurs de vapeur en fonction d’un certain nombre de paramètres tels que la température moyenne du primaire, la puissance échangée dans les générateurs de vapeur. En régime permanent, les puissances primaire et secondaire sont équilibrées. À partir d’un certain niveau de puissance, la température moyenne est imposée, ce qui par conséquent fixe la température vapeur et donc sa pression. Un déséquilibre entre ces puissances se traduit par une variation d’enthalpie de la vapeur. Comme dans les générateurs de vapeur règnent des conditions de saturation, une variation d’enthalpie se traduit par une variation de pression. Au contraire, une pression stable est représentative d’un équilibre entre primaire et secondaire. Lors du fonctionnement normal de la chaudière, le GCT permet le contrôle de la température moyenne primaire (mode température) en complétant l’action des grappes. Mais lors des grands transitoires, c’est la pression vapeur en sortie des générateurs de vapeur qui est réglée, ce qui revient à régler le débit vapeur (mode pression). En effet, lors des transitoires importants de fonctionnement comme peut l’être un îlotage (voir § 14.5), un déséquilibre important entre la puissance appelée par la turbine et celle produite par le circuit primaire est brusquement créé, ce qui se traduit par des augmentations importantes de la pression vapeur. Le rôle des circuits de contournement de la turbine est donc de permettre « d’absorber » le surplus de vapeur lors de ces transitoires en permettant de créer une charge artificielle.

11.2.1. Éléments du système de contournement Les systèmes de contournement peuvent être divisés en trois parties : • système de contournement à l’atmosphère (GCTa) qui permet de décharger la vapeur produite par les GV directement à l’atmosphère ;

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Figure 11.3. GCT 1450 MWe – schéma de principe.

• système de contournement au condenseur (GCTc) qui permet de décharger la vapeur dans le condenseur en contournant la turbine ; • système de soutien vapeur à la bâche dégazante ADG. L’ensemble des systèmes de contournement (GCTc, GCTa et soutien vapeur) est représenté schématiquement sur la figure 11.3. Seuls les systèmes GCTc et GCTa sont traités par la suite. Le soutien vapeur est traité au paragraphe 11.1.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

11.2.1.1. Système de contournement à l’atmosphère Le système de contournement à l’atmosphère (GCTa) assure les fonctions suivantes : • contrôle de la température primaire lorsque la tranche est en arrêt à chaud ; • refroidissement du circuit primaire jusqu’aux conditions de mise en service du système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) ; • contrôle de la température primaire en cas d’indisponibilité du GCT condenseur. Il est constitué de quatre lignes équipées de vannes réglantes piquées en amont des vannes principales d’isolement vapeur. Chaque vanne réglante est dimensionnée pour décharger 430 t/h sous une pression de 82,6 bar abs et son temps de manœuvre est de 20 s. Chaque ligne de décharge débouche dans un silencieux dont le rôle est de limiter le bruit provoqué lors de la décharge. Le GCTa, bien qu’implanté en amont des vannes principales d’isolement vapeur et bien qu’ayant une capacité de décharge de la vapeur produite par les générateurs de vapeur, n’assure pas la protection contre les surpressions secondaires. Cette fonction est remplie par les soupapes du système VVP, au nombre de sept par ligne vapeur, implantées en amont des vannes principales d’isolement vapeur. Sur les schémas de principe des figures 11.3 et 11.4, une seule est représentée sur chaque ligne vapeur.

11.2.1.2. Système de contournement au condenseur Le GCTc assure les fonctions suivantes : • contrôle de la pression vapeur lors des grands transitoires pour éviter la sollicitation des soupapes GV et des soupapes du pressuriseur : - en cas d’arrêt d’urgence du réacteur, - lors d’un déclenchement de la turbine, - lors des baisses de charges > 5 % PN/min ou > 10 % PN en échelon ; • refroidissement du circuit primaire jusqu’aux conditions de mise en service du système de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) ; • conditionnement du secondaire ; • lors du démarrage et de l’arrêt de la tranche pour le lancement du groupe turboalternateur ; • soutien vapeur à la bâche ADG. Ce dispositif permet d’assister le condenseur lors des réductions de charge en recueillant des décharges de vapeur et de maintenir la pression dans la bâche dégazante à basse charge ou en cas d’insuffisance du soutien turbine. Le circuit GCTc permet d’assurer l’îlotage de la tranche sur ses auxiliaires lorsque la tranche est séparée du réseau électrique. L’îlotage ne provoque pas l’arrêt automatique du réacteur, ni le déclenchement du groupe turboalternateur et, grâce au GCTc, il ne sollicite pas les soupapes de sûreté des générateurs de vapeur. Constitué d’un ensemble de lignes et de vannes localisées en aval des vannes principales d’isolement vapeur (système VVP), il est conçu pour décharger 81 % du débit vapeur produit par les GV. Ce débit est réparti entre plusieurs vannes afin de limiter les conséquences d’une ouverture intempestive (risque de retour en criticité consécutif au refroidissement).

11 - Les systèmes secondaires

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Figure 11.4. Schéma de principe du GCT – Tranche de 1 450 MWe.

Le système est donc constitué de 14 vannes pneumatiques permettant un débit maximal vapeur de 600 t/h pour une pression amont de 89,6 bar abs. Ces vannes peuvent s’ouvrir et se fermer suivant un mode rapide (3 s et 5 s respectivement) et peuvent également voir leur ouverture et fermeture modulée lors des phases de réglage (10 s).

11.2.1.3. Cas particulier du système GCT des tranches 1 450 MWe Le système de contournement à l’atmosphère GCTa assure une fonction de sauvegarde, en particulier en cas de rupture de tube GV. Dans le cas des tranches 1 450 MWe, il a été

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

considéré une rupture de deux tubes GV. Cette hypothèse de dimensionnement a nécessité un système GCTa plus performant et a conduit à doubler chaque ligne (figure 10.4). Le GCTa des tranches 1 450 MWe a donc une capacité plus importante et est utilisé avec le GCTc lors des grands transitoires (îlotage, déclenchement turbine…). Le GCTc est donc par conséquent d’une capacité plus faible (10 lignes au lieu de 14).

11.2.2. Fonctionnement Les vannes GCTa et GCTc sont fermées lors du fonctionnement normal de la tranche. C’est l’action de la régulation qui va permettre leur sollicitation. Cette chaîne de régulation peut être décomposée en deux parties : • une partie analogique qui élabore en fonction de l’état de tranche la consigne de pression au barillet vapeur et, en fonction de l’écart mesure/consigne, la demande d’ouverture des vannes ; • une partie logique qui élabore en fonction de l’état de la tranche les autorisations d’ouverture de chaque groupe de vannes. Ainsi pour qu’une vanne s’ouvre, deux conditions doivent être réunies : • absence d’interdiction d’ouverture provenant de la partie logique ; • demande d’ouverture de la partie analogique. Les 14 vannes sont réparties en 4 groupes, sollicités ou non en fonction de l’importance du transitoire en cours. Elles sont pilotées en cascade, en ouverture modulée. La partie logique de la régulation déverrouille le ou les groupes à ouvrir tandis que l’ouverture effective du ou de ces groupe(s) est actionnée par la partie analogique. La partie logique adapte la régulation au cas de fonctionnement rencontré en déterminant le nombre de groupes à solliciter, autorisant ou non les ouvertures rapides de certains groupes et protège le réacteur contre tout refroidissement intempestif. Le premier groupe est composé de 5 vannes dont seules deux sont autorisées à s’ouvrir en dessous de P12 (seuil de très basse température primaire). Ces vannes qui constituent le sous-groupe de refroidissement s’ouvrent l’une après l’autre. Les trois autres vannes du même groupe s’ouvrent en parallèle. Les groupes 2 à 4 sont composés chacun de 3 vannes. Les trois vannes du deuxième groupe s’ouvrent en parallèle, puis celles du groupe 3 puis enfin celles du dernier groupe. La refermeture se produit si l’un de ces signaux devient nul ou si un signal logique vient verrouiller le groupe ouvert. La prédominance du signal logique sur le signal analogique permet d’obtenir la refermeture même si le signal analogique est non nul.

Les systèmes fluides support 12.1. Système de réfrigération intermédiaire (RRI) Le système de réfrigération intermédiaire a pour rôles : • d’assurer dans tous les cas de fonctionnement la réfrigération des équipements des circuits auxiliaires nucléaires de la tranche, y compris les circuits de sauvegarde ; • de fournir aux circuits auxiliaires nucléaires une eau de réfrigération traitée qui garantisse un bon fonctionnement en toutes circonstances (les échangeurs RRI/SEC sont les seuls à être en contact avec l’eau brute de refroidissement) ; • d’assurer la séparation, pour tous les matériels contenant des fluides contaminés ou contaminables, entre les fluides radioactifs et l’eau brute rejetée à l’extérieur de la tranche, afin de protéger l’environnement en cas de fuite d’un échangeur. À ce titre, le système RRI constitue une partie de la troisième barrière entre le cœur et l’environnement.

12.1.1. Éléments du RRI Les choix technologiques liés aux hypothèses de dimensionnement ont conduit à retenir pour la conception du système RRI (figure 12.1) : • deux files de sauvegarde séparées, A et B ; • un ensemble d’utilisateurs banalisés sur une file commune, alimentés soit par une file soit par l’autre. Chaque file de sauvegarde comprend : • deux pompes pouvant assurer chacune 100 % du débit en fonctionnement accidentel ; • un échangeur eau intermédiaire/eau brute divisé en deux demi-échangeurs pour des raisons de taille ; • un jeu de vannes pneumatiques permettant l’alimentation des utilisateurs banalisés à partir de l’autre file ; • les tuyauteries et la robinetterie associée. Le circuit possède en outre sur chaque file, à l’amont des pompes : • un réservoir d’expansion ; • un appoint en eau déminéralisée permettant de compenser les vidanges d’appareils et les fuites éventuelles du circuit ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 12.1. Schéma de principe du circuit RRI.

12 - Les systèmes fluides support

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• une injection d’une solution de phosphate trisodique permettant l’ajustement du pH de l’eau de réfrigération intermédiaire. Les matériels réfrigérés par le système RRI peuvent être classés en quatre groupes. Le groupe 1 comprend les réfrigérants des files de sauvegarde nécessaires à l’évacuation de la puissance résiduelle du réacteur dans certaines situations post-accidentelles (accident de perte de réfrigérant primaire, rupture de tuyauterie vapeur…) : les échangeurs et les groupes motopompes du circuit d’aspersion de l’enceinte (EAS), les motopompes du système d’injection de sécurité (RIS), les motopompes RRI. Ces matériels sont implantés sur deux files indépendantes. Le groupe 2 comprend les réfrigérants nécessaires à la mise et au maintien en arrêt à froid du réacteur : échangeurs et pompes du circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA), implantés en parallèle des files de sauvegarde. Le groupe 3 est constitué par les réfrigérants banalisés nécessaires pour les matériels réfrigérés en fonctionnement normal et en cas de mise à l’arrêt de la tranche suivant la procédure normale, y compris en cas de perte des alimentations électriques externes : • échangeurs de refroidissement des pompes primaires (barrière thermique, huile des paliers et butées, aéroréfrigérants de l’air des moteurs) ; • échangeurs RCV : échangeurs non régénérateurs, de soutirage excédentaire et du circuit d’étanchéité des pompes primaires ; • échangeurs du circuit de traitement et de réfrigération de l’eau des piscines (PTR) ; • échangeurs du circuit d’échantillonnage (REN). Le groupe 4 est constitué des réfrigérants banalisés utilisés uniquement en fonctionnement normal et non indispensables à la mise à l’arrêt de la tranche : • condenseur d’eau glacée de l’îlot nucléaire ; • batteries de réfrigération de la ventilation des mécanismes de grappes ; • réfrigérant du système de purges et évents (RPE) intérieur enceinte ; • échangeur de traitement des purges des générateurs de vapeur (APG) ; • échangeurs du circuit d’échantillonnage (REN) ; • réfrigérant de vapeur auxiliaire ; • échangeurs liés aux systèmes de traitement des effluents. Caractéristiques du système RRI des tranches 1 300 MWe – type DPY Échangeurs côté fluide froid Débit SEC : 1 800 m3/h (1 500 m3/h pour d’autres sites). Température maximale d’entrée : entre 25,2 et 28,5 °C suivant les sites. Température de sortie : entre 37,9 et 41,2 °C suivant les sites. Échangeurs côté fluide chaud Débit RRI : 1 450 m3/h. Température à l’entrée : 55,7 °C. Température de sortie : 40 °C. Puissance calorifique : 26,5 MW. Surface d’échange : 660 m2 environ. Pompes Débit : 2 850 m3/h pour une hauteur de 50 m environ.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

12.1.2. Fonctionnement Le fonctionnement du système de réfrigération intermédiaire peut être découpé en trois modes : • le fonctionnement normal de la tranche ; • le passage en arrêt ; • les conditions accidentelles.

12.1.2.1. Fonctionnement normal Une seule file RRI avec une pompe est en service, l’autre pompe de la file restant disponible. Sur perte de la file en service, l’autre file démarre automatiquement. La pompe en service alimente en permanence les échangeurs de sauvegarde, sauf l’échangeur EAS et les réfrigérants se trouvant sur le tronçon commun. Le circuit RRI est conçu pour permettre, en fonctionnement normal de la tranche, des essais périodiques et l’entretien des différents matériels, y compris pompes et échangeurs.

12.1.2.2. Mise en arrêt de la tranche La mise en arrêt rapide de la tranche nécessite les deux files en service avec une pompe sur chaque file. Si une file est indisponible, le temps mis pour rejoindre les conditions d’arrêt à froid est allongé.

12.1.2.3. Fonctionnement en accident Sur signal d’injection de sécurité, une pompe de la file à l’arrêt est démarrée automatiquement. Sur signal aspersion enceinte, les vannes pneumatique séparant les files RRI (sur le tronçon inter-files) sont fermées automatiquement ; les vannes EAS s’ouvrent simultanément. Une pompe par file est suffisante pour permettre l’évacuation de la puissance en cas de rupture de tuyauterie primaire. Lors d’une rupture du tronçon de file commune non calculée au séisme, ce tronçon est isolé automatiquement sur signal très bas niveau dans le réservoir d’expansion de la file en service ou sur déséquilibre de débit entre le collecteur aller et le collecteur retour de la file commune. En cas de perte des alimentations électriques, les pompes RRI sont alimentées par les diesels.

12.2. Système d’eau brute secourue (SEC) Le système d’eau brute secourue a pour rôles : • d’alimenter en eau les échangeurs RRI/SEC ; • de contribuer à l’appoint en eau au bassin des aéroréfrigérants (pour les tranches qui en sont équipées).

12 - Les systèmes fluides support

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Sur le plan de la sûreté, le système SEC permet d’évacuer la puissance résiduelle lors d’un accident par perte de réfrigérant primaire par l’intermédiaire des systèmes RRI et EAS. Il constitue le seul moyen de refroidissement de l’enceinte à partir de la source froide en cas d’accident. Le circuit SEC est donc un système de sûreté.

12.2.1. Éléments du circuit SEC Le circuit est composé essentiellement de deux files indépendantes constituées chacune de : • deux pompes en parallèle, chacune assurant 100 % du débit ; • une tuyauterie de refoulement alimentant les échangeurs RRI/SEC correspondants : sur chaque file existent deux échangeurs en parallèle, chacun assurant 50 % de l’échange avec le système RRI ; • une tuyauterie de rejet aboutissant au compartiment SEC de l’ouvrage d’appoint et de rejet général ; • un ensemble de filtration de l’eau d’arrosage des presse-étoupe, commun aux deux pompes ; • deux pompes d’exhaure assurant l’évacuation du puisard en station de pompage. L’eau alimentant le SEC provient de la source froide du site, mer ou rivière. Les caractéristiques des fleuves (débit, température…) peuvent conduire à des aménagements spécifiques du site comme des bassins de retenue, des aéroréfrigérants… Tous les matériels de chaque file sont alimentés par une voie électrique secourue par un diesel. Le débit d’une pompe est de 3 600 m3/h pour une hauteur de 30 à 40 m.

12.2.2. Fonctionnement En fonctionnement normal, correspondant à la tranche en puissance, une file avec une pompe est en service. Pour le démarrage de la tranche, les deux files sont en service avec une pompe par file. Pour la mise en arrêt à froid, deux files sont en service avec une pompe par file. L’indisponibilité d’une file ne remet pas en cause la fonction Évacuation de la puissance résiduelle : le temps de mise à l’arrêt est seulement allongé. En cas d’accident, les deux files RRI sont mises en service bien que chacune d’elle soit dimensionnée pour assurer seule l’évacuation de la puissance. En conséquence, les deux files du SEC sont démarrées. Le SEC étant en fonctionnement quel que soit l’état de la tranche, le circuit est conçu pour permettre les entretiens sans perturber le fonctionnement.

Partie V

LES ALIMENTATIONS ÉLECTRIQUES ET LE CONTRÔLE-COMMANDE Nathalie Hassenboehler Jean-François Pététrot Jean-Sébastien Zampa L’alimentation des réseaux nationaux de transport électrique doit se faire avec la meilleure continuité possible et en fonction de la puissance appelée par les divers consommateurs. Pour que les centrales nucléaires puissent assurer cette fonction, il faut assurer l’alimentation des auxiliaires et des consommateurs électriques de chaque tranche. Leur fonctionnement permet la production de l’énergie électrique de manière sûre et continue. La hiérarchisation du réseau de distribution est décrite au chapitre 13. Le contrôle-commande d’un REP comporte les éléments suivants : • un système d'instrumentation permettant de contrôler non seulement les paramètres principaux de la partie nucléaire et de la partie conventionnelle mais aussi de la plupart des différents équipements. Une partie de ces signaux est utilisée par le système de protection et/ou de régulation ; • un système de protection susceptible de déclencher l’arrêt automatique du réacteur ainsi que des actions de sauvegarde. L’architecture de ce système comporte, au niveau des capteurs et des traitements, les redondances nécessaires pour une très haute fiabilité ; • un système de régulation dont le rôle est de contrôler, de façon automatique, les paramètres principaux. Le système de traitement des régulations ne comporte pas de redondances, sauf pour certaines fonctions depuis le palier N4. Si nécessaire, l’opérateur peut : • soit modifier le capteur sélectionné comme entrée d’une régulation (s’il s’agit d’un problème d’instrumentation), • soit prendre en manuel le contrôle de l’actionneur correspondant (s’il s’agit d’un problème induit par les régulateurs) ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

• une salle de commande permettant aux opérateurs : - de contrôler le fonctionnement du système d’instrumentation, des équipements et du système de régulation via un ensemble d’indicateurs, d’enregistreurs et d’alarmes, - de régler la puissance de la turbine et d’effectuer les actions manuelles télécommandées requises par les procédures en fonction de l’état de la chaudière et des équipements. À noter : la partie « chaudière » et la partie « conventionnelle » disposent de leurs propres systèmes de protection et de régulation. Les systèmes des deux parties échangent un certain nombre de signaux.

Les alimentations électriques Ce chapitre décrit la hiérarchisation du réseau de distribution interne de la tranche et l’organisation des liaisons externes avec les réseaux externes interconnectés.

13.1. Liaisons externes Chaque tranche est reliée aux réseaux de transport par deux lignes appelées lignes externes, qui assurent la liaison entre la tranche et les postes extérieurs d’interconnexion. La première est appelée « Réseau principal » car elle est connectée à la source principale de la tranche, c’est-à-dire l’alternateur principal. La seconde, appelée « Réseau auxiliaire », est connectée à des tableaux du réseau interne de distribution.

13.1.1. Réseau principal C’est le réseau normal d’alimentation du réseau interne de la tranche, utilisé quel que soit l’état de la tranche et en particulier au cours du démarrage. Constitué d’une ligne très haute tension (400 kV pour les tranches 1 300 MW) reliant le disjoncteur (disjoncteur de ligne) au poste d’interconnexion avec les réseaux de transport, il évacue l’énergie électrique produite par le tranche.

13.1.2. Réseau auxiliaire Ce réseau auxiliaire n’est utilisé qu’en cas de défaillance ou d’indisponibilité du réseau principal, mais il n’est pas dimensionné pour permettre le démarrage de la tranche. Il est constitué d’une ligne aérienne à très haute tension (400 kV pour les tranches 1 300 MW) reliant le transformateur auxiliaire au poste d’interconnexion aux réseaux de transport.

13.2. Réseau interne de la tranche Le réseau interne de la tranche est constitué par les sources fournissant l’énergie électrique (sources internes et externes) et les réseaux de distribution et d’alimentation de tous les consommateurs d’énergie électrique.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

13.2.1. Sources externes La source principale, connectée au réseau principal, est constituée d’un transformateur dit transformateur de soutirage (TS). En effet, en fonctionnement normal, une partie de l’énergie électrique produite est prélevée pour alimenter directement tous les consommateurs de la tranche. La source auxiliaire, connectée au réseau auxiliaire, est constituée d’un transformateur, dit transformateur auxiliaire (TA).

13.2.2. Sources internes Il existe deux sources internes : la source principale et les sources de secours. La source principale est constituée par le groupe turboalternateur, connecté au réseau principal. La tension nominale du groupe turboalternateur est de 20 ou 24 kV ce qui nécessite un transformateur dit transformateur principal pour élever la tension de sortie à celle du réseau électrique. Les sources internes de secours peuvent être divisées en plusieurs catégories mais ont pour caractéristiques d’être insensibles aux perturbations des réseaux externes. Les sources de sauvegarde et de secours sont constituées de deux groupes électrogènes à moteur diesel qui permettent d’alimenter tous les auxiliaires de sauvegarde et de secours, dont le service ne peut être interrompu que quelques secondes. Les source de contrôle-commande sont constituées de batteries d’accumulateurs qui assurent une continuité d’alimentation aux équipements de contrôle-commande (tension 30 Vcc, 48Vcc, 125 Vcc, 220 Vca). Les sources ultimes, utilisées en cas de perte prolongée des alimentations internes et externes, sont constituées : • d’un groupe électrogène dit groupe d’ultime secours (GUS) qui peut se connecter sur n’importe lequel des tableaux normalement secourus par les groupes électrogènes de sauvegarde ; • d’un petit turboalternateur (appelé LLS) assurant l’alimentation de quelques fonctions de contrôle commande et l’injection aux joints des pompes primaires.

13.2.3. Auxiliaires On appelle « auxiliaires » les consommateurs d’énergie électrique de la tranche. Ils peuvent être répartis en quatre groupes. Les auxiliaires de tranche sont les équipements utilisés uniquement pour la production d’énergie, par exemple les pompes primaires. Ils ne sont alimentés que par les sources principales (interne : le turboalternateur, externe : le réseau principal) par l’intermédiaire du transformateur de soutirage (TS). Les auxiliaires permanents sont les équipements dont le fonctionnement est indépendant de l’état de la tranche (marche, arrêt…). Alimentés par les tableaux des auxiliaires de tranche et par la source auxiliaire externe, ils peuvent être en fonctionnement permanent (éclairage, ventilation…) ou intermittent (manutention…).

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Les auxiliaires secourus sont les auxiliaires dont le fonctionnement ne peut être interrompu que pendant une courte durée, et ceux assurant la sauvegarde du réacteur (pompes RIS par exemple), la sécurité et le confort du personnel d’exploitation (ventilation, éclairage) et la non-dégradation d’équipements essentiels (ventilation des mécanismes de grappes, vireur du groupe alternateur). Ils sont alimentés par des tableaux reliés aux tableaux des auxiliaires permanents et aux sources internes de secours (groupe diesel de sauvegarde, groupe d’ultime secours (GUS) éventuellement). Certains consommateurs peuvent être en cas d’injection de sécurité par exemple, délestés pour ne pas entraîner de consommation inutile, évitant ainsi une surcharge des groupes diesels. Les auxiliaires de site sont les consommateurs électriques non liés à une tranche en particulier mais à l’ensemble des tranches composant un site (par exemple, station de déminéralisation). Considérés comme des auxiliaires permanents, ils sont alimentés à partir de tableaux reliés aux tableaux des auxiliaires permanents de deux tranches adjacentes.

13.3. Fonctionnement des alimentations électriques 13.3.1. Fonctionnement normal L’alimentation normale de la tranche est réalisée par la ligne principale. Le disjoncteur de ligne est fermé. Le transformateur de soutirage sous tension fournit l’énergie électrique aux auxiliaires de tranche. Tous les tableaux sont sous tension. Le transformateur auxiliaire est sous tension mais à vide, le disjoncteur vers les auxiliaires permanents est ouvert (figure 13.1). Lorsque la tranche est en puissance, le disjoncteur couplant l’alternateur au réseau est fermé. C’est la tranche qui alimente le réseau électrique. En cas de déclenchement turbine, le disjoncteur de couplage est ouvert ; c’est alors le réseau qui alimente la tranche. Ce changement d’alimentation est réalisé sans coupure de l’alimentation des auxiliaires. En cas de démarrage de la tranche, le disjoncteur de couplage est ouvert et c’est le réseau qui alimente la tranche (figure 13.2).

13.3.2. Défaillance du réseau principal 13.3.2.1. Îlotage L’îlotage d’une tranche réside dans la capacité de découpler la tranche du réseau par ouverture du disjoncteur de ligne, l’alternateur ne délivrant alors une puissance correspondant aux besoins des auxiliaires via le transformateur de soutirage. Ce changement de configuration est réalisé sans couper l’alimentation des auxiliaires (figure 13.3). Le transformateur auxiliaire est sous tension à vide.

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Figure 13.1. Fonctionnement normal des alimentations électriques.

Figure 13.2. Démarrage de la tranche.

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Figure 13.3. Îlotage.

13.3.2.2. Îlotage « raté » ou fonctionnement sur le réseau auxiliaire Si l’îlotage échoue, en cas par exemple de défaut électrique interne à la tranche, les auxiliaires sont alors alimentés par le réseau auxiliaire via le transformateur auxiliaire (TA). Le TA est normalement sous tension, mais le basculement se fait automatiquement avec une brève coupure de tension. Le tableau des auxiliaires de tranches n’est alors plus sous tension, ce qui entraîne l’arrêt des pompes primaires. La tranche fonctionne donc alors en thermosiphon (figure 13.4).

13.3.2.3. Perte totale des alimentations externes et groupe turboalternateur déclenché Cette situation correspond à un îlotage « raté » aggravé par l’indisponibilité ou l’impossibilité d’utiliser le réseau auxiliaire. Les auxiliaires de sauvegarde de la tranche peuvent être ré-alimentés suite au démarrage des deux diesels. La tranche est en thermosiphon (figure 13.5). Si un seul des deux diesels démarre, seul un train des auxiliaires de sauvegarde sera alimenté. La tranche est en thermosiphon sur un diesel. Si aucun diesel ne démarre, la tranche est alors en thermosiphon et on utilise les sources d’ultime secours (LLS).

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Figure 13.4. Fonctionnement sur réseau auxiliaire.

Figure 13.5. Perte totale des réseaux externes.

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Figure 13.6. Cascade des pertes de sources.

Les diverses ré-alimentations et leur enchaînement en fonction des différentes pertes de sources considérées sont présentés figure 13.6.

Les systèmes de régulation Le système de régulation de la chaudière est conçu pour assurer les fonctions principales suivantes : • maintenir en régime stabilisé les principaux paramètres de fonctionnement à des valeurs aussi proches que possible de leurs consignes (valeurs résultant des optimisations technico-économiques et des études de conception) ; • fournir à la tranche la manœuvrabilité souhaitée compte tenu des besoins d’exploitation, eux-mêmes fonction des caractéristiques du réseau électrique ; • assurer, lors d’incidents courants d’exploitation, le maintien des principaux paramètres de la tranche dans un domaine correspondant au bon fonctionnement d’ensemble de l’installation afin d’éviter la mise en œuvre du système de protection (qui entraîne l’arrêt brutal de la production d’énergie électrique). Nous allons successivement examiner l’impact de ces différentes fonctions sur la conception des principales chaînes de régulation d’une tranche REP.

14.1. Moyens de régulation des besoins 14.1.1. Besoins d’un exploitant Un bon réglage du module (tension) et de la fréquence du courant électrique est indispensable aux utilisateurs (ainsi d’ailleurs qu’aux tranches elles-mêmes pour le bon fonctionnement du groupe turboalternateur et pour l’alimentation de leurs auxiliaires), les moteurs étant en particulier très sensibles aux fluctuations de ces paramètres. Le réglage de la tension s’effectue électriquement en agissant principalement sur l’excitation des alternateurs (régulation) et aussi en ajustant certains rapports de transformation dans les postes du réseau. Ce réglage agit sur le bilan de puissance active et réactive du réseau. Le réglage de la fréquence (qui est proportionnelle à la vitesse des alternateurs) s’effectue en agissant sur la puissance mécanique des turbines (convertie en puissance électrique active par les alternateurs). Dans la suite, il ne sera plus fait mention du contrôle de la tension puisque, pour ce qui concerne la puissance de la chaudière, seule intervient la consommation de vapeur appelée par la turbine.

14.1.1.1. Réglage de la puissance active des tranches Les variations de fréquence du réseau résultent des écarts entre production et consommation d’électricité. Ceux-ci proviennent de variations de la consommation active

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Figure 14.1. Exemples de courbes journalières de consommation en France.

et de variations de la production (qui peuvent subir des aléas comme par exemple le déclenchement intempestif d’un groupe). Le maintien de la fréquence à sa valeur de référence est réalisé en adaptant au mieux à tout instant la production de puissance active à la consommation. Deux exemples d’évolution journalière de la consommation française sont donnés à la figure 14.1. Trois moyens de réglage sont utilisés conjointement pour ajuster la production des centrales. Ils vont être décrits successivement dans les paragraphes qui suivent. a) Variations programmées de charge Une estimation quotidienne du programme national de production est élaborée dans un dispatching national puis traduite dans des dispatchings régionaux en un programme P0 particulier à chaque centrale et fonction des heures de la journée selon des critères techniques et économiques. Le mode de fonctionnement de la centrale correspondant à ce programme journalier P0 est appelé « suivi de charge ». Lorsqu’une centrale fonctionne en suivi de charge, sa

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puissance est programmée en paliers reliés entre eux par des rampes. Les paliers hauts et bas sont dépendants des pointes et des creux de la consommation quotidienne. Certaines tranches sont exploitées en « centrale de base », c’est-à-dire à puissance constante. En France, la pente moyenne des rampes de puissance nécessaires pour le suivi des variations de la consommation est de l’ordre de 1 % par minute. Au niveau de chaque tranche, on souhaite être capable d’effectuer des variations de puissance à 2 % par minute pour tenir compte, d’une part de l’éventuelle indisponibilité de certaines installations, d’autre part de l’incertitude entachant les gradients nécessaires à certaines heures de la journée. À titre indicatif, on peut considérer que, statistiquement, les pentes moyennes des rampes de puissance rencontrées en exploitation se répartissent comme suit : Pente (p)

p < 0,5 %/min

0,5 < p < 1,5 %/min

1,5 < p < 2 %/min

Répartition

60 %

37 %

3%

Le niveau de puissance du palier haut est généralement de l’ordre de 100 %. Le niveau du palier bas est choisi par l’exploitant entre 100 et 30 % environ de la puissance nominale. La répartition statistique des paliers bas est, à titre indicatif, approximativement la suivante : Paliers

Autour de 75 % PN

Autour de 50 % PN

Autour de 30 % PN

Répartition

30 %

60 %

10 %

L’élaboration du programme national quotidien est inévitablement entaché d’incertitudes et affecté d’aléas de consommation et de production. Des moyens d’ajustement plus fins, et en boucle fermée (régulations), de la production aux besoins sont indispensables. Ces moyens, complémentaires entre eux, doivent jouer rapidement en cas d’incidents sur le réseau. Il s’agit du réglage primaire de fréquence et du réglage secondaire (ou téléréglage). b) Réglage primaire de fréquence Il correspond au réglage, réalisé en local, de la vitesse du groupe turboalternateur. L’écart de vitesse par rapport à la consigne est proportionnellement converti par un gain appelé statisme en demande de puissance à la turbine de telle sorte que la puissance demandée au groupe augmente lorsque sa vitesse diminue et inversement. ΔF ⁄ F Le statisme est défini par : S = 100 ----------------0ΔP ⁄ P0 avec : • F0 : fréquence de consigne (50 Hz) ; • P0 : puissance de consigne lorsque la fréquence est à sa valeur nominale (valeur instantanée du programme de suivi de charge) ; • ΔF et ΔP : variations correspondantes de fréquence et de puissance. Plus le statisme est élevé et plus la demande de puissance associée à un écart de fréquence est faible. En France, le statisme est le même pour tous les groupes thermiques et nucléaires : 4 %. Une variation de fréquence ±2 Hz correspondrait à une variation de puissance demandée aux groupes de ±100 %. Une évolution typique de la fréquence est donnée sur la figure 14.2. L’examen de cette séquence montre que, hors incident sur le réseau, les variations de fréquence sont généralement inférieures à 50 mHz de part et

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Figure 14.2. Évolution typique de la fréquence.

d’autre de la référence (50 Hz) avec un écart-type de l’ordre de 20 mHz. La puissance des tranches varie donc en moyenne de ±2,5 %. Si l’on exclut les fluctuations de très faible amplitude, la vitesse moyenne de variation de fréquence est inférieure à 2,5 mHz/min plus de 90 % du temps et inférieure à 6 mHz/min plus de 99 % du temps. En cas d’incident sur le réseau, les variations de fréquence peuvent être plus importantes. Elles sont amorties par les interconnexions entre les réseaux nationaux. Si l’on considère par exemple la perte d’une unité de production du palier N4, ce transitoire provoquerait une diminution brutale, mais temporaire, de la fréquence de l’ordre de 70 à 30 mHz (suivant la puissance du réseau au moment de l’incident). c) Téléréglage Tout d’abord, le réglage primaire étant de type proportionnel, il ne peut à lui seul maintenir la fréquence du réseau à 50 Hz exactement. Par ailleurs, les écarts entre les échanges énergétiques prévus aux points d’interconnections du réseau français avec le réseau européen et ceux qui sont effectivement constatés doivent être compensés. Il faut donc qu’à moyen terme intervienne un second type de réglage qui rétablisse la fréquence f et la puissance d’interconnexion P à leurs valeurs de consigne. C’est le téléréglage. Le dispatching national élabore pour cela un signal de niveau de puissance N, variable dans la gamme [–1, +1], par la formule suivante : N=K

ΔP

³ §© Δf + ------λ-·¹ dt

où λ est un paramètre appelé « énergie réglante », qui s’exprime en MW/Hz.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.3. Évolution typique du signal de téléréglage.

Les tranches françaises les plus puissantes, donc notamment les tranches nucléaires, reçoivent du dispatching ce signal de niveau N. Les groupes du réseau appelés à un moment donné à participer à ce réglage voient leur puissance modulée autour de P0, niveau instantané défini par le programme journalier (et déjà, éventuellement, corrigé du terme de réglage primaire), d’un facteur N × PR, où PR est un coefficient de proportionnalité appelé « participation ». Pour une tranche REP, PR est au maximum de 5 % de la puissance nominale. Un exemple d’évolution de téléréglage est donné sur la figure 14.3. On peut constater à partir de cet enregistrement que, pour une participation de 5 %, la variation de puissance se fait à une vitesse inférieure à 1 %/min.

14.1.1.2. « Réserve tournante » La défaillance d’un groupe de production ou un défaut sur une ligne conduisant à l’isolement d’une région surconsommatrice (exemples d’incidents) peuvent survenir à tout instant et provoquer instantanément un déficit de production. Il est alors indispensable de pouvoir augmenter aussi vite que possible la puissance des installations (sauf celles se trouvant déjà à puissance maximale au moment de l’incident). a) Réserve tournante instantanée On demande aux tranches REP de s’accommoder d’une augmentation brusque de la consigne de puissance de 10 % (sans, bien entendu, dépasser leur puissance maximale). Normalement, cette demande de puissance se répercute automatiquement sur la tranche sous l’effet du réglage primaire, la fréquence du réseau baissant rapidement par suite du déficit de production. L’opérateur n’a donc pas à intervenir.

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b) Réserve tournante différée Les tranches doivent, en outre, être capables de remonter en puissance à la vitesse de 5 %/min. Cette vitesse de 5 %/min résulte de la nécessité d’éliminer en moins de 20 minutes la surcharge qui peut apparaître sur les lignes de distribution du réseau, consécutivement au défaut de production générale. Ce temps correspond au réglage des temporisations des protections de surcharge des lignes. Une telle variation de puissance est normalement mise en œuvre par une intervention de l’opérateur, suite à une demande transmise par téléphone depuis le dispatching.

14.1.1.3. Autres transitoires en provenance du réseau a) Îlotage L’îlotage est la déconnexion, brutale, de la tranche et du réseau normal d’évacuation d’énergie. Il s’effectue par ouverture du disjoncteur de ligne, la chaudière continuant d’alimenter ses propres auxiliaires. L’îlotage peut être provoqué, soit automatiquement s’il apparaît des perturbations sévères de la tension et/ou de la fréquence (elles peuvent conduire, par exemple, à franchir le seuil de basse vitesse des pompes primaires ce qui est un des signaux initiant l’ordre d’îlotage), soit manuellement par l’opérateur, si celui-ci constate des anomalies sur le réseau ou pour essai. Les répercussions de ce transitoire sur la chaudière sont présentées au paragraphe 14.5. b) Défaut réseau éliminé Si le défaut (perturbations rapides de la fréquence et de la tension) est éliminé avant que soit provoqué l’îlotage, la chaudière doit rapidement retrouver l’état de fonctionnement dans lequel elle se trouvait avant l’apparition du défaut : les vannes d’admission turbine se ferment puis se rouvrent, le contournement vapeur au condenseur (voir § 14.4.2) s’ouvre partiellement temporairement.

14.1.2. Régulation turbine Dans une tranche nucléaire, la puissance absorbée par les circuits secondaires doit, en régime permanent, être égale à la puissance thermique engendrée dans le cœur du réacteur. Le pilotage d’une tranche consiste à choisir de régler soit la puissance turbine, soit la puissance nucléaire, et à ajuster l’autre par un système de régulation approprié. Dans les tranches REP, la puissance nucléaire est asservie à la puissance de la turbine ; elles sont dites pilotées en « turbine prioritaire » (par opposition au fonctionnement en « réacteur prioritaire »). C’est évidemment le pilotage le plus commode pour l’exploitant puisque les variations de puissance demandées par le réseau sont traduites directement en débit vapeur par la régulation turbine et le réacteur doit s’accommoder de ces variations de puissance grâce à son système de régulation. Il y a trois voies dans la régulation turbine. Un sélecteur de minimum choisit, parmi les voies (A), (B) et (C), celle qui commande le positionnement des vannes d’admission turbine. La figure 14.4 donne le principe du mode « Régulation de la puissance électrique », qui est le plus couramment utilisé. La figure 14.5 montre l’ensemble des voies et des modes de fonctionnement.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.4. Principe du contrôle de la turbine en mode « Régulation de la puissance électrique ».

Figure 14.5. Schéma de la régulation turbine.

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La voie (A) est celle du régulateur de puissance. Trois modes sont possibles selon la position d’un commutateur Manuel–Automatique–Direct (CMAD). Le mode « Automatique » est seul affecté par le signal de téléréglage alors que les trois modes sont soumis au réglage primaire (ce signal tend à agir aussi comme une protection contre les survitesses de la turbine). En Automatique, l’écart entre la puissance électrique et la somme de la référence charge et du binôme de réglage (téléréglage + réglage primaire, dans lequel le téléréglage peut être limité par une logique « PMIN/PMAX ») attaque un régulateur PI qui élabore la « référence ouverture » de l’admission turbine. Ainsi, en mode Automatique, les demandes de variations de puissance de la tranche se font : • manuellement par l’opérateur (actions sur la référence charge) ; • et automatiquement par les signaux de téléréglage ou de réglage primaire. En position « Direct » ou « Manuel », la régulation de la turbine n’est pas en boucle fermée, la référence ouverture étant directement imposée (au réglage primaire près) par la référence charge (Direct) ou une mémoire (Manuel). Les modes « Direct » et « Manuel » se distinguent par le fait qu’avec le premier, on commande des variations de puissance par affichage d’une valeur finale et d’une vitesse de rampe, alors qu’avec le second, on commande l’ouverture ou la fermeture des vannes à une vitesse présélectionnée, chaque mouvement étant commandé par un signal tout-ou-rien. Historiquement, le mode Direct a été le premier utilisé (sur les groupes turboalternateurs classiques). Le mode Automatique a été introduit pour améliorer la linéarisation des vannes d’admission turbine (on a, toutefois, conservé le mode Direct car il permet notamment de fonctionner même en cas de défaillance du wattmètre). La voie (B) permet de limiter la charge turbine à une valeur exprimée en « pression première roue »1 maximum P1RC. Ce seuil de puissance est accessible en salle de commande. Une limitation maximale, inaccessible en salle de commande, est installée à titre de sécurité supplémentaire. La voie (C) est celle par laquelle sont mises en œuvre les réductions de puissance demandées par un signal logique en provenance du réacteur ou de la partie conventionnelle lorsque certaines limites sont atteintes. On utilise pour cela un module de recopie à mémoire et un générateur d’impulsions élaborant des cycles de réduction de puissance. Les baisses de puissance peuvent atteindre la vitesse de 200 %/min. Elles sont poursuivies tant que l’ordre logique n’a pas disparu.

14.2. Grandeurs réglées dans un réacteur REP et capteurs associés Les régulations du réacteur s’efforcent, d’une part d’aligner la puissance cœur sur la puissance turbine tout en maintenant les paramètres de la chaudière à leur valeur normale, et d’autre part de limiter les effets des incidents pouvant survenir sur l’installation. Pour cela, la chaudière est munie des systèmes de régulation suivants : • la chaîne de régulation de température moyenne primaire par les grappes ; • la chaîne de régulation du contournement vapeur au condenseur ; 1 La mesure dite « Pression première roue turbine » est positionnée par le concepteur de la turbine de telle sorte que sa valeur soit pratiquement proportionnelle à la puissance de la machine. Son emplacement est proche de l'admission turbine.

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• la chaîne de régulation de pression du pressuriseur ; • la chaîne de régulation de niveau du pressuriseur ; • la chaîne de régulation de niveau des générateurs de vapeur ; • la chaîne de régulation de la décharge à l’atmosphère.

14.2.1. Température moyenne primaire Imaginons qu’à partir d’un fonctionnement en régime stable, la puissance de consigne du régulateur turbine soit modifiée. Le débit vapeur va suivre la variation de puissance, perturbant ainsi le transfert thermique dans les générateurs de vapeur, ce qui va se répercuter sur la température du fluide primaire. Sans régulation, cette dernière va se caler à la valeur qui, sous le jeu des contre-réactions neutroniques, ramène la puissance primaire au niveau de la puissance secondaire : par exemple, une augmentation de puissance secondaire va créer un refroidissement du circuit primaire qui, principalement grâce à l’effet modérateur, va provoquer dans le cœur le dégagement d’une réactivité supplémentaire, jusqu’à l’équilibrage des puissances primaire et secondaire. Inversement, une réduction de puissance secondaire va conduire à l’abaissement de la puissance primaire par échauffement. On verra qu’il y a grand intérêt à profiter au maximum de cette autorégulation naturelle. Une régulation est cependant nécessaire, pour différentes raisons. S’il n’y avait pas d’apport extérieur de réactivité, les variations de température permettant d’équilibrer les variations de puissance secondaire pourraient être notables, notamment en début de cycle de combustible, quand l’effet modérateur est faible. Les sollicitations thermiques sur les équipements primaires seraient excessives. Comme dans un REP ayant des GV à circulation naturelle les variations de pression secondaire suivent étroitement les variations de température moyenne primaire2, on aurait également des sollicitations importantes sur les équipements secondaires. De plus, particulièrement à haut niveau de puissance, il faut limiter les risques : • d’érosion dans les premiers aubages du corps HP de la turbine (l’humidité de la vapeur tend à augmenter si la pression diminue) ; • de ne pas pouvoir assurer la puissance turbine voulue, les vannes d’admission turbine étant à pleine ouverture (pour une puissance donnée, il faut d’autant plus ouvrir les vannes que la pression secondaire est basse). Par ailleurs, dans le but d’augmenter l’efficacité thermodynamique du cycle, on est conduit à élever autant que possible la température (pression) de la vapeur et donc la température de sortie cœur du réfrigérant. Il est ainsi intéressant de fonctionner à une température de sortie cœur proche de la limitation imposée par le risque d’ébullition à la sortie du cœur. Un contrôle de température est donc nécessaire pour éviter que, compte tenu de sa proximité, cette limite ne soit atteinte particulièrement en régime transitoire. La régulation de température est réalisée par les grappes de contrôle (action complétée, comme on le verra au paragraphe 14.4, par des interventions manuelles de l’opérateur sur 2

On a la relation approximative suivante : Puissance = k (Tmoy – Tsat) où Tsat est la température de saturation correspondant à la pression secondaire (relation non valable pour un GV à circulation forcée, pour lequel le coefficient d'échange k évolue notablement avec le régime).

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Figure 14.6. Localisation des mesures de température (exemple : boucle 1).

le circuit de borication/dilution) et aussi éventuellement par le contournement vapeur au condenseur, lorsque les transitoires de réduction de charge sont violents ou encore à très basse charge, quand les grappes sont commandées en manuel. Le contrôle de la température par les grappes se fait avec une régulation en boucle fermée (grappes en régulation de température) et, le cas échéant, avec l’action conjointe d’une régulation en boucle ouverte (on verra que, dans les installations fonctionnant en « Mode G », certaines grappes sont asservies au niveau de puissance). Le contrôle de la température par le contournement est, de la même façon, direct (contournement en régulation de température) ou indirect (régulation de pression secondaire). Dans la pratique, on a choisi de contrôler la température moyenne plutôt que la température de sortie du cœur. En effet, les perturbations étant généralement originaires du secondaire, leur détection est ainsi plus précoce. La mesure de température moyenne est élaborée électriquement comme la demi-somme des mesures de température de la branche chaude et de la branche froide. À l’origine (CP0, CPY), ces mesures de température n’ont pas été implantées sur les boucles elles-mêmes mais sur des lignes dites « de by-pass » pour des raisons technologiques (on ne disposait pas de capteurs assurant à la fois la résistance aux efforts hydrauliques et le temps de réponse désiré), de maintenance (sonde de réserve pré-installée) et de facilité d’élaboration de la moyenne en branche chaude (figure 14.6). La prise de fluide est constituée de trois piquages à 120° s’insérant dans la tuyauterie (écopes munies d’une série de trous) afin d’obtenir, par mélange, une valeur moyenne de la température de la veine fluide (il existe une stratification due à l’hétérogénéité de la température en sortie cœur). Sur le 1 300 MWe, les mesures relatives aux branches froides sont implantées sur les boucles. Enfin sur le N4, les mesures branches chaudes sont également implantées sur les boucles, dans les trois piquages à 120° (la valeur moyenne

14 - Les systèmes de régulation

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des trois piquages est élaborée électroniquement). La mesure utilisée pour la régulation est la plus haute des valeurs de température moyenne obtenues pour chaque boucle primaire. Les capteurs de température utilisés sont des sondes à résistance associées à un circuit de mesure du type pont de Wheatstone. Les sondes à résistance ont été retenues de préférence aux thermocouples car elles offraient un meilleur compromis précisionfiabilité.

14.2.2. Pression primaire Par principe, dans un REP, l’échange de chaleur entre le combustible et le fluide du réfrigérant se fait, en conditions normales, en régime monophasique (ébullition locale éventuelle). La pression primaire doit donc rester supérieure à la pression de saturation correspondant à la température de sortie du cœur. La pression primaire doit également rester inférieure à la pression de calcul du circuit primaire afin de ne pas risquer d’endommager les composants de ce circuit. En fonctionnement normal, elle est régulée à une valeur constante qui est de 155 bar (ce qui correspond à une température de saturation de l’ordre de 345 °C). Les capteurs de pression différentielle (pression relative) à membrane sont implantés sur le pressuriseur. La pression primaire est transmise au capteur par l’intermédiaire d’une tuyauterie de liaison raccordée sur un piquage. Une restriction (9,5 mm = 3/8") est prévue entre les parties « classe 1 » et « classe 2 » de cette tuyauterie afin de limiter les conséquences éventuelles d’une rupture. Cette disposition est générale pour tous les capteurs dont on parlera dans la suite (pression, niveau, débit).

14.2.3. Niveau pressuriseur En fonctionnement normal, le fluide du circuit primaire est renouvelé en permanence par le circuit de contrôle volumétrique et chimique, afin de contrôler la qualité de l’eau borée et d’en modifier éventuellement la concentration. Le système de régulation du niveau d’eau dans le pressuriseur assure le maintien d’une masse d’eau pratiquement constante dans le circuit primaire principal. Ce principe de régulation tend à minimiser le volume des effluents et limite les déséquilibres entre les débits de charge et de décharge (qui génèrent des sollicitations thermiques sur les circuits). La mesure est effectuée par pesée de colonnes de liquide avec un manomètre différentiel. Le manomètre différentiel est du type à membrane. Une chambre à diaphragme transmet la pression du piquage situé dans la phase vapeur du pressuriseur à une ligne scellée. Ceci a pour but d’éviter que des incondensables viennent fausser la colonne de référence (figure 14.7), particulièrement en cas de dépressurisation.

14.2.4. Niveau dans les générateurs de vapeur Pour assurer un transfert correct de l’énergie du primaire au secondaire ainsi qu’un fonctionnement satisfaisant des séparateurs-sécheurs, il est nécessaire de contrôler les évolutions de la masse d’eau dans les générateurs de vapeur (GV). Cette fonction est assurée par l’ajustement du niveau à une valeur de consigne.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.7. Principe de la mesure du niveau pressuriseur.

Les capteurs sont du type capteurs de pression différentielle à membrane. Sur le piquage haut (phase vapeur), un « pot de condensation », capacité de faible volume non calorifugée, permet de créer une colonne de référence à niveau constant remplie de liquide (figure 14.8). Les piquages bas sont implantés à deux niveaux : • juste au-dessus de la plaque tubulaire ; ce piquage permet, avec le piquage haut, une mesure dite « gamme large » (qui sert à contrôler le remplissage et la vidange des GV) ; • un peu en dessous de l’arrivée de l’eau alimentaire ; ce piquage permet, avec le piquage haut, une mesure dite « gamme étroite » (qui est utilisée par le système de régulation et de protection, en raison de sa meilleure précision absolue que la gamme large, compte tenu de son étendue plus faible).

14.2.5. Autres grandeurs principales mesurées pour la régulation et capteurs associés 14.2.5.1. Puissance nucléaire La puissance nucléaire utilisée dans la régulation provient de mesures de flux neutronique issues de la gamme dite de « puissance ». Les capteurs, placés au voisinage de la cuve, sont des chambres à ionisation. Moyennant un calibrage, ils fournissent deux signaux proportionnels au flux dans la section supérieure et inférieure pour chaque quadrant du cœur (sur les tranches quatre boucles, on utilise des chambres à 6 sections au lieu de 2 sur les paliers précédents).

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.8. Principe de la mesure du niveau GV.

14.2.5.2. Débit d’eau alimentaire Le débit d’eau alimentaire est mesuré à partir de la différence de pression au col d’un venturi sur les lignes d’eau alimentaire. Un venturi présente l’avantage par rapport à un diaphragme de créer une perte de charge non récupérable moins élevée. Un extracteur de racine carrée fournit la valeur du débit (figure 14.9). Pour les débits inférieurs à environ 10 %, la mesure devient inutilisable en pratique car le signal résultant est d’amplitude très faible (sauf sur le palier N4 où il existe un capteur supplémentaire « bas débit »). Les variations de densité de l’eau, dues principalement aux variations de température de l’eau alimentaire, sont négligées.

14.2.5.3. Débit vapeur Le débit vapeur est calculé à partir de la mesure de la perte de charge entre le dôme du générateur de vapeur et un point en aval sur la tuyauterie de vapeur. Un extracteur de racine carrée fournit la valeur du débit. Comme pour le débit d’eau alimentaire, la mesure n’est pas utilisable à bas débit. La mesure est compensée des variations du volume spécifique de la vapeur, calculé à partir d’une mesure de pression vapeur (figure 14.9).

14.3. Principaux organes réglants Les organes réglants utilisés par les chaînes de régulation de la tranche sont les suivants : • chaîne de régulation de température primaire : - les grappes de contrôle et leurs mécanismes, - les vannes de contournement vapeur au condenseur (réglage direct ou par l’intermédiaire de la pression vapeur),

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Figure 14.9. Principe des mesures de débit d’eau et de vapeur.

- les vannes de décharge à l’atmosphère (réglage par l’intermédiaire de la pression vapeur) ; • chaîne de régulation de pression primaire (en fait, régulation de la pression du pressuriseur) : - les chaufferettes, - les vannes d’aspersion ; • chaîne de régulation du niveau pressuriseur : - la vanne de charge du circuit de contrôle volumétrique et chimique ; • Chaîne de régulation de niveau des générateurs de vapeur : - les vannes réglantes du circuit d’eau alimentaire normale (une vanne principale et une vanne petit débit par GV), - les vannes d’admission de vapeur aux turbopompes alimentaires (régulation de vitesse des pompes).

14.3.1. Grappes de contrôle Les grappes de contrôle sont constituées de barreaux contenant des matériaux absorbants des neutrons. Elles permettent de régler la puissance fournie par le cœur. Elles se déplacent dans des tubes guides situés à l’intérieur des assemblages de combustible. L’ensemble des barreaux insérés dans un élément combustible est attaché à un moyeu unique par un dispositif appelé « araignée ».

14 - Les systèmes de régulation

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Les mécanismes des barres de contrôle sont des dispositifs électromécaniques à cliquets. Ils comprennent quatre composants essentiels : le tube de pression en matériau amagnétique, le système de grappins fixes et mobiles, la tige cannelée de la barre de contrôle à l’intérieur du tube, et l’assemblage des trois bobines de contrôle à l’extérieur de celui-ci. La mise séquentielle sous tension des trois bobines permet d’engager les grappins dans des rainures circonférentielles de la tige et de déplacer vers le bas ou vers le haut celle-ci sur une distance d’environ 1,6 cm à chaque séquence. Ce déplacement correspond à un « pas », le nombre de pas nécessaires pour parcourir la hauteur du cœur étant de 228 pas pour un réacteur 3 boucles et 260 pour un 4 boucles. La suppression de l’alimentation des bobines des mécanismes entraîne le désengagement des grappins et la chute des barres par gravité (arrêt automatique réacteur – AAR). La variation de vitesse des grappes s’obtient en convertissant le signal continu de demande de vitesse en trains d’impulsions à destination des cliquets et en faisant varier l’intervalle de temps entre ces trains d’impulsions.

14.3.2. Vannes de contournement vapeur au condenseur Ces vannes sont la plupart du temps verrouillées en position fermée. Elles sont utilisées en cas d’indisponibilité ou de réduction importante et rapide de l’évacuation normale de vapeur vers la turbine. Elles dérivent alors le débit vapeur directement vers le condenseur (en réalisant un abaissement important de la pression). L’ouverture du contournement est interdite si le condenseur est « indisponible », c’est-à-dire si la pression y est trop élevée ce qui se produit si son refroidissement par la source froide est insuffisant (signal C9). La caractéristique des vannes est choisie linéaire. Leur position est réglée par un positionneur électropneumatique. Leur position de sûreté sur perte du signal de commande ou du fluide moteur est fermée. Leur temps de manœuvre complète est d’environ 10 s. Elles peuvent également s’ouvrir (totalement) en moins de 3 s sur un signal d’ouverture rapide. Elles peuvent se refermer en moins de 5 s sur un signal de verrouillage. La capacité de chaque vanne est, pour des raisons de sûreté, limitée à 520 T/h (l’ouverture intempestive d’une vanne conduirait sinon à un refroidissement trop rapide de la chaudière). Ceci implique de recourir à un nombre de vannes relativement important (par exemple 14 pour le palier 1 300 MWe).

14.3.3. Vannes de décharge à l’atmosphère Leur caractéristique est également linéaire. Leur position est réglée par un positionneur électropneumatique. Une excellente étanchéité en position fermée leur est demandée. Leur temps de manœuvre complète est d’environ 10 s.

14.3.4. Chaufferettes du pressuriseur Ce sont des cannes chauffantes fixées verticalement à la base du pressuriseur et destinées notamment à maintenir à saturation la phase liquide de celui-ci. Elles sont maintenues par

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deux plaques support disposées de telle manière que l’eau sous-saturée venant de la branche chaude du primaire par la ligne d’expansion les rencontre transversalement (d’où un brassage plus efficace de cette eau avec celle se trouvant déjà dans le pressuriseur). Les chaufferettes sont constituées par une résistance insérée dans une gaine en acier inoxydable, l’isolement étant assuré par de l’alumine. Ces cannes chauffantes sont réparties en deux familles. Le groupe des chaufferettes « tout-ou-rien » fonctionne, comme son nom l’indique, à pleine puissance ou est à l’arrêt, alors que le groupe des chaufferettes « proportionnelles » a sa puissance modulée en fonction du signal de commande.

14.3.5. Aspersion pressuriseur L’aspersion a pour rôle de condenser une partie de la phase vapeur du pressuriseur pour faire baisser la pression lorsque nécessaire. Le débit d’aspersion est constitué par de l’eau venant des branches froides. Il utilise comme force motrice la pression différentielle entre le pressuriseur et deux piquages sur les branches froides en aval des pompes primaires (le circuit comporte deux lignes, qui se rejoignent avant l’entrée dans le pressuriseur, connectées sur deux branches froides. On dispose ainsi d’une certaine capacité d’aspersion même si l’une des deux pompes primaires correspondantes n’est pas en fonctionnement : états d’arrêt). Ces piquages sont munis d’une écope afin de bénéficier en plus de la pression dynamique due à la vitesse du fluide dans les branches froides. La caractéristique des vannes est choisie non linéaire afin d’obtenir une relation d’allure sensiblement linéaire entre le signal de commande et le débit obtenu (malgré les pertes de charge relativement importantes dans les lignes d’aspersion). Le débit d’aspersion est modulé par deux vannes réglantes (une sur chaque ligne), à ouverture complète en moins de 5 s. Ces vannes sont munies chacune d’une vanne de by-pass, à réglage manuel (autre solution également utilisée : la mise en œuvre d’une butée sur les vannes réglantes). Le rôle de ces vannes de by-pass (ou de la solution équivalente) est d’assurer la permanence d’un faible débit, dit d’aspersion continue, afin d’éviter les chocs thermiques dans les lignes d’aspersion et sur les piquages du pressuriseur (conditionnement) et aussi d’assurer l’égalisation progressive de la concentration en bore du pressuriseur avec celle du circuit primaire lorsqu’on fait varier celle-ci. L’aspersion elle-même est réalisée au moyen d’une buse vissée dans la tuyauterie au sommet du pressuriseur. Cette buse a pour but de répartir l’aspersion dans le volume vapeur et ainsi d’améliorer son efficacité (meilleur refroidissement, donc condensation, de la vapeur).

14.3.6. Vanne de charge (circuit de contrôle volumétrique et chimique) C’est une vanne pneumatique réglante qui régule le débit d’eau boriquée injectée dans le circuit primaire par le circuit de contrôle volumétrique et chimique (RCV). Son temps de manœuvre est de 20 s. Cette vanne doit être capable de fonctionner avec un ΔP très important (cas – états d’arrêt – où le circuit primaire est dépressurisé) tout en permettant une grande finesse de réglage. Pour cette raison, on choisit un type de vanne particulier (détente multi-étagée).

14 - Les systèmes de régulation

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14.3.7. Vannes réglantes du circuit d’eau alimentaire normale Il s’agit des vannes pneumatiques qui servent à réguler le niveau d’eau dans les générateurs de vapeur. Leur temps de manœuvre est de 20 s sous contrôle du positionneur et de 5 s sur ordre d’isolement. Deux vannes sont disposées en parallèle (une vanne principale et une vanne de by-pass) compte tenu de la très grande plage demandée à la régulation de débit (de quelques % jusqu’au débit nominal, et même un peu au-dessus pour pouvoir réaliser les transitoires à haute puissance).

14.3.8. Vannes réglantes des turbopompes alimentaires Le système permet de réaliser l’alimentation en vapeur des turbines correspondantes soit avec de la vapeur vive (configuration au démarrage et à faible niveau de puissance), soit avec de la vapeur à moyenne pression et surchauffée issue d’un prélèvement à la sortie du corps HP de la turbine (configuration en puissance).

14.4. Chaînes de régulation Le contrôle de la température moyenne primaire peut se faire de trois façons différentes suivant les conditions de fonctionnement de la chaudière et de la turbine : • avec les grappes seules. C’est le contrôle le plus fréquemment utilisé. La température moyenne est ajustée autour de sa température de référence lors des régimes permanents ou des transitoires normaux d’exploitation tels que les variations programmées de charge (rampe de pente maximale 5 % PN/min) ou les échelons (d’amplitude maximum ± 10 % PN) ; • par le contournement vapeur seul. Ce mode est utilisé soit pour le fonctionnement à très basse puissance (≤ 8 % PN ; la régulation de température n’est alors pas en service) soit pour le passage à l’arrêt à froid, jusqu’à la température autorisant la mise en route du circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt ; • avec les grappes et le contournement vapeur. Le but est de limiter l’amplitude des transitoires sur la chaudière lors des délestages de la charge turbine d’amplitude supérieure à 15 % PN en ouvrant les vannes du contournement vapeur au condenseur. Suivant les paliers, le contournement vapeur peut être régulé soit en « mode température » (de même que les grappes) soit en « mode pression ». Ce dernier mode consiste à réguler la pression secondaire par le contournement vapeur et ainsi indirectement la température primaire puisque les deux grandeurs sont liées.

14.4.1. Chaîne de régulation de température moyenne par les grappes Le système de commande des grappes est conçu pour maintenir la température moyenne aussi proche que possible d’une température programmée en fonction de la charge.

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Figure 14.10. GV à recirculaion. Profils Température/Pression possibles.

Compte tenu de la loi simple qui relie, pour une puissance donnée, les températures primaires et de saturation dans les générateurs de vapeur, température primaire et pression secondaire se correspondent en fonction de la charge. Le raisonnement serait différent pour des GV dits « once through » au lieu de GV à recirculation ; la configuration once through, qui se rencontre notamment sur une minorité de REP, n’est pas traitée. Deux choix possibles de programmes de température sont indiqués figure 14.10 avec les programmes de pression secondaire correspondants. Le premier, dans lequel la température moyenne est constante, minimise les variations de réactivité dues à l’effet modérateur et donc les variations de réactivité à fournir par les grappes mais maximise l’échelle des pressions vapeur (ce qui obligerait à un surdimensionnement important du secondaire par rapport aux conditions nominales). Le second, dans lequel la pression vapeur est constante, minimise le dimensionnement du secondaire mais maximise les variations de réactivité. La figure 14.11 représente le compromis type choisi pour les réacteurs REP actuels.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.11. Valeurs typiques de températures choisies pour les paliers 1 300 MWe.

On peut noter aussi que le programme de température a un impact sur le dimensionnement du pressuriseur. Plus la variation de température est importante, plus le volume du pressuriseur doit être important.

14.4.1.1. Cas des tranches de Fessenheim et Bugey (CP0) La régulation est composée de deux parties (figure 14.12) : • la chaîne de température moyenne, proprement dite, qui compare la température moyenne de la boucle la plus chaude (pour des raisons de sûreté) Tmoy à la valeur de référence programmée Tréf (partie droite de la figure) ; • la chaîne de déséquilibre entre la puissance turbine (Qtu) et la puissance nucléaire (Qn), qui complète la première lors de variations brutales de charge et améliore la stabilité de l’ensemble particulièrement à basse puissance (partie gauche de la figure). La demande de vitesse des grappes, après être passée dans un générateur de fonction muni d’une bande morte de ±0,8 °C, est convertie en un train d’impulsions car les mécanismes de déplacement des grappes fonctionnent en pas à pas. a) La chaîne de température moyenne Le signal de température moyenne, traité dans un filtre de bruit et un filtre avance-retard (pour compenser retards et constantes de temps du système de mesures), est comparé au signal de température de référence Tréf, filtré suffisamment pour éviter des déplacements de grappes inutiles. b) La chaîne de déséquilibre de puissance La chaîne de déséquilibre de puissance possède deux fonctions : • assurer une réponse rapide lors d’une variation de charge (par l’intermédiaire du signal Qtu venant directement de la turbine) ;

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Figure 14.12. Régulation de la température moyenne par les grappes de contrôle – Tranches de Fessenheim et Bugey.

• contribuer à la stabilité de la régulation en assurant une contre-réaction, particulièrement utile dans les cas où le coefficient de réactivité du modérateur est faible (début de cycles) (grâce au fait que, suite à un déplacement des grappes, les mesures de flux varient plus rapidement que les mesures de température). Le signal de puissance nucléaire Qn est l’un des quatre signaux de puissance nucléaire correspondant aux quatre chaînes de la gamme de puissance. Le signal Qtu de charge de la turbine est élaboré à partir de la pression au premier étage de la turbine. Ce signal Qtu sert également d’entrée au programme de la température de référence (Tréf).

14 - Les systèmes de régulation

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La différence entre Qtu et Qn est traitée par un filtre passe-haut. En effet, on désire que le contrôle en régime permanent soit assuré par la chaîne de température moyenne. Or, les mesures de puissance nucléaire et de puissance turbine ne sont jamais rigoureusement égales, compte tenu notamment des incertitudes. Il faut donc que la composante continue du signal issu de la chaîne de déséquilibre de puissance soit annulée en régime permanent. Le filtre passe-haut assure cette fonction. Le signal de déséquilibre ainsi filtré passe ensuite par un générateur de fonction non linéaire (atténuation des bruits pour les petits transitoires). Enfin, on sait que les actions sur la réactivité ont un effet sur la vitesse de variation du flux plus petit aux bas niveaux de flux qu’aux niveaux plus élevés. Pour limiter l’influence de ce phénomène physique sur les performances de la régulation, un gain variable est prévu à la sortie de la chaîne de déséquilibre. Ce gain est inversement proportionnel à la charge de la turbine, sauf en dessous d’un certain niveau de puissance au-delà duquel il est maintenu constant pour ne pas utiliser un gain trop élevé qui amplifierait les bruits. Cette régulation n’a pas été optimisée jusqu’aux très bas niveaux de puissance parce que cela n’a pas été jugé nécessaire. En conséquence, un verrouillage inhibe les demandes d’extraction automatique en dessous de 8 % de puissance, ce qui induit que la régulation n’est pas disponible. c) Programme de vitesse des grappes Le programme de vitesse des grappes est représenté au bas de la figure 14.12. Pour l’insertion, comme pour le retrait, le programme est constitué de quatre parties : une bande morte (sans mouvement de grappe), une bande à vitesse minimale (8 pas/min), une bande dans laquelle la vitesse augmente progressivement, enfin une bande à vitesse maximale (72 pas/min). Il y a symétrie entre les programmes relatifs à l’insertion et au retrait. L’hystérésis jointe à la bande morte permet de limiter les cycles de démarrage et d’arrêt des déplacements de grappes. La bande morte du programme de température permet de limiter les mouvements de grappes, particulièrement pour les perturbations de petite amplitude (réglage primaire ou téléréglage). d) Fonctionnement de la régulation en mode A La réponse de la chaîne à un échelon de puissance turbine est donnée sur la figure 14.13. Lorsque l’opérateur baisse (ou augmente) la charge turbine, le système de régulation précédemment décrit provoque l’insertion (ou l’extraction) des grappes pour contrôler la température du circuit primaire. En se déplaçant, les grappes de contrôle perturbent la distribution de puissance, en particulier axialement. L’insertion en séquence des groupes permet d’atténuer quelque peu cet effet (figure 14.14). Ce phénomène est amplifié par l’effet du xénon. Les études de conception montrent la nécessité de maintenir le déséquilibre de puissance entre le haut et le bas du cœur ΔI dans des limites strictes en fonction du niveau de puissance P. Si par exemple le point de fonctionnement, dans le plan P – ΔI, atteint la limite gauche de la zone recommandée, une alarme est émise et l’opérateur doit accompagner la baisse de charge d’une borication du circuit primaire, de telle sorte que les grappes ne continuent pas de s’insérer. Compte tenu du temps de réaction du circuit RCV (contrôle volumétrique et chimique) et de la vitesse maximale possible de variation

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Figure 14.13. Échelon typique de puissance turbine en mode A.

de concentration en bore du circuit primaire (surtout en cas de dilution : la vitesse de variation de la concentration en bore du primaire étant proportionnelle à celle-ci, le système est peu rapide en fin de cycle), une certaine anticipation de l’action est souhaitable et la variation de charge risque de devoir être ralentie. En régime permanent, on fait en sorte que les grappes ne soient jamais très insérées, pour ne pas trop perturber la distribution de puissance. Si une demande de retour rapide en puissance survient lors d’un palier bas de suivi de charge, les grappes risquent donc de se retrouver rapidement en butée haute, sans qu’une action sur la dilution puisse intervenir

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.14. Efficacités différentielle et intégrale des groupes de régulation en chevauchement normal (typiques).

assez vite pour l’éviter. En ce cas, il est nécessaire de ralentir la prise de charge afin de la rendre compatible avec les effets de la dilution, sous peine de provoquer un refroidissement notable qui serait néfaste à la tenue des équipements mécaniques. On voit que la nécessité de recourir de façon importante, lors des grands transitoires, au circuit RCV diminue la manœuvrabilité des tranches. Par ailleurs, les actions sur le RCV sont imprécises et produisent des effluents. Un suivi de charge lent est néanmoins possible. Les considérations précédentes conduisent aux idées directrices suivantes : • pour les fluctuations de puissance de faible amplitude (réglage de fréquence), il est intéressant de profiter de l’effet de contre-réaction du modérateur, qui permet de limiter les mouvements de grappes ; • pour cela, on pourrait choisir une bande morte du programme de température la plus large possible compatible avec les limitations technologiques (facteurs d’usage des matériels). La largeur maximale de cette bande morte doit aussi respecter certaines contraintes en fonction du niveau de puissance (figure 14.15). Jusqu’à présent, les REP français ont toujours été exploités avec une bande morte indépendante de la puissance.

14.4.1.2. Cas des tranches équipées du mode G (paliers CPY et 1 300 MWe) Pour effectuer plus commodément les variations de puissance de grande amplitude, il est apparu utile de mettre au point un autre type de pilotage dénommé mode G. Deux types

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Figure 14.15. Bande morte de la régulation de température moyenne.

de grappes, ayant des rôles fonctionnels distincts, sont déplacés dans le cœur sous l’action de deux chaînes de régulation indépendantes : • une chaîne de régulation de puissance, en boucle ouverte ; • une chaîne de régulation de température, en boucle fermée. a) Régulation de puissance primaire L’action sur le bore étant soumise à des constantes de temps pouvant être élevées, la compensation des effets de réactivité liés aux variations de puissance (hors effet xénon) est, dans ce mode de pilotage, effectuée avec des grappes de contrôle. On utilise à cet effet des groupes relativement peu absorbants (dits « gris » pour cette raison, par opposition aux grappes classiques « noires »), ce qui permet, pour une même réactivité introduite, de moins perturber les distributions axiale et radiale de puissance qu’avec des grappes noires. Ces groupes de puissance, au nombre de 4 (G1, G2, N1, N2), sont d’antiréactivité croissante (les deux derniers groupes « gris » étant en réalité « noirs ») et travaillent en recouvrements optimisés pour limiter les déformations de la distribution de puissance (figure 14.16). En outre, à déséquilibre axial de puissance donné, la perturbation radiale est plus faible avec des groupes gris qu’avec des groupes noirs, ce qui autorise une zone de fonctionnement plus étendue dans le plan P-ΔI. À noter : dans le cas des réacteurs 1 300 MWe, le système de protection du cœur dispose d’informations plus détaillées que sur les réacteurs CPY. D’une part les chaînes neutroniques externes ont 6 sections axiales (au lieu de 2), d’où une meilleure précision

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.16. Insertion des groupes gris en fonction de la puissance – Régulation en mode G.

sur la distribution axiale de puissance, d’autre part les mesures de position de grappes permettent d’estimer, au moyen d’algorithmes et de données tabulées, la distribution radiale. Ceci donne des marges de fonctionnement plus élevées. La position des groupes gris (G) est asservie au niveau de puissance demandé par le réseau sous forme d’une part de la référence de charge et d’autre part du signal de téléréglage (figure 14.17). Cet asservissement n’est donc pas sensible aux variations de réactivité dues à l’empoisonnement xénon. Dans ces conditions, le bore n’est utilisé que pour compenser les variations de réactivité dues à l’effet xénon en suivi de charge. Pour limiter leur usure, les grappes grises ne sont pas sollicitées sous l’effet du réglage primaire, sauf en cas d’incident sur le réseau, grâce à une bande morte qui élimine l’impact des fluctuations

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Figure 14.17. Principe de l’asservissement des grappes grises (régulation turbine en mode automatique).

14 - Les systèmes de régulation

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normales de la fréquence. La consigne de puissance des groupes G prend également en compte l’ouverture éventuelle du contournement vapeur au condenseur (ce système sera décrit au paragraphe 14.4.2). La consigne de puissance est convertie en consigne de position par l’intermédiaire d’un générateur de fonction représentant le calibrage des divers groupes G compte tenu des programmes de chevauchement. Ce calibrage est actualisé au moyen d’un essai périodique (EP). La consigne de position des grappes est comparée à leur position. L’écart de position entraîne le déplacement des grappes selon un programme de vitesse comportant une bande morte afin de limiter les déplacements de grappes pour les transitoires de faible amplitude. b) Régulation de température moyenne primaire Les groupes G étant positionnés en boucle ouverte, l’ajustement fin, en boucle fermée, de réactivité est réalisé par le positionnement d’un groupe de grappes appelé « groupe R », en fonction des variations de température du circuit primaire. Essentiellement destiné à la compensation d’effets limités, le groupe R est normalement confiné à l’intérieur d’une bande de manœuvre, située dans la partie supérieure du cœur, pour en limiter l’impact sur la distribution de puissance. Une limite d’insertion (alarme), située en dessous de la limite basse de la bande de manœuvre, permet de garantir la marge d’anti-réactivité disponible par les grappes. Le système de régulation correspondant est conçu pour : • maintenir la température moyenne aussi proche que possible de la valeur programmée en fonction de la charge ; • assister les groupes G dans la compensation de l’effet de puissance, compte tenu des incertitudes et des désadaptations de calibrage (entre deux EP) ainsi que, pour les transitoires très rapides, de la vitesse maximum des groupes G ; • assurer les faibles variations de réactivité liées : - aux variations de puissance induites par le réglage primaire, - au temps de réponse du circuit RCV suite aux actions de l’opérateur, - aux variations d’anti-réactivité xénon provoquées par le téléréglage et le réglage primaire. On ne souhaite en effet pas intervenir sur le bore pour ces transitoires très fréquents, afin de limiter le volume des effluents et le nombre des sollicitations des opérateurs. La structure de cette chaîne est identique à celle du mode A. Seuls diffèrent certains réglages compte tenu des rôles différents des grappes de régulation en mode A et en mode G. Comme pour le mode A, la régulation de température n’est pas en service à très basse charge. c) Programme de vitesse des grappes Les deux types de grappes possèdent leur propre programme de vitesse, de structure identique à celle du programme de vitesse utilisé en mode A. Mais les réglages sont tels que les groupes G se déplacent toujours à la même vitesse (60 pas/min). Ceci est cohérent avec leur rôle et leur efficacité différentielle relativement faible.

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Figure 14.18. Comportements des groupes G et du groupe R lors d’un échelon de puissance.

d) Fonctionnement en mode G Sur la figure 14.18, les comportements respectifs des groupes G et du groupe R sont donnés lors d’un échelon de puissance, à titre d’exemple. Dans un premier temps, le groupe R s’extraie en même temps que les groupes G pour limiter au maximum la baisse de la température primaire. Le groupe R se réinsère lorsque la diminution de cette température apparaît maîtrisée. En fin de transitoire, le groupe R reprend une position voisine de sa position initiale (à la bande morte de température et à l’effet xénon près). Ce mode de pilotage a été testé dans les premières années du palier CPY puis généralisé (sauf CP0).

14 - Les systèmes de régulation

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14.4.2. Chaîne de contrôle du contournement vapeur au condenseur La chaîne de contrôle du contournement vapeur au condenseur intervient : • lors des transitoires de réduction de charge rapides et de grande amplitude, lorsque l’insertion automatique des grappes de régulation ne permet pas de diminuer la puissance réacteur aussi rapidement que la puissance turbine (ceci limite les augmentations de température et de pression primaire et secondaire qui pourraient induire un arrêt automatique du réacteur) ; • à très basse charge, particulièrement lorsque la régulation de température par les grappes n’est pas en service, notamment lorsque la turbine est indisponible ou en cours de démarrage. La structure typique du circuit vapeur est représentée sur la figure 14.19 (palier 1 300 MW). Les vannes du contournement turbine, dont la capacité individuelle est limitée (voir § 14.3.2) sont réparties en plusieurs groupes fonctionnels. Pour les tranches de CP0 et du CP1, il existe 16 vannes de contournement. Pour les tranches CP2 et postérieures, ce nombre est diminué. En effet, ces tranches sont équipées d’une bâche alimentaire (réservoir intermédiaire entre le condenseur et les GV servant au dégazage et au réchauffage de l’eau alimentaire). Cette bâche est alimentée normalement par le « soutirage 4 » (vapeur prélevée en sortie du corps HP de la turbine), sauf à basse charge où elle reçoit de la vapeur vive qui est contrôlée par deux vannes ayant sensiblement la même capacité unitaire que les vannes de contournement. Il est judicieux d’ouvrir les deux vannes en même temps que le dernier groupe du contournement puisque, dans les conditions où l’on demande l’ouverture en grand du contournement, le soutirage 4 se ferme, suite à la diminution de la pression à l’intérieur de la turbine, et la bâche a besoin d’une alimentation en vapeur pour ne pas trop se dépressuriser. Pour le palier N4, on a diminué encore le nombre de vannes du contournement au condenseur en lui associant l’ouverture de quatre vannes de décharge à l’atmosphère.

14.4.2.1. Cas des tranches de Fessenheim et Bugey (CP0) Ces tranches disposent d’un contournement pouvant fonctionner de deux façons différentes, selon que l’on est à haute ou basse puissance. Il en résulte deux chaînes de régulation distinctes : mode « température » (pour température primaire) et mode « pression » (pour pression secondaire) (figure 14.20). La commutation entre les deux modes de fonctionnement est réalisée par l’opérateur. a) Mode « température » La température moyenne, compensée dynamiquement par un filtre avance-retard, est comparée à la température de référence. Un programme d’ouverture du contournement assure la commande des vannes réparties en quatre groupes. Une « ouverture rapide » (bypass du positionneur) est mise en action, par groupes, si le signal de commande (écart de température) franchit des seuils (un seuil par groupe).

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Figure 14.19. Schéma du circuit vapeur – Paliers 1 300 MW.

14 - Les systèmes de régulation

Figure 14.20. Régulation du contournement vapeur – Palier CP0).

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Dans la régulation, on distingue les cas sans déclenchement de ceux avec déclenchement du réacteur (signal P4). Dans le premier cas, il est prévu une bande morte, supérieure à celle des grappes. Ceci permet la refermeture du contournement et la reprise du contrôle de la température par les grappes en fin de transitoire. Dans le second cas, une bande morte serait inappropriée car une fois les grappes chutées, leur régulation est inopérante ; c’est la régulation du contournement qui assure seule le réglage de la température moyenne. Par ailleurs, en cas de déclenchement réacteur, seule une partie des vannes est autorisée à s’ouvrir (capacité nécessaire et suffisante pour contenir la montée de la pression vapeur puis pour évacuer la puissance résiduelle). Le contournement vapeur ne devant pas s’ouvrir en fonctionnement normal, un système logique ne permet l’ouverture effective des vannes que si sont détectées des réductions violentes de charge à la turbine. Pour cela, la mesure de pression première roue est envoyée sur un filtre à action dérivée. La sortie de ce filtre est comparée à deux seuils C7A et C7B respectivement calés à –15 % et –50 % de puissance. C7A autorise l’ouverture d’une partie du contournement et C7B le complément. On minimise ainsi les risques de pertes d’énergie au condenseur. b) Mode « pression » Le signal de commande est alors la pression au barillet vapeur. L’opérateur peut ajuster la consigne de pression, préréglée sur la valeur de l’état d’arrêt à chaud (en mode température, l’opérateur ne peut pas agir sur la régulation). La régulation est du type proportionnel et intégral. Elle ne peut agir que sur la moitié des vannes du contournement. Elle n’est pas soumise aux verrouillages C7A et C7B. Lorsque la température primaire est inférieure à un seuil (P12), l’ouverture du contournement est interdite sauf si l’opérateur confirme qu’il veut passer à l’état d’arrêt à froid : il y a alors un déverrouillage partiel. La nécessité de cette seconde chaîne se justifie par les raisons suivantes : • d’une part la régulation du contournement en mode température est moins stable à basse puissance. Ceci est dû à ce que la réponse de la température primaire suite à une variation du débit vapeur est moins rapide car la dynamique du GV est plus lente ; • d’autre part, toujours à basse puissance, on se préoccupe plus du réglage de la pression secondaire que de celui de la température primaire. En effet, compte tenu de l’écart relativement faible avec la consigne de pression des vannes de décharge à l’atmosphère, il est préférable de régler directement la pression.

14.4.2.2. Cas des tranches postérieures à CP0 Devoir utiliser alternativement deux chaînes de régulation est apparu pour EDF comme une complication de l’exploitation. C’est la raison pour laquelle une chaîne dite en « mode pression » (uniquement) a été développée. Elle assure l’ensemble des fonctions remplies par les deux chaînes décrites précédemment. Pour obtenir un comportement satisfaisant de la chaîne « mode pression », notamment sur grand transitoire, celle-ci a été redéfinie.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.21. Principe de la régulation du contournement en mode pression.

Le principe de la chaîne est indiqué sur la figure 14.21. Le contournement au condenseur est commandé à partir de la pression barillet vapeur. Cette mesure doit d’abord être filtrée de façon à éliminer les ondes de pression qui apparaissent lors des transitoires rapides. Ce filtrage n’est pas nécessaire dans la régulation CP0 car le « mode pression » n’y intervient pas pour les grands transitoires et, de plus, le gain de la régulation y est plus petit. La régulation est composée d’une partie à action proportionnelle et d’une partie à action dérivée. Il n’y a pas d’action intégrale car il serait inapproprié de vouloir régler simultanément la température moyenne (par les grappes) et la pression vapeur (par le contournement), ces deux paramètres étant sur un REP avec GV à recirculation fortement couplés. L’ouverture rapide est provoquée par l’enclenchement de relais à seuil situés à la sortie du dérivateur. L’ouverture modulée est commandée par un signal obtenu, pour la

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

partie dérivée, par filtrage du signal du dérivateur et, pour la partie proportionnelle, par comparaison entre la pression barillet filtrée et une consigne de pression. La consigne de pression peut être : • une valeur fixée par la régulation. Un décalage automatique (négatif) est appliqué à la valeur de pression à charge nulle, décalage qui est : - soit fonction de la pression première roue turbine, - soit une valeur fixe, de l’ordre de –5 bar, activée en cas d’îlotage (ce transitoire sera détaillé plus loin). Cette fonctionnalité permet de stabiliser la puissance de la chaudière à 25 % environ, dont 20 % évacués au contournement et 5 % fournis à la turbine. L’intérêt de ce dispositif est que l’exploitation de la tranche est plus commode à ce niveau de puissance intermédiaire qu’à une puissance très basse. - soit nul (en cas d’arrêt automatique réacteur) ; • une valeur ajustée par l’opérateur. Par ailleurs, pour mieux prendre en compte les cas où une partie de la puissance est évacuée au contournement, on a introduit un couplage entre la régulation du contournement et celle du groupe R ainsi que celle des groupes G. La régulation comporte deux modes de fonctionnement : • en mode dit « Automatique », les vannes ne sont autorisées à s’ouvrir que si les signaux C7A et C7B sont activés ou en cas d’arrêt automatique réacteur (verrouillages analogues à ceux du mode température de CP0). Dans ce mode, l’opérateur ne peut pas agir sur la régulation ; les commandes manuelles (consigne de pression et ouverture du contournement) sont rendues inopérantes ; • en mode dit « Opérateur », utilisé à basse puissance, les commandes manuelles peuvent être activées et une fraction du contournement est déverrouillée (verrouillages analogues à ceux du mode pression de CP0).

14.4.3. Chaîne de régulation des vannes de décharge à l’atmosphère Chaque générateur de vapeur est équipé d’une vanne de décharge à l’atmosphère (sur les tranches N4, le nombre de vannes est doublé pour une amélioration de la sûreté) pilotée par un régulateur de pression (figure 14.22). La consigne (interne) du régulateur est supérieure à la pression en fonctionnement normal et à la pression maximale atteinte lors des transitoires sollicitant le contournement au condenseur, lorsque celui-ci est disponible. La décharge à l’atmosphère reste donc généralement fermée. On rappelle néanmoins que, sur le palier N4, quatre vannes de décharge à l’atmosphère peuvent être ouvertes par un signal issu de la régulation du contournement au condenseur. Pour chacun des GV, un commutateur permet de choisir entre la consigne interne au régulateur et une consigne réglable en salle de commande. Ceci permet notamment le refroidissement du réacteur lorsque le contournement au condenseur est indisponible, par exemple parce que le condenseur n’est pas conditionné. Notons que dans ce cas, l’alimentation des GV est fournie par le système d’eau de secours. Par ailleurs, une commande directe (sans régulation de la pression) est possible à partir du « panneau de repli » en cas d’indisponibilité de la salle de commande.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.22. Régulation de la décharge à l’atmosphère.

14.4.4. Chaîne de régulation de la pression dans le pressuriseur La pression est réglée par les chaufferettes et par l’aspersion (figure 14.23).

14.4.4.1. Rôle des chaufferettes En régime permanent, les chaufferettes règlent la pression et compensent les pertes thermiques du pressuriseur (~ 100 kW) et le refroidissement dû au débit d’aspersion continue (~ 200 kW, voir ci-dessous). Lors des transitoires, elles limitent les variations de pression. Les chaufferettes ne peuvent être enclenchées que si elles sont recouvertes d’eau (verrouillage), sinon elles seraient détruites par surchauffe (ruine de leur isolation électrique). Les chaufferettes sont réparties en chaufferettes à commande tout-ou-rien (la majorité) et en chaufferettes à commande continûment variable. Les raisons de cette conception sont les suivantes. D’une part, compte tenu du dimensionnement du pressuriseur et des transitoires subis par la chaudière, les variations de pression sont soit faibles (et dans ce cas, la mobilisation d’une faible partie des chaufferettes est suffisante), soit d’amplitude importante (et dans ce cas, la puissance appelée pour les chaufferettes sera, pendant un temps relativement long, soit nulle soit maximale). D’autre part, les commandes électriques en tout-ou-rien sont plus simples et moins chères que les commandes continues.

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Figure 14.23. Chaufferettes et aspersion.

14.4.4.2. Rôle de l’aspersion En régime permanent, le débit d’aspersion continue (~ 2 × 1 m3/h) assure le conditionnement thermique des lignes d’aspersion. En régimes transitoires, l’aspersion (débit maximal d’environ 250 m3/h pour un 1 300 MWe) permet de limiter les pics de pression. Pour tous les transitoires de fonctionnement normal – y compris les plus sévères : îlotage et déclenchement turbine –, le seuil d’arrêt automatique réacteur par haute pression ne doit pas être atteint, ni a fortiori le seuil d’ouverture de la décharge pressuriseur, qui est calé légèrement au-dessus du seuil précédent afin d’empêcher toute éventualité d’un fonctionnement prolongé avec la décharge ouverte (respectivement 165 et 166 bar pour un 1 300 MWe). L’aspersion permet aussi d’assurer l’homogénéisation de la concentration en bore du pressuriseur avec celle du primaire. De plus, l’enclenchement, par l’opérateur, de chaufferettes tout-ou-rien entraîne, via le régulateur de pression, une augmentation du débit d’aspersion qui accélère l’homogénéisation de la concentration en bore, fonction utile lorsque l’opérateur agit sur la dilution ou la borication (spécification : différence < 50 ppm). À noter : le pressuriseur est muni d’organes de décharge vapeur. Ceux-ci, dont la commande est indépendante du contrôle-commande de régulation, ne sont pas utilisés lors du fonctionnement normal de la chaudière. Ils n’agissent qu’en cas d’incident ou d’accident.

14 - Les systèmes de régulation

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14.4.4.3. Régulateur de pression La pression mesurée au pressuriseur est comparée à une valeur de consigne fixe (155 bar absolus sur tous les paliers). Ce paramètre est réglé dans le système de régulation, donc non modifiable par l’opérateur. Exception : Sur N4, une fonction dite de « refroidissement automatique » est implantée. Cette fonction est utilisable entre l’état d’arrêt à chaud et l’état d’arrêt à froid, avant la mise en service du RRA. Elle assure le refroidissement de la chaudière par le contournement vapeur au condenseur ou à l’atmosphère, via l’abaissement progressif de la consigne de pression et la dépressurisation du primaire, grâce à l’élaboration d’une consigne de pression pressuriseur variable qui assure une marge de sous-saturation d’environ 50 °C. L’écart entre la pression mesurée et la pression de consigne (figure 14.24) entre dans un régulateur à action proportionnelle, intégrale et dérivée (PID) qui contrôle de façon échelonnée : • l’enclenchement des chaufferettes tout-ou-rien (TOR) (puissance : 1 580 kW pour un réacteur de 1 300 MW ; seuil : –1,7 bar) ; • la modulation de la puissance des chaufferettes proportionnelles (puissance : 580 kW pour un signal variant entre –1 et +1 bar) ; • l’ouverture des deux vannes d’aspersion, commandées en parallèle (pour un signal variant entre 2 et 5,2 bar).

14.4.4.4. Exemples de comportement de la régulation en transitoires Sur une rampe de puissance à –5 %/min, quelques enclenchements faibles de l’aspersion suffisent à limiter l’augmentation initiale de la pression. Sur îlotage ou déclenchement turbine, les vannes d’aspersion, brièvement à pleine ouverture, permettent de limiter la surpression à environ 3 bar (ce cas sera présenté en détail plus loin).

14.4.5. Chaîne de régulation du niveau dans le pressuriseur Le schéma fonctionnel des circuits de charge et de décharge est rappelé sur la figure 14.25. La régulation comporte en cascade une chaîne de régulation de niveau proprement dite élaborant un signal de consigne de débit de charge et une chaîne de régulation de ce débit. Toutes deux ont des régulateurs de type PI (figure 14.26). Dans l’élaboration de la consigne de débit de charge, une mesure de niveau pressuriseur est comparée à une consigne de niveau, programmée en fonction de la température moyenne du réfrigérant primaire de façon à éviter le plus possible les variations de masse dans le circuit primaire (minimisation de la production d’effluents). Ceci permet aussi de minimiser les variations du débit de charge lors des variations de puissance et ainsi les sollicitations thermiques au niveau du circuit et du piquage sur le primaire. En complément, un gain non linéaire, situé en amont du régulateur de niveau, limite l’action de la régulation pour les faibles écarts de niveau. Ceci permet de diminuer environ d’un facteur 2 les fluctuations de température dans le circuit en fonctionnement en réglage de fréquence et téléréglage.

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Figure 14.24. Régulation de la pression primaire.

La consigne de débit de charge est bornée : • inférieurement, pour éviter une vaporisation aux orifices de détente (débit de charge minimal pour refroidir suffisamment la décharge) ; • supérieurement, pour assurer un débit suffisant aux joints des pompes primaires (ce qui garantit les joints contre la pénétration d’eau du circuit primaire). Le régulateur de débit élabore une consigne de position de la vanne réglante, à partir de l’écart entre consigne et mesure de débit. Cette régulation assure un découplage par rapport aux variations de la pression primaire. La chaîne de niveau ne joue pratiquement aucun rôle dynamique lors des transitoires de la chaudière compte tenu de sa très faible capacité de réglage : les écarts possibles entre débits de charge et de décharge, de l’ordre de quelques m3/h, sont à comparer au volume

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.25. Schéma fonctionnel des circuits de charge et de décharge.

du circuit primaire (de l’ordre de 345 m3 pour un 1 300 MWe). Ceci assure pratiquement le découplage par rapport à la chaîne de pression, malgré le lien physique fort entre les évolutions de la pression et du niveau. Par ailleurs, la chaîne de niveau est réglée de façon à avoir une réponse lente afin de limiter les sollicitations thermiques sur les équipements. Elle a pour seul but de ramener, à terme, le niveau à sa valeur de consigne. Des actions logiques peuvent intervenir pour seconder la chaîne principale si le niveau sort éventuellement de sa plage normale de réglage : • sur niveau très bas, fermeture des vannes d’isolement des orifices de détente et de la vanne d’isolement de la ligne de décharge en même temps qu’une alarme est émise ; • sur niveau haut, une alarme est émise. De plus, si le niveau dépasse sa consigne de plus d’un certain seuil, une alarme est émise et les chaufferettes tout-ou-rien sont enclenchées pour limiter les conséquences à terme sur la pression d’un apport d’eau relativement froide dans le pressuriseur. Deux améliorations ont été apportées à cette chaîne par rapport à la régulation d’origine. Le bilan de masse du circuit primaire est en réalité fonction de la température de l’eau en tous points du circuit et non pas de la seule « température moyenne ». En vue de calculer plus précisément ce bilan, on peut faire intervenir explicitement les températures « branche chaude » et « branche froide ». En effet, le circuit primaire n’est pas symétrique, le volume « branche chaude » est nettement inférieur au volume « branche froide. Une manière indirecte de le faire consiste à ajouter un terme fonction du niveau de puissance, proportionnel à la différence de température branche chaude – branche froide. L’intérêt de ce calcul plus précis est de limiter encore plus les fluctuations de température sur la

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Figure 14.26. Régulateurs PI de niveau pressuriseur.

ligne de charge (pas plus de quelques °C pour un fonctionnement en réglage de fréquence et téléréglage). Lors de l’ouverture d’un second orifice de détente, le niveau tend à diminuer et la régulation d’origine, qui ne prenait pas en compte la mesure du débit de décharge, demandait progressivement seulement l’augmentation du débit de charge. Le débit de charge s’établissait donc nettement moins vite que le débit de décharge. Il en résultait un transitoire accentué de température sur la ligne de charge (35 °C crête à crête). La prise en compte de la mesure du débit de décharge pour élaborer la consigne de débit de charge réduit la variation de température (seulement 25 °C environ ; figure 14.27).

14 - Les systèmes de régulation

Figure 14.27. Ouverture d’un second orifice de détente. A : Régulation d’origine. B : Prise en compte de la mesure du débit de décharge.

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Figure 14.28. Fonctionnement d’un générateur de vapeur à recirculation.

14.4.6. Chaîne de régulation du niveau dans les générateurs de vapeur Les phénomènes physiques régissant le niveau dans les GV (figure 14.28) sont rendus complexes du fait des écoulements diphasiques autour du faisceau tubulaire qui d’une part confèrent au processus un caractère fortement non linéaire (dépendant du niveau de puissance) et d’autre part conduisent à une fonction de transfert présentant un nonminimum de phase. Pour illustrer ce second phénomène, imaginons qu’à partir d’un régime permanent, on réduise brusquement le débit vapeur en maintenant le débit d’eau constant. On s’attend à voir le niveau monter immédiatement dans le GV (bilan massique). C’est temporairement l’inverse qui s’observe : la diminution de débit vapeur provoque une augmentation de la pression secondaire qui entraîne une diminution du « taux de vide » dans la région des tubes. L’eau se trouve davantage aspirée dans l’espace annulaire (downcomer) et il s’ensuit une baisse momentanée de niveau (figure 14.29). De même, si l’on augmente le débit d’eau à débit vapeur constant, l’augmentation du niveau n’apparaît pas immédiatement (figure 14.30). En effet, en introduisant davantage d’eau relativement sous-saturée dans le GV, on condense une partie de la vapeur autour

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.29. Variation du niveau GV en cas d’échelon sur le débit vapeur (–10 %).

Figure 14.30. Variation du niveau GV en cas d’échelon sur le débit d’eau alimentaire (+10 %).

du faisceau, ce qui conduit à un transfert d’eau depuis l’espace annulaire périphérique vers la partie centrale. Ceci peut compenser l’augmentation de masse d’eau dans le GV d’autant plus que l’on est à plus basse puissance ; l’eau alimentaire introduite est alors plus froide (figure 14.31).

14.4.6.1. Consigne de niveau Ces phénomènes, qui affectent également les chaudières à recirculation des centrales thermiques, font qu’il est difficile d’optimiser la régulation de niveau dans les GV.

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Figure 14.31. Température de l’eau alimentaire (typique).

Ce niveau doit être maintenu au voisinage de sa valeur programmée pendant le fonctionnement normal de la tranche. Il faut en particulier éviter soit un excès d’humidité dans la vapeur (lorsque le niveau est trop haut, les séparateurs sont moins efficaces), soit un dénoyage du tore d’alimentation, avec risque de coup de bélier dans les tuyauteries d’eau alimentaire (lorsque le niveau est trop bas). Concernant les niveaux bas, un autre critère est qu’il faut disposer d’un stock d’eau initial suffisant en cas d’accident. L’atteinte éventuelle d’un seuil bas ou d’un seuil haut provoque l’arrêt automatique du réacteur. La régulation du niveau s’effectue par modulation du débit d’eau alimentaire en agissant sur deux vannes disposées en parallèle sur chaque ligne d’eau alimentaire à l’entrée des GV : une vanne de démarrage, dite « vanne de by-pass », pour les faibles débits (jusqu’à 15 %) et une vanne principale pour les débits plus importants. La vanne de démarrage reste alors ouverte complètement. La source de pression nécessaire à l’ensemble de ces régulations est fournie par deux turbopompes alimentaires (TPA) fonctionnant en parallèle et asservies en vitesse de manière à contrôler le ΔP aux bornes des vannes d’eau alimentaire (figure 14.32). Par rapport à la solution mise en œuvre sur certaines tranches très anciennes (pompes à vitesse fixe), la solution avec TPA permet de diminuer les pertes d’énergie par laminage et requiert un dimensionnement moins important des vannes d’eau alimentaire (ΔP nominal plus petit d’un facteur 6 environ). La consigne de niveau est choisie pour qu’en régime permanent le niveau soit convenablement éloigné des seuils d’arrêt automatique. De plus, pour des raisons de sûreté (masses et énergies libérées dans l’enceinte en cas de brèche secondaire), on limite la masse d’eau dans les générateurs de vapeur. Pour ces raisons, la consigne de niveau est rendue variable en fonction de la puissance. Pour un réacteur de 1 300 MW, par exemple, elle varie de 45 % (de la gamme étroite) à puissance nulle à 60 % à 20 % de charge et

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.32. Répartition des rôles entre vannes d’eau alimentaire et TPA.

pour les charges supérieures. L’écart de masse entre les conditions à puissance nulle et à puissance nominale est de l’ordre de 25 T par GV.

14.4.6.2. Régulations analogiques de niveau GV Nous présentons d’abord la régulation installée sur les tranches utilisant la technologie analogique (figure 14.33). a) Chaîne grand débit La régulation qui commande la vanne principale de réglage du débit d’eau alimentaire est du type classique dit « à trois éléments » : • un régulateur de niveau (régulateur principal) élabore une consigne flottante de débit d’eau fonction de l’écart entre la mesure de niveau et sa consigne (premier élément) ; • on ajoute à ce signal la mesure du débit vapeur (deuxième élément) pour constituer la consigne de débit d’eau du régulateur de débit (troisième élément). Ce régulateur élabore une consigne de position pour la vanne principale d’eau alimentaire. Le régulateur de niveau est de type PID. Un multiplieur effectue le produit de l’écart entre les niveaux mesuré et programmé par une fonction de la température de l’eau alimentaire. La variation du gain ainsi obtenue permet d’optimiser la stabilité et les performances de la régulation à tout niveau de puissance. Au signal précédent issu du régulateur principal, on ajoute, pour augmenter les performances en transitoires, la mesure du débit de vapeur. Toutefois, comme la masse

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.33. Régulation analogique du niveau d’un générateur de vapeur.

d’eau contenue dans les GV est une fonction décroissante de la charge, il faut, quand le débit vapeur augmente (respectivement diminue) commencer par vider (respectivement remplir) en partie les GV. Par ailleurs, il faut aussi prendre en compte les phénomènes dynamiques induits par les variations de débit vapeur et de débit d’eau, qui ont été rappelés ci-dessus. C’est pour cela qu’un filtre à constante de temps retarde les variations du signal de débit vapeur. Le signal issu de cette sommation constitue la consigne pour la régulation du débit d’eau. Le régulateur à action PI fixe la consigne de position de la vanne réglante principale. L’évolution typique du niveau GV lors d’un échelon de puissance de –10 % est donnée à la figure 14.34 (réacteur CPY pour exemple). La figure 14.35 montre la collaboration entre la régulation des GV et la régulation des turbopompes d’eau alimentaire (décrite dans le paragraphe suivant) lors d’un îlotage (transitoire décrit au paragraphe 14.5). b) Chaîne petit débit Les mesures de débit d’eau et de vapeur n’étant pas assez précises à basse charge (voir § 14.2.5), la régulation à trois éléments n’est plus utilisable et il faut lui substituer une régulation à un seul élément (niveau). En fait, compte tenu de la faible valeur du gain maximum possible assurant un amortissement suffisant de la régulation, l’erreur transitoire de niveau prendrait des valeurs excessives sans un pré-positionnement de la vanne de bypass à l’aide d’une grandeur représentative de la charge. Cette grandeur résulte de la

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.34. Réponse typique de la régulation de niveau GV (réacteur CPY, échelon de 100 à 90 % PN).

somme de la puissance turbine et de l’ouverture du contournement vapeur au condenseur. Le signal de pré-positionnement est, comme le débit vapeur de la chaîne principale, retardé par un filtre à constante de temps. Ce signal s’ajoute à celui issu du régulateur principal.

14.4.6.3. Régulations numériques de niveau GV En technologie numérique, on a la possibilité de mettre en œuvre des fonctions plus complexes et on bénéficie d’une meilleure précision. Ceci est particulièrement intéressant dans le cas de la régulation de niveau GV qui, comme on l’a vu, est relativement délicate vu la nature des phénomènes physiques mis en jeu. La figure 14.36 montre la structure de la régulation du palier N4. Les caractéristiques à remarquer sont les suivantes : • la vanne de by-pass et la vanne principale sont commandées en série par le même régulateur, comme s’il s’agissait d’une vanne unique. Ceci élimine un inconvénient de la régulation analogique où l’enclenchement/déclenchement du signal de « polarisation » pour basculer en régulation d’une vanne sur l’autre provoque un temps mort dans la régulation ; • le débit d’eau transitant à travers la vanne de by-pass est mesuré par un capteur spécifique, ce qui améliore nettement la précision du contrôle du niveau à faible niveau de puissance. Ceci permet aussi de mieux contrôler l’alimentation du GV après un arrêt automatique du réacteur. On bascule alors sur une consigne de débit préréglée jusqu’à ce que le niveau ait retrouvé une valeur proche de sa référence ; cette consigne est choisie suffisamment basse pour ne pas engendrer un refroidissement trop rapide

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.35. Îlotage CPY. Fonctionnement de la régulation de niveau GV et de la régulation de vitesse des TPA.

des GV et de la chaudière mais suffisamment élevée pour que le niveau se rétablisse en un temps raisonnable ; • les non-linéarités des caractéristiques de la vanne de by-pass et de la vanne principale sont compensées ; • enfin, les commutations entre les mesures « bas débit » et « haut débit » n’entraînent aucun à-coup au niveau des vannes, les écarts éventuels entre les mesures étant compensés « à la volée » par le système numérique (réinitialisation automatique des régulateurs).

14 - Les systèmes de régulation

Figure 14.36. Régulation numérique du niveau GV – Tranches N4.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.37. Régulation de vitesse des turbopompes d’eau alimentaire (TPA).

14.4.7. Chaîne de régulation de vitesse des turbopompes d’eau alimentaire La fonction du système de régulation de vitesse des turbopompes d’eau alimentaire (TPA) est de maintenir une différence de pression entre le barillet d’eau et le barillet de vapeur programmée en fonction de la puissance. Ce programme permet de maintenir pratiquement constante la différence de pression aux bornes des vannes, d’où une bonne efficacité de leur réglage, en compensant l’augmentation des pertes de charge dans les lignes d’eau alimentaire et de vapeur. La puissance est mesurée par le débit total de vapeur. Le régulateur est de type PI. Sa sortie est la consigne de vitesse des pompes (figure 14.37). La perte d’une TPA, à haut niveau de puissance, cause une diminution rapide et importante du niveau dans les GV. Les régulations provoquent l’ouverture en grand des vannes d’eau alimentaire et l’accélération de la TPA demeurée en service. Ces actions ne permettant pas d’assurer un débit d’eau suffisant, l’arrêt automatique du réacteur interviendrait rapidement s’il n’y avait pas un dispositif spécifique. Pour éviter cela, on réduit automatiquement la charge turbine de 50 % en 30 s environ sur les chaudières installées en France (figure 14.38). Le contournement vapeur est sollicité temporairement.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.38. Perte d’une TPA avec réduction rapide de la charge turbine.

À l’export, une motopompe (MPA), également à vitesse variable et de capacité équivalente à une TPA, est démarrée automatiquement, et rapidement, en cas de défaillance d’une TPA. Après une baisse initiale, le niveau se rétablit rapidement. Il n’y a alors aucune réduction de puissance.

14.4.8. Chaîne de régulation de niveau dans la bâche alimentaire et le condenseur (tranches CP2 et postérieures) La masse d’eau contenue dans le poste d’eau et les GV évolue avec la charge sous l’effet des variations de température et de la vaporisation dans les GV.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.39. Régulation des niveaux de la bâche alimentaire et du condenseur – Tranches CP2 et postérieures.

Pour réduire au minimum les appoints et rejets d’eau (compensation de fuites ou purges), la consigne de niveau bâche est une fonction croissante de la charge. La consigne de niveau condenseur est maintenue constante (dans les postes d’eau type CP0 ou CP1, sans bâche, c’est le niveau condenseur qui est fonction de la charge). Un régulateur PI module la position de la vanne réglante située en aval des pompes d’extraction (figure 14.39). Un régulateur proportionnel module, si nécessaire, l’appoint en eau déminéralisée au condenseur, en fonction de l’écart éventuel entre le niveau bâche et sa consigne. En cas de dépressurisation de la bâche (transitoires de baisse de charge), on réduit momentanément la quantité d’eau froide s’y dirigeant – ce qui tend à limiter la dépressurisation – par action sur la vanne de régulation située au refoulement des pompes d’extraction.

14.4.9. Chaîne de régulation de la pression de la bâche alimentaire (tranches CP2 et postérieures) La bâche alimentaire est normalement maintenue en pression par une liaison avec le soutirage 4 de la turbine (sortie corps HP). En régime permanent, la valeur de la pression détermine la température de l’eau, la vapeur et l’eau étant en équilibre thermodynamique dans la bâche. Une régulation de pression bâche est prévue pour : • à basse charge, maintenir la pression de la bâche à une valeur supérieure à celle qui règne au niveau du soutirage 4 ;

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.40. Régulation de pression de la bâche alimentaire – Tranches CP2 et postérieures.

• en régime transitoire (baisse de charge), soutenir la pression dans les cas où le soutirage 4 n’est plus alimenté en vapeur. Le système de régulation (figure 14.40) commande deux vannes réglantes qui permettent l’envoi de vapeur du barillet à la bâche (« soutien vapeur »). La position de ces vannes est modulée par le plus grand des deux signaux que sont respectivement l’écart de pression de la bâche par rapport à sa consigne, traité par un régulateur PI, et la dérivée filtrée de cette pression, traitée par un générateur de fonction. La première partie de la chaîne intervient en fonctionnement à basse charge et la seconde lors de dépressurisations rapides de la bâche en transitoire (îlotage, déclenchement turbine...). Au-dessous de 50 % de charge, l’une des deux vannes est verrouillée fermée afin d’éviter les risques de refroidissement excessif du circuit primaire.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

À noter : les deux vannes de soutien vapeur peuvent également être soumises aux demandes d’ouverture rapide élaborées par la régulation du contournement vapeur au condenseur dans certains transitoires comme par exemple l’îlotage.

14.5. Fonctionnement d’une tranche en « grand transitoire » : l’îlotage À titre d’illustration du fonctionnement d’ensemble de la chaudière, on présente le transitoire d’îlotage. Puisqu’il sollicite, fortement, les systèmes de régulation des paramètres principaux, ce transitoire met en évidence les interactions entre les paramètres et entre les systèmes.

14.5.1. Le transitoire et ses enjeux Des conditions dégradées de fréquence et de tension apparaissent localement lors d’incidents graves affectant le réseau principal de transport d’énergie électrique : courtcircuit, coup de foudre, ouverture inopinée d’une branche du réseau… Ces conditions perturbent le fonctionnement du groupe turboalternateur avec un risque de rupture du synchronisme et donc d’à-coups très importants sur la puissance délivrée, ainsi que l’alimentation des auxiliaires de la tranche, notamment les pompes primaires pour la chaudière. Lorsque les conditions excèdent certaines limites, un ordre d’îlotage (ouverture du disjoncteur de ligne), généralement d’origine automatique, est élaboré afin d’éviter le déclenchement de la tranche (figure 14.41).

Figure 14.41. Ouverture de disjoncteur de ligne en cas d’incident grave.

L’îlotage est le moyen ultime mis en œuvre dans la défense en profondeur du réseau. Celle-ci comporte plusieurs niveaux : délestages de consommateurs, ouverture de certaines liaisons… Pour la fiabilité du réseau, il est important que les tranches réussissent à îloter. En effet, les possibilités d’alimentation autres que la ligne principale (connexion diversifiée au réseau – « ligne auxiliaire » ou, en interne, des diesels) ne sont pas dimensionnées pour alimenter en totalité les auxiliaires. Le basculement éventuel sur ces autres types d’alimentations entraîne donc notamment l’arrêt automatique du réacteur. Par ailleurs, le redémarrage de la tranche ne sera possible que si le réseau principal est préalablement en service, ce qui signifie qu’il faut conserver un minimum de tranches en service malgré un incident réseau éventuellement très important. Le transitoire est vu principalement par la chaudière comme une fermeture rapide des vannes d’admission turbine sous l’effet de l’accélération du groupe suite à la disparition

14 - Les systèmes de régulation

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de presque toute la charge de l’alternateur. Les systèmes de régulation de la chaudière sont tels que le contournement au condenseur se substitue rapidement à l’évacuation normale de vapeur vers la turbine tandis que les grappes ramènent progressivement la puissance de la chaudière au niveau souhaité en fin de transitoire (environ 2 à 5 % de débit vapeur à travers la turbine pour assurer l’alimentation électrique des auxiliaires, plus environ 25 % de débit vapeur au contournement, voir § 14.4.2.2, cas des tranches postérieures à CP0). On rappelle que le maintien de la puissance de la chaudière à une valeur supérieure à ce qui est requis par la turbine a pour objet de faciliter l’exploitation de la tranche, notamment en permettant de maintenir en Automatique la régulation des grappes.

14.5.2. Commentaires sur l’intervention des systèmes et l’évolution des principaux paramètres Le palier choisi à titre d’exemple est le 1 300 MW (grappes en mode G, contournement au condenseur en mode P). Sur les figures suivantes, on peut observer les événements détaillés ci-dessous : • la diminution progressive de la puissance jusqu’au palier « de repli », de l’ordre de 30 %, (déterminé par la valeur, préréglée, de la « consigne de pression après îlotage » du contournement) (figure 14.42) ; • l’insertion des groupes G jusqu’à leur position de calibrage correspondant au niveau de la puissance « de repli » (durée ~ 750 s ; figure 14.42). Cette insertion est ralentie temporairement, entre 250 et 750 s environ, car un verrouillage interdit l’insertion des groupes G lorsque le groupe R reçoit un ordre d’extraction. Ce verrouillage a pour objectif de limiter le risque d’une baisse trop rapide de la température primaire ; • le pic initial de la température moyenne primaire, dû à la fermeture rapide des vannes de la turbine, puis sa décroissance, sous l’effet de l’insertion des grappes et de l’ouverture du contournement au condenseur. Cette décroissance se poursuit jusqu’à la valeur de référence correspondant à la puissance « de repli », à la bande morte près (figure 14.43) ; • l’insertion du groupe R, initialement à vitesse maximale, due à la décroissance rapide de la puissance turbine, puis sa réextraction progressive induite par la montée du xénon (voir § 14.5.3 ; figure 14.44) ; • le pic initial de la pression primaire (figure 14.45) dû la montée du niveau pressuriseur (figure 14.46) induite par les variations de température dans le primaire. Ce pic est contré par l’ouverture rapide et complète de l’aspersion. La pression décroît ensuite sous l’effet de la baisse du niveau pressuriseur induite par la décroissance de la température moyenne primaire. Enfin, la pression est rétablie progressivement par l’action des chaufferettes tout-ou-rien et proportionnelles ; • une augmentation très rapide de la pression aux GV et au barillet vapeur sous l’effet de la fermeture rapide des vannes de la turbine. Puis elle est contrôlée par la régulation du contournement au condenseur. On remarque à la fin que, dans l’état de « repli », la pression au barillet n’est pas égale à la consigne du contournement au condenseur. En effet, la régulation « en mode Pression » ne comportant pas d’action Intégrale, un dépassement de la consigne est nécessaire pour assurer une ouverture non nulle (figure 14.47) ;

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.42. Flux neutronique ; position des groupes G (consigne, effective).

• un « tassement » important et très rapide des niveaux dans les GV (figure 14.48) dû à l’arrêt brutal du débit vapeur vers la turbine. Le niveau se rétablit partiellement sous l’effet du rétablissement d’un débit vapeur important, assuré par le contournement. Par la suite, l’action conjointe des régulations de niveau et de vitesse des TPA assurent le contrôle du débit d’eau alimentaire qui permet le maintien du niveau au voisinage de sa consigne. Pour la réussite de l’îlotage, il est nécessaire que les systèmes principaux et leurs régulations fonctionnent parfaitement, particulièrement : contrôle de vitesse de la turbine (ainsi que le contrôle de la tension délivrée par l’alternateur), ouverture du contournement au

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Figure 14.43. Température moyenne primaire et sa référence.

Figure 14.44. Position du groupe R.

condenseur, ouverture de l’aspersion, accélération des TPA. La défaillance de l’un de ces systèmes entraînerait l’arrêt automatique du réacteur, ce qui signifie l’échec de l’îlotage puisque la tranche perd son alimentation électrique principale.

14.5.3. Xénon et dilution La baisse de puissance neutronique entraîne une augmentation rapide de l’antiréactivité due au xénon ( ∼ – 10 pcm/min). Le pic xénon peut atteindre de l’ordre de 250 à 500 pcm ; il dépend de la durée pendant laquelle on restera dans l’état de « repli » et de la vitesse de

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.45. Pression du pressuriseur et débit d’aspersion.

remontée en puissance de la turbine après recouplage au réseau. Par principe de pilotage, cette antiréactivité doit être combattue en agissant sur la concentration en bore. Dans le cas présenté, on a considéré que l’opérateur lance une dilution 10 min après le déclenchement de l’îlotage et qu’il ouvre un deuxième orifice de décharge (2 × 18 m3/h) pour que la dilution agisse plus rapidement. En considérant une efficacité du bore de l’ordre de 10 pcm/ppm, il faut diminuer la concentration en bore du primaire d’environ 25 à 50 ppm.

14 - Les systèmes de régulation

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Figure 14.46. Niveau du pressuriseur.

Figure 14.47. Pression vapeur (GV et barillet) et consigne de contournement (courbe n° 3).

14.5.4. Recouplage de l’alternateur et remontée en puissance Comme on l’a dit plus haut, l’objectif de l’îlotage est de permettre de conserver la tranche dans l’état fonctionnement en puissance. Lorsque le réseau extérieur est redevenu sain

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Figure 14.48. Débit d’eau et de vapeur ; niveau dans le générateur de vapeur (mesure gamme étroite).

(élimination de la source du défaut et stabilisation), l’alternateur peut être recouplé et la puissance du turboalternateur peut être alors réaugmentée progressivement. Cette phase du transitoire n’est pas illustrée par des courbes mais on peut faire ressortir les points suivants : • le contournement vapeur se referme progressivement totalement ; • simultanément, les groupes G se réextraient ; • le groupe R ajuste le bilan de réactivité en demeurant dans sa « bande de manœuvre » ; • la ré-augmentation de la puissance du cœur entraîne un arrêt progressif de l’augmentation du xénon. L’opérateur doit alors arrêter la dilution puis initier une borication pour accompagner le retour très lent (plusieurs heures) du xénon au niveau initial.

14 - Les systèmes de régulation

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À noter : Un autre « grand » transitoire possible pour la tranche est le « Déclenchement turbine ». Ce transitoire se produit en cas de défaut affectant le groupe turboalternateur. L’alimentation des auxiliaires est assurée par le réseau comme montré sur la figure 14.49.

Figure 14.49. Alimentation des auxiliaires en cas de transitoire « Déclenchement turbine ».

Pour permettre une remontée en puissance rapide de la tranche (cas où il s’agit d’un déclenchement intempestif ou lorsque l’on peut remédier rapidement au problème), on ne provoque pas l’arrêt automatique du réacteur. La baisse de puissance de la chaudière est progressive par l’insertion des grappes et l’ouverture du contournement, comme pour l’îlotage (les transitoires sont très semblables).

Le système de protection Le système de protection recouvre le matériel chargé d’assurer la protection de la chaudière par la commande appropriée des interrupteurs d’arrêt d’urgence et des actionneurs de sauvegarde en fonction de l’évolution des paramètres de la centrale. En amont se trouvent les capteurs. Ceux-ci peuvent appartenir à différents systèmes élémentaires. Ils mesurent les grandeurs physiques caractéristiques de la chaudière et délivrent des informations analogiques au système de protection à proprement parler. En amont se trouvent aussi des informations logiques venant des différents systèmes élémentaires tels que la régulation par les grappes, le groupe de contournement turbine, etc. En aval se trouvent : • les interrupteurs d’arrêt d’urgence qui permettent de faire chuter les grappes ; • les actionneurs des systèmes de sauvegarde qui ne font pas à strictement parler partie du système de protection mais sont intégrés dans les différents systèmes de sauvegarde (RIS, ASG…, voir chapitre 10).

15.1. Protections spécifiques et protections génériques Les grandeurs qui caractérisent les processus liés au fonctionnement du réacteur doivent être régulées de manière à être maintenues dans des limites acceptables. C’est le rôle des régulations de la chaudière. Le système de protection intervient en cas de circonstances anormales, si le système de régulation n’est pas en mesure de garder les paramètres de la tranche dans un domaine acceptable. Il vise ainsi à éviter tout endommagement du combustible et de la tranche. On distingue deux types de protections : les protections spécifiques et les protections génériques. La protection du réacteur est d’abord basée sur un ensemble de protections spécifiques à certains types de transitoires accidentels. Ces protections sont fondées sur la mesure d’un seul des paramètres physiques affectant les limites du cœur. De par leur simplicité, ces protections ont un faible temps de réponse. Elles assurent donc une protection efficace lors de transitoires rapides ou induisant la variation d’un seul paramètre, représentatif d’un type de scénario ou d’un type de risque pour le cœur (diminution du débit primaire, de la pression primaire, par exemple).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Il existe aussi des protections génériques qui protègent le cœur contre certains risques indépendamment de l’événement qui en est la cause (accidents de dépressurisation, retrait de grappe, excursion de réactivité, RTV en puissance, etc.). Dans les faits, elles protègent le combustible vis-à-vis du respect de deux critères de découplages, le RFTC (rapport de flux thermique critique) et la surpuissance linéique. La principale limitation du caractère universel des protections génériques vient du temps de calcul nécessaire qui ne permet pas de traiter les cas des transitoires très rapides. À noter : L’utilisation de technologies numériques a permis sur les paliers 1 300 MWe et 1 450 MWe de reconstituer en continu les valeurs de RFTC et de puissance linéique enveloppe à partir de diverses données mesurées sur la tranche dans le système de protection et d’instrumentation nucléaire (SPIN). Sur le palier 900, il existe un système qui permet de se prémunir des mêmes risques à partir de la mesure de la variation de température entre l’entrée et la sortie du cœur, les chaînes Delta-T. Ce système, plus découplé, ne sera pas détaillé ici. Il n’est pas question non plus de dresser une liste exhaustive des protections spécifiques. On se contentera, après une description des chaînes de protection générique contre le RFTC et la surpuissance linéique de citer les protections spécifiques du cœur contre les risques de hausse rapide de la puissance, puis à travers l’exemple des accidents de perte de réfrigérant primaire et de brèche secondaire de dresser le tableau d’un certain nombre de principes de l’architecture et du dimensionnement des seuils du système de protection.

15.2. Arrêt automatique du réacteur et systèmes de sauvegarde La mise en service des circuits de sauvegarde agit pour atténuer les conséquences des transitoires de quatrième catégorie, hautement improbables, et éviter la possibilité d’un relâchement d’une quantité importante de produits radioactifs. Elle peut aussi intervenir pour limiter les conséquences de certains événements de troisième ou même de seconde catégorie. La mise en service des circuits de sauvegarde est commandée par des signaux issus des automatismes du système de protection. D’autre part, cette mise en service peut aussi être opérée à partir de commandes manuelles dans la salle de commande.

15.2.1. Système d’arrêt automatique du réacteur (AAR) Le système d’arrêt d’urgence du réacteur agit pour limiter les conséquences de conditions de fonctionnement de seconde catégorie et de catégorie 3 et 4. Cette action consiste en un arrêt du réacteur et de la turbine. L’installation pourra être remise en marche après réalisation d’actions correctives.

15.2.2. Système d’injection de sécurité (RIS ou IS) Le rôle de l’injection de sécurité est double. D’une part, l’injection de sûreté limite la dépressurisation et le dénoyage du cœur par un apport d’eau dans le circuit primaire, il contribue ainsi au refroidissement de celui-ci et à l’évacuation de la puissance

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résiduelle. D’autre part, l’injection d’eau borée constitue un apport d’antiréactivité, utile en cas d’accident de réactivité (refroidissement du fluide primaire suite à une brèche au secondaire par exemple). Les situations où l’IS est nécessaire correspondent toujours à des transitoires où l’intégrité du cœur est menacée, souvent en raison d’une faible pression primaire ou d’un inventaire en eau dégradé. C’est pourquoi tout signal d’injection de sécurité provoque l’arrêt automatique du réacteur.

15.2.3. Aspersion enceinte (EAS) L’aspersion enceinte (EAS) par l’injection d’eau dans le bâtiment réacteur vise à limiter la hausse de la pression dans l’enceinte en cas de fuite de fluide primaire ou secondaire à l’intérieur de celle-ci. Elle vise ainsi à assurer l’intégrité de la troisième barrière de confinement. La mise en service de l’aspersion enceinte implique aussi l’isolement d’un certain nombre de lignes pour permettre d’assurer le confinement de produits radioactifs en cas de contamination du bâtiment réacteur.

15.2.4. Alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) La mise en service de l’alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) permet de garantir l’évacuation de la puissance résiduelle à long terme.

15.2.5. Autres actions commandées par le système de protection L’isolement vapeur permet de limiter les conséquences de certains accidents du secondaire à un seul générateur de vapeur par l’isolement de chacune des lignes principales de vapeur (brèche sur le circuit secondaire, contamination du secondaire par une rupture d’un tube de générateur vapeur...). La mise en service de la fonction de borication automatique, FBA, permet de garantir de façon automatique, lors de transitoires de RTV, le non-retour en criticité à long terme, même en cas de défaillance des actions requises par l’opérateur. Ce système n’est présent en France que sur les réacteurs 1 300 et 1 450 MWe. Le passage en petit débit puis l’isolement des vannes d’eau alimentaire normale (ARE) intervient pour éviter le débordement des GV dans les cas où la production de vapeur ne permet pas de compenser l’arrivée d’eau dans les GV.

15.3. Protections génériques De nouvelles chaînes de protection, utilisant des signaux élaborés à partir d’algorithmes complexes, ont équipé le parc électronucléaire français à partir du palier 1 300 MWe grâce à l’intégration de technologies numériques (microprocesseurs). Il s’agit des deux chaînes du SPIN (système de protection et d’instrumentation nucléaire).

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Ces systèmes visent à assurer la protection du cœur lors d’accidents conduisant à une variation simultanée de plusieurs paramètres physiques (puissance, température primaire, distribution de puissance...). Ce sont : • la chaîne de protection contre le RFTC ; • la chaîne de protection contre la surpuissance. Ces nouvelles protections se caractérisent d’un point de vue fonctionnel par la reconstitution et la prise en compte de la distribution de puissance neutronique. La distribution de puissance axiale est reconstituée à partir de la mesure du flux neutronique des chambres excores et de la position des grappes de contrôle. Les groupes instrumentés sont les groupes de contrôle. Une mesure de position de grappe par groupe et par quadrant est utilisée pour la protection.

15.3.1. Capteurs associés aux protections génériques Les entrées du système sont les suivants : • courant des sections des chambres « excore » ; • pression primaire ; • température branche chaude ; • température branche froide ; • débit primaire relatif par mesure de vitesse des pompes primaires.

15.3.2. Dimensionnement des seuils de surpuissance linéique La fusion de la pastille de combustible au point chaud doit être évitée. Ainsi, la puissance linéique en ce point ne doit pas dépasser 720 W/cm. On retient une valeur de conception, fixée à 590 W/cm. La valeur du seuil finalement implanté est obtenue en diminuant la valeur initiale de conception (590 W/cm) de la précision de calcul du système. On obtient ainsi la valeur de 522 W/cm.

15.3.3. Dimensionnement des chaînes de rapport de flux thermique critique (RFTC) Pour garantir le non-endommagement du combustible, on vérifie que le rapport de flux thermique critique (RFTC) reste inférieur à un critère. La valeur de ce critère est fixé à 1,34 lors d’un transitoire de perte de débit primaire et à 1,31 pour les autres types de transitoire. La valeur du seuil d’arrêt automatique du réacteur par bas RFTC est déterminée en ajoutant à cette valeur les incertitudes du calcul du RFTC par le SPIN. La valeur retenue sur site est de 1,77.

15.3.4. Effets dynamiques On remarque qu’il n’est pas pris de poste d’incertitude correspondant au temps de réponse du système lors du dimensionnement des seuils génériques d’arrêt automatique du

15 - Le système de protection

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réacteur. En effet, les temps de réponses des capteurs, le temps de traitement du signal ainsi que le temps nécessaire à la chute des grappes sont intégralement compensés par modules d’avance/retard. Ce principe a pour avantage de rendre le dimensionnement du seuil de protection indépendant de la cinétique des transitoires qui pourraient se produire. Ceci contribue à renforcer le caractère générique de ces protections.

15.3.5. Alarmes et arrêt automatique du réacteur Les seuils d’arrêt automatiques du réacteur sont précédés d’alarmes. Ces dernières ont deux rôles : • d’une part, elles correspondent à des seuils de verrouillage qui protègent le cœur par une action préventive. En provoquant une réduction de charge de la turbine et un blocage du retrait des grappes de régulation, on améliore les chances de ramener la centrale dans un état acceptable sans avoir recours à l’arrêt d’urgence ; • d’autre part, elles définissent les limites de fonctionnement normal de la chaudière. Audelà de l’alarme, il peut être demandé à l’opérateur de réaliser des actions pour ramener la tranche dans un état standard. À noter : les études d’accidents du rapport de sûreté dimensionnent les seuils du système de protection. Les conditions initiales retenues pour l’étude de ces accidents doivent couvrir tous les états acceptables, c’est-à-dire où le seuil d’alarme n’est pas initialement atteint. Dans la pratique, on dimensionne les seuils d’alarmes bas RFTC et surpuissance linéique de façon à ce qu’aucun transitoire ne puisse mener la tranche au-dessous du critère de sûreté quand la tranche est initialement sur la limite de l’alarme.

15.3.6. Limites des protections génériques Lorsque la cinétique du transitoire est telle que les modules d’avance/retard ne sont pas en mesure d’assurer la protection du réacteur, ce sont des protections spécifiques qui assurent la protection du cœur. Du fait de leur caractère générique, l’atteinte des seuils d’AAR par bas RFTC ou par surpuissance linéique élevée ne doit provoquer que des actions pertinentes dans tous les cas envisageables. C’est pourquoi, elle ne provoque pas, par exemple, la mise en service de l’injection de sécurité ou d’autres systèmes de sauvegarde. Il est donc nécessaire d’avoir recours à d’autres signaux pour réaliser les actions de sauvegarde nécessaires.

15.4. Protections spécifiques du cœur : chaînes de protection nucléaire Le rôle de ces chaînes est d’assurer la protection du réacteur lors de variations rapides de la puissance nucléaire, en particulier lorsque la cinétique de l’accident est trop grande pour les chaînes de protection générique.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

15.4.1. Instrumentation La fonction de protection est assurée grâce aux mesures du flux de neutrons issu du cœur par des détecteurs situés à l’extérieur de la cuve. Pour mesurer avec une précision satisfaisante le flux neutronique sur plus de onze décades, trois types de chaînes d’instrumentation sont utilisés pour fournir trois niveaux de protection selon le niveau de puissance du cœur. Voici les gammes typiques de mesure de ces trois chaînes : • chaînes de niveau source : 10−9 % PN à 10−3 % PN ; • chaînes de niveau intermédiaire : 10−6 % PN à 100 % PN ; • chaînes de niveau puissance : 0,1 % PN à 120 % PN.

15.4.2. Recouvrement des gammes d’instrumentation Les recouvrements des gammes d’instrumentation assurent la continuité du contrôle et de la protection du réacteur. Lors d’un démarrage, l’opérateur doit ainsi inhiber l’arrêt d’urgence de la gamme de niveau inférieur lorsque la possibilité lui est donnée. Des conditions de protections plus restrictives sont remises en service lorsque la puissance du réacteur diminue.

15.4.3. Seuils Lors d’un accident de retrait incontrôlé de grappe, le cœur est protégé par un arrêt d’urgence par haut flux nucléaire niveau puissance (seuil haut), dimensionné à 118 % de la puissance nominale. Ce seuil a été déterminé en vérifiant que pour cette valeur de puissance, le facteur de point chaud est tel que le critère de puissance linéique maximum de 590 W/cm n’est pas dépassé. Il est de 109 % sur site en raison des incertitudes de mesure et de traitement. Les autres seuils sont fixés hors de la gamme de fonctionnement normal, en interdisant d’approcher les limites de sûreté en cas de transitoire accidentels à partir d’un faible niveau de puissance. Le seuil sur site est de 7 × 10−5 % PN pour le haut flux, niveau source. Il est de 25 % PN pour le haut flux neutronique, gamme intermédiaire, et de 109 % pour le haut flux neutronique, gamme de puissance (seuil haut). À ces seuils, il faut aussi ajouter un arrêt d’urgence par taux élevé de décroissance de flux neutronique. Cet arrêt d’urgence protège le cœur contre la crise d’ébullition en cas d’accident de chute de grappe.

15.5. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche primaire Une brèche primaire implique d’une part la baisse de la pression primaire et d’autre part l’augmentation de la pression de l’enceinte. La protection du réacteur pourra donc être mise en œuvre à partir de signaux venant soit du primaire, soit de l’enceinte. Pour les brèches de petite taille, la dépressurisation du primaire peut être à l’origine d’une crise d’ébullition. Le RFTC est donc le paramètre à surveiller. Pour des brèches de taille

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plus importante, la perte d’inventaire en eau entraîne un dénoyage au moins partiel du cœur. Il faut veiller à la tenue de la première barrière. On retient les critères suivants : • température de la gaine < 1 204 °C ; • oxydation de la gaine < 17 %. Les actions principales à mener pour la sauvegarde du cœur sont : • la limitation de la puissance à extraire du primaire (chute des grappes pour arrêter les réactions en chaîne) ; • l’apport d’eau dans le circuit primaire pour garantir le refroidissement du cœur ; • l’évacuation de la puissance résiduelle par les GV par la mise en service de l’ASG. À noter : pour des brèches de taille intermédiaire, le système de sécurité doit être en mesure de faire chuter les grappes car la régulation par les grappes tend à maintenir le cœur en puissance. En revanche pour les grosses brèches, le dénoyage du cœur arrête de toute façon la réaction nucléaire par baisse de l’effet modérateur même en l’absence de chute des grappes.

15.5.1. Signaux primaires déclenchant l’arrêt automatique du réacteur 15.5.1.1. Principe du dimensionnement L’arrêt automatique du réacteur s’effectue sur un signal de basse pression au pressuriseur. Le seuil est fixé à 131 bar (1 900 psi). Cette pression correspond à la pression de saturation des branches chaudes. Le signal de pression primaire subit un traitement par module d’avance retard (1+10 s)/ (1+s) destiné à anticiper l’obtention du signal dans les cas des dépressurisations les plus rapides. Cette solution a aussi pour avantage de permettre de considérer un seuil de basse pression pressuriseur plus bas qu’en l’absence d’un module d’avance/retard. On limite ainsi le risque de signal intempestif d’arrêt d’urgence lors de l’exploitation normale de la tranche.

15.5.1.2. Vérification du dimensionnement La vérification du dimensionnement du seuil de basse pression au pressuriseur s’effectue par l’étude du transitoire d’ouverture intempestive d’un tandem SEBIM (soupapes du pressuriseur) avec non-refermeture de la soupape d’isolement associée. On veille à respecter le critère de RFTC. Il s’agit en effet du seul transitoire de perte d’intégrité du circuit primaire classé en troisième catégorie et pour lequel un critère portant sur le RFTC doit donc être vérifié.

15.5.2. Signaux primaires déclenchant la mise en service de l’injection de sécurité 15.5.2.1. Principe du dimensionnement Le seuil de très basse pression au pressuriseur déclenchant la mise en service de l’injection de sécurité est fixé à 121 bar soit 10 bar de moins que le seuil d’arrêt automatique du réacteur.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

15.5.2.2. Vérification du dimensionnement On procède à une vérification a posteriori par l’étude exhaustive des transitoires de brèches primaires correspondant à tout le spectre des tailles de brèche. Étant donné le classement de l’accident de perte de réfrigérant primaire en quatrième catégorie de fonctionnement, les critères à vérifier portent sur la température et l’oxydation de la gaine et non pas sur le RFTC. On remarque au passage que le dimensionnement du seuil du signal de très basse pression au pressuriseur est lié aux performances de l’injection de sécurité (débit et temps de démarrage).

15.5.3. Cas des signaux issus des conditions dans l’enceinte Les signaux provenant de l’enceinte remplissent une double fonction.

15.5.3.1. Protection de l’enceinte Ces signaux permettent de limiter la pression dans l’enceinte en cas de fuite de fluide primaire ou secondaire à l’intérieur du bâtiment réacteur par la mise en service de l’aspersion enceinte (EAS) pour garantir l’intégrité de la troisième barrière de confinement. Le dimensionnement du seuil MAX 4 d’aspersion enceinte (EAS) se fait à partir des études des transitoires de RTV et d’APRP. On vérifie que la pression enceinte ne dépasse pas le critère de tenue de celle-ci.

15.5.3.2. Protection du cœur Dans les états d’arrêt du réacteur, quand la pression primaire est inférieure à P11 (139 bar), l’injection de sécurité sur très basse pression au pressuriseur est inhibée. La protection du circuit primaire en cas de brèche primaire dépend donc uniquement des signaux issus de l’enceinte. Le dimensionnement du seuil MAX 2 qui provoque la mise en service de l’injection de sécurité s’effectue à partir de l’étude de telles brèches sous P11.

15.5.3.3. Valeur des seuils de haute pression de l’enceinte sur paliers de 1 300 MWe Les seuils, leur valeur et les automatismes qu’ils déclenchent sont les suivants sur les paliers 1 300 MWe. • Le seuil MAX 1 est obtenu à 1,1 bar absolu : il déclenche une alarme. • Le seuil MAX 2 est obtenu à 1,4 bar absolu : il conduit à l’émission d’un signal d’IS. • Le seuil MAX 3 est obtenu à 1,9 bar absolu : il provoque l’isolement des lignes vapeur. • Le seuil MAX 4 est obtenu à 2,6 bar absolu : il déclenche l’aspersion de l’enceinte.

15 - Le système de protection

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15.6. Protections spécifiques du réacteur en cas de brèche secondaire 15.6.1. Transitoires de RTV et risques pour le primaire En fait, par abus de langage, on parle de rupture d’une tuyauterie vapeur, non seulement pour la formation d’une brèche sur une tuyauterie secondaire mais aussi pour le blocage en position ouverte d’un organe de décharge des lignes vapeur.

15.6.1.1. Risques encourus par la troisième barrière Si la rupture est située à l’intérieur de l’enceinte de confinement, on assiste à l’augmentation de pression dans l’enceinte. Le dimensionnement de l’aspersion enceinte (EAS) et du seuil d’aspersion enceinte MAX 3 a déjà été abordé dans le cadre des brèches primaires. Il doit permettre de limiter la hausse de pression et garantir la tenue de la troisième barrière.

15.6.1.2. Risques envers la première barrière On assiste alors à une dépressurisation du circuit secondaire. Il s’ensuit un refroidissement de celui-ci, une augmentation de la chaleur extraite du primaire via les générateurs de vapeur et un refroidissement du fluide primaire. La contraction engendrée par ce refroidissement provoque une baisse de la pression primaire. L’augmentation de la densité du fluide modérateur provoque une hausse de la réactivité qui se traduit par une excursion de puissance ou, si le réacteur est initialement à l’arrêt, éventuellement par un retour en criticité. La conjonction d’une pression primaire faible et d’une excursion de la puissance neutronique laisse craindre un problème de crise d’ébullition. Le système de sécurité doit être conçu pour protéger la première barrière contre ce risque.

15.6.2. Actions requises Pour assurer l’intégrité du cœur quels que soient la taille de la brèche et l’état initial du primaire, il convient de mettre en œuvre les systèmes et automatismes suivants : • si la tranche est initialement en puissance, il faut procéder à la chute des grappes pour limiter la puissance du cœur ; • la mise en service de l’injection de sécurité est requise à deux titres : d’abord pour limiter la dépressurisation du primaire, ensuite pour limiter la hausse de réactivité par un apport d’acide borique au primaire ; • il convient aussi d’effectuer l’arrêt de l’eau alimentaire normale des générateurs de vapeur pour éviter un refroidissement excessif du cœur ; • de même, on doit procéder à l’isolement des lignes vapeur pour isoler la brèche si celle-ci se trouve en aval des organes d’isolement ou limiter le refroidissement par la brèche au seul GV où est située la brèche ; • enfin sur les paliers 900 MWe et 1 300 MWe, on procède systématiquement au démarrage de l’ASG pour garantir l’évacuation de la puissance résiduelle à long terme.

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Plusieurs signaux de protection sont donc nécessaires pour la mise en service de l’ensemble de ces automatismes.

15.6.3. Signal d’injection de sécurité par basse pression vapeur 15.6.3.1. Accident de rupture guillotine d’une tuyauterie secondaire La rupture complète (guillotine) d’une brèche d’une tuyauterie principale secondaire constitue la RTV la plus pénalisante du point de vue de ses conséquences thermohydrauliques, notamment en ce qui concerne l’amplitude de la dépressurisation et du refroidissement du circuit primaire. Il faut qu’il existe un signal qui déclenche les actions listées précédemment. La dépressurisation très rapide du secondaire étant un phénomène caractéristique d’une grosse brèche au secondaire, c’est à partir d’un signal secondaire de basse pression vapeur que cet isolement a lieu. Pour que l’intégralité des automatismes listés précédemment soit déclenchée, il suffit que le signal de basse pression au pressuriseur provoque un signal d’IS et commande l’isolement des lignes vapeur. Le signal d’injection de sécurité implique quant à lui : • l’arrêt automatique du réacteur ; • l’isolement de l’ARE ; • la mise en service de l’ASG.

15.6.3.2. Choix d’un seuil bas pour éviter les intempestifs Une problématique se pose pour trouver un signal efficace, couvrant tous les états initiaux possibles. En effet, on sait que la pression secondaire varie avec la charge à la turbine. Pour un réacteur de 1 300 MWe par exemple, elle est comprise entre 67 bar à 100 % PN et 82 bar à 0 % PN. Il est primordial d’obtenir un signal très rapidement tout en évitant les risques d’intempestif. La valeur du seuil choisi doit donc se situer suffisamment au-dessous de 67 bar pour faciliter le pilotage de la tranche. On fixe le seuil de basse pression vapeur à 41 bar.

15.6.3.3. Dimensionnement du module d’avance/retard Pour anticiper l’arrivée du signal, le signal de pression secondaire est traité par un module d’avance/retard. Son expression s’écrit sous la forme suivante : (1+τ1 s)/(1+τ2 s) Le dimensionnement de τ1 et τ2 se fait sur l’étude du transitoire de brèche secondaire guillotine. Ce transitoire est étudié dans le rapport de sûreté. On considère par hypothèses de découplage que l’obtention du signal doit intervenir moins de trois secondes après la rupture secondaire.

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Le critère de dimensionnement est déterminé par ce découplage : quelle que soit la pression secondaire initiale, le signal de basse pression vapeur avancée doit intervenir avant 3 secondes. Le dimensionnement de ce module a amené au même choix de paramètres sur l’ensemble des paliers 900, 1 300 et 1 450. On retient τ1 = 50 s et τ2 = 5 s. On peut considérer qu’à court terme (si t < τ1 et t < τ2), ce module équivaut à la multiplication par 10 (= τ1 /τ2) de la pente de la dépressurisation. En fait, pour la rupture d’une ligne vapeur principale, le signal est atteint en moins de 1 s au lieu des 3 s requises. La prise en compte des conservatismes et règles d’études du rapport de sûreté permet de garantir l’isolement vapeur effectif à 10 s et un plein débit d’IS à 20 s.

15.6.4. Nécessité d’autres signaux pour couvrir tout le spectre des tailles de brèche 15.6.4.1. Détection des petites brèches secondaires Les brèches de plus petites tailles conduisent à des dépressurisations moins rapides. Si cela représente un avantage du point de vue de la sévérité de la thermohydraulique de l’accident, une plus petite brèche a pour inconvénient de retarder l’arrivée du signal de basse pression vapeur avancée. Au-dessous d’une certaine taille de brèche, le signal de basse pression vapeur n’est plus atteint dans un délais raisonnable. À noter : sur le palier 900, l’IS est provoqué par le signal de basse pression vapeur avancée coïncidant avec un haut débit dans une ligne vapeur. Au-dessous d’une certaine taille de brèche, ce second signal n’est jamais atteint. Sur le palier 1 300, l’anticipation du signal qu’apporte le module d’avance retard décroît jusqu’à rendre ce signal peu opérant pour des faibles tailles de brèche. Il convient donc de trouver d’autres signaux aptes à effectuer les actions nécessaires à la gestion de transitoire. C’est sur des signaux issus du primaire que s’effectuent les actions automatiques de protection du réacteur listées ci-dessus.

15.6.4.2. Pression au pressuriseur Le signal d’AAR par basse pression au pressuriseur assure donc la chute des grappes et la limitation du débit d’eau alimentaire normale (ARE) en cas de RTV de faible taille de brèche. Au-dessous de 121 bar, le signal d’injection de sécurité par très basse pression au pressuriseur est obtenu. Il déclenche : • la mise en service de l’IS (l’injection d’eau borée dans le primaire) ; • l’isolement de l’eau alimentaire normale ; • le démarrage de l’eau alimentaire de secours (ASG).

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15.6.4.3. Isolement des lignes vapeur Pour de très petites tailles de brèche, la régulation de la pression au pressuriseur est en mesure de compenser au moins partiellement la dépressurisation. Il faut donc qu’un autre système soit en mesure de traiter ces toutes petites brèches. De plus, un autre signal doit être dimensionné pour assurer l’isolement des lignes vapeur pour les cas où intervient le signal de basse pression au pressuriseur. Sur les paliers français à 4 boucles de 1 300 MWe et 1 450 MWe, on a défini un signal de très basse température sur une branche froide (TBTBF). Ce signal, caractéristique des transitoires de RTV, provoque l’isolement des lignes vapeur. Il provoque en outre le démarrage différé de la FBA, système destiné à assurer le retour en sous-criticité du réacteur à long terme. Les études des transitoires de RTV montrent que ce signal intervient toujours après les signaux de basse et très basse pression au pressuriseur. Initialement fixé à 281 °C, le seuil de TBTBF a été abaissé à 267 °C pour éviter les intempestifs. Sur le palier 900, c’est sur un signal de très basse pression vapeur qu’a lieu l’isolement des lignes vapeur. À noter : le signal de basse pression vapeur avancée concomitant à un haut débit vapeur n’est jamais atteint au-dessous d’une certaine taille de brèche car le débit vapeur est insuffisant pour obtenir un signal de haut débit vapeur.

15.6.5. Dimensionnement des seuils, brèches interfaces et spectre de brèche Pour vérifier le bon dimensionnement du système de sécurité, on détermine pour chaque taille de brèche quel signal est susceptible d’intervenir en premier pour protéger le réacteur. Classiquement on reconstitue les courbes des temps d’intervention des signaux en fonction des tailles de brèche. En supposant que les évolutions de RFTC sont monotones entre deux brèches interfaces, c’est-à-dire deux brèches où deux signaux différents arrivent de façon concomitante, on peut se contenter de vérifier que les brèches interfaces sont plus favorables que la brèche guillotine. Enfin, en raison d’une fréquence d’occurrence plus forte, l’ouverture d’une soupape est classée comme transitoire de seconde catégorie et doit respecter des critères plus sévères que la brèche guillotine (quatrième catégorie) ou les autres tailles de brèches (troisième catégorie). En fait, lors de la mise en place de nouvelles gestions de combustible, l’étude de l’accident de RTV constitue une limite pour les performances du combustible (longueur des cycles, teneur en MOX...). Mais on tend à limiter autant que possible les modifications des valeurs des seuils de protection pour ne pas modifier les contraintes d’exploitation et éviter les risques d’AAR ou d’IS par des signaux intempestifs. On préfère modifier la concentration en bore du PTR (et du RIB sur 900), la sous-criticité requise dans les états d’arrêt (et donc la concentration en bore requise au primaire) ou même installer des grappes supplémentaires plutôt que de changer les valeurs des seuils des protections.

15 - Le système de protection

285

15.7. Conclusion sur le système de protection On peut retenir de ce qui précède les idées suivantes. La fixation du seuil d’une protection doit répondre à deux objectifs : garantir la protection de la tranche et éviter les intempestifs en fonctionnement normal ou lors de transitoires exceptionnels tels les îlotages... Les signaux ne sont pas forcément liés directement à la source du risque encouru. Ainsi, il peut sembler troublant que, dans certains états d’arrêt, c’est par un signal issu de la mesure de la pression dans l’enceinte que le cœur est protégé contre les risques de fusion encourus en cas de transitoire accidentel de perte de réfrigérant primaire pour certaines tailles de brèche. Lors de certains transitoires accidentels, le respect des critères de sûreté peut nécessiter l’intervention de plusieurs signaux : • pour couvrir l’intégralité des états initiaux envisageables (par exemple, dans le cas de brèches primaires à basse pression, l’AAR par basse pression pressuriseur est inhibé) ; • pour couvrir tout le spectre des tailles de brèche (lors de transitoires de RTV, un signal de basse pression vapeur avancée est le premier à intervenir en cas de brèche de taille importante alors que pour une brèche de taille inférieure, ce signal n’est pas forcément atteint et la sûreté du réacteur repose sur un signal de basse pression au pressuriseur) ; • pour garantir la mise en œuvre automatique de l’ensemble des actions nécessaires (arrêt automatique du réacteur, injection de sécurité et isolement vapeur en RTV par exemple). Enfin, même pour un transitoire couvert par les protections génériques, la présence de protections spécifiques constitue une redondance qui augmente encore la sûreté du réacteur.

Annexe Sigles et symboles Sigles AAR : Arrêt automatique réacteur ABP : Réchauffeurs basse pression ADG : Bâche alimentaire dégazante AFA : Assemblage Framatome Avancé (AFA 2G, AFA 3G : AFA 2e, 3e génération) AGI : Assemblage grille inconel AHP : Réchauffeurs haute pression APA : Motopompe alimentaire APG : Purges des générateurs de vapeur APP : Turbopompe alimentaire principale APRP : Accident par perte de réfrigérant primaire ARE : Régulation du débit d’eau alimentaire ASG : Eau alimentaire de secours des générateurs de vapeur BAN : Bâtiment des auxiliaires nucléaires BK : Bâtiment combustible BR : Bâtiment réacteur CEX : Extraction condenseur CFI : Purification de l’eau de circulation CMAD : Commutateur Manuel-Automatique-Direct CPP : Circuit primaire principal CPTF : Charbon pulvérisé avec traitement des fumées CRF : Eau de circulation CSC : Corrosion sous contrainte CVI : Vide du condenseur

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

DAB : Dispositifs autobloquants DNB : Departure of Nucleate Boiling (début de l’ébullition nuclée) EAS : Aspersion et recirculation de l’eau d’aspersion de l’enceinte EP : essai périodique ETY : Surveillance de l’atmosphère de l’enceinte EVR : Ventilation continue de l’enceinte FBA : Fonction de borication automatique FPPI : Fonctionnement prolongé à puissance intermédiaire GCC : Gaz à cycle combiné GCT : Contournement global turbine GMPP : Groupe motopompe primaire GTA : Groupe turboalternateur GUS : Groupe d’ultime secours GV : Générateur de vapeur HMT : Hauteur Manométrique Totale IPG : Interaction pastille-gaine IS : Injection de sécurité ISBP : Pompes d’injection de sécurité basse pression ISMP : Pompes d’injection de sécurité moyenne pression LFC : Chaudière au charbon à lit fluidisé circulant LLS : Sources d’ultime secours MCG : Mécanismes de commande des grappes MEB : Microscope électronique à balayage MOX : Mixed Oxyde (Oxyde mixte) UO2-PUO2 NPSH : Net Pressure Suction Head NPSHD : NPSH disponible NPSHR : NPSH requis PCI : Pouvoir calorifique inférieur PID : Action proportionnelle, intégrale et dérivée PMC : Manutention du combustible et des équipements réacteurs PMS : Pression maximale de service PTR : Circuit de refroidissement de la piscine combustible dans un réacteur RAZ : Réservoir d’alimentation en azote RAZ : Distribution d’azote (îlot nucléaire) RCCM : Règles de conception et de construction des matériels mécaniques des îlots nucléaires REP RCP : Circuit primaire RCV : Circuit de contrôle volumétrique et chimique

Annexe

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RCV : Contrôle chimique et volumétrique REA : Circuit d’apport en bore REN : Échantillonnage nucléaire RFTC : Rapport de flux thermique critique RGL : Commande des grappes RHY : Stockage et distribution d’hydrogène RIA : Reactivity Insertion Accident (insertion accidentelle de réactivité) RIB : Réservoir d’injection de bore RIS : Circuit d’injection de sécurité RIS : Injection de sécurité RPE : Circuit de purges et d’évents RPE : Purges et évents nucléaires RPN : Mesure de puissance nucléaire RRA : Circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt RRI : Réfrigération intermédiaire RTGV : Rupture d’un tube de générateur de vapeur RTNDT : Nil Ductility Transition Reference Temperature (température de transition de référence) RTV : Rupture d’une tuyauterie vapeur SAR : Distribution d’air comprimé de régulation SEC : Eau brute secourue SED : Distribution d’eau déminéralisée SEK : Recueil, contrôle et rejet des effluents du circuit secondaire SER : Système de distribution d’eau déminéralisée SPIN : Système de protection et d’instrumentation nucléaire TA : Transformateur auxiliaire TBTBF : Signal de très basse température sur une branche froide TEG : Traitement des effluents gazeux TEP : Traitement des effluents primaires TES : Traitement des effluents solides TEU : Traitement des effluents usés TGM¥ : Tube-guide monobloc TOR : Tout-Ou-Rien TPA : Turbopompes alimentaires TREX : Tube Reducted Extrusion TS : Transformateur de soutirage VVP : Circuit vapeur principal

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

Sigles des grands systèmes 1. Réacteur

R

5. Piscines

RAZ : Distribution d’azote (Îlot nucléaire) RCP : Circuit primaire RCV : Contrôle chimique et volumétrique REA : Appoint en eau et en bore REN : Échantillonnage nucléaire RGL : Commande des grappes RHY : Stockage et distribution d’hydrogène RIS : Injection de sécurité RPE : Purges et évents nucléaires RPN : Mesure de puissance nucléaire RRI : Réfrigération intermédiaire RRA : Refroidissement du réacteur à l’arrêt

P

PMC : Manutention du combustible et des équipements réacteur PTR : Traitement et refroidissement de l’eau des piscines 6. Traitement des effluents

TEG : Traitement des effluents gazeux TEP : Traitement des effluents primaires TES : Traitement des effluents solides TEU : Traitement des effluents usés 7. Condenseur

2. Enceinte

T

C

E

EAS : Aspersion et recirculation de l’eau d’aspersion de l’enceinte ETY : Surveillance de l’atmosphère de l’enceinte EVR : Ventilation continue de l’enceinte

CEX : Extraction condenseur CFI : Purification de l’eau de circulation CRF : Eau de circulation CVI : Vide du condenseur 8. Turboalternateur

G

VVP : Circuit vapeur principal

GTA : Groupe turboalternateur GCT : Contournement global turbine (y compris décharge à l’atmosphère)

4. Alimentation en eau

9. Systèmes électriques

3. Vapeur

V

A

ABP : Réchauffeurs basse pression AHP : Réchauffeurs haute pression APA : Motopompe alimentaire APG : Purges des GV APP : Turbopompe alimentaire principale ARE : Régulation du débit d’eau alimentaire ASG : Eau alimentaire de secours des GV

10. Services généraux

L

S

SAR : Distribution air comprimé de régulation SEC : Eau brute secourue SED : Distribution d’eau déminéralisée

Annexe

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Symboles utilisés sur les figures

Définitions • Barrières « Enveloppes ou enceintes à étanchéité spécifiée interposées entre le combustible nucléaire et les populations pour confiner les produits radioactifs ; ce sont dans l’ordre : les gaines de combustible, l’enveloppe sous pression du circuit primaire principal, l’enceinte de confinement. »

• Incidents « Évènement dont la fréquence est modérée, n’entraînant la dégradation d’aucune barrière, pour lequel le système de protection est capable d’arrêter le réacteur lorsque les

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La chaudière des réacteurs à eau sous pression

limites spécifiées sont atteintes, et après lequel le réacteur pourra être redémarré lorsque la cause initiale aura disparu. »

• Accidents « Évènement hautement improbable, pouvant entraîner l’endommagement d’une ou plusieurs barrières, donc conduire à un relâchement de produits radioactifs et demandant la mise en service des systèmes de sauvegarde par le système de protection (conditions 3 et 4 applicables à l’analyse des accidents). »

• Conditions de fonctionnement de dimensionnement « Ces conditions de fonctionnement sont réparties en quatre catégories définies de la façon suivante : Condition 1 de fonctionnement de dimensionnement : états et transitoires qui peuvent se produire fréquemment au cours du fonctionnement normal de la tranche ; Condition 2 de fonctionnement de dimensionnement : états et incidents dont la fréquence d’apparition est modérée au cours de la vie de la tranche ; Condition 3 de fonctionnement de dimensionnement : accidents dont la fréquence d’apparition est très faible au cours de la vie de la tranche ; Condition 4 de fonctionnement de dimensionnement : accidents considérés comme hypothétiques dont on convient cependant d’étudier les conséquences sur la sûreté de la tranche compte tenu des relâchements potentiels importants de produits radioactifs. »

• Situations de conception du circuit primaire principal « En fonctionnement, le circuit primaire principal peut se trouver dans diverses situations que l’on classe en trois catégories et auxquelles on ajoute une situation conventionnelle de référence dite de première catégorie. La définition de ces situations est explicitée dans l’article 7 de l’arrêté et de la circulaire du 26 février 1974. Situation de référence (première catégorie) : situation dans laquelle se trouverait le circuit primaire s’il était soumis à des actions constantes dans le temps, définies à partir des actions les plus sévères auxquelles il est soumis lorsqu’il se trouve dans les situations de deuxième catégorie. Situations de deuxième catégorie : situations dans lesquelles peut se trouver le circuit primaire au cours du fonctionnement normal, c’est-à-dire tant en marche continue à puissance constante, que pendant les régimes transitoires correspondant aux opérations d’exploitation. Situations de troisième catégorie : situations exceptionnelles dans lesquelles peut se trouver le circuit primaire dans les circonstances accidentelles très peu fréquentes, mais dont l’éventualité doit être envisagée. Ces situations peuvent résulter de la défaillance de plusieurs organes indépendants appartenant à la chaudière ou à son système de contrôlecommande. Situations de quatrième catégorie : situations hautement improbables dont on convient cependant d’étudier les conséquences sur la sûreté du circuit primaire. Ne sont retenues que des situations que leur probabilité ne rend pas pratiquement inconcevables. »

Annexe

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Bibliographie Gautier B. et al. (1997) « Validation des critères de sûreté en situations accidentelles » RGN, 3, mai-juin. Barral J.C. (1997) « Expérience d’utilisation du combustible en réacteur EDF » RGN, 3, mai-juin. Traccucci R. et al. (1982) Thermomécanique du combustible de REP, Les techniques de l’Ingénieur, B3 060. Bailly H. et al. (1996) Le combustible nucléaire des réacteurs à eau sous pression, CEA, Paris, Lavoisier. Migaud (2002) Les conditions de fonctionnement des réacteurs. Olander D.R. (1976) Fundamental Aspects of Nuclear Reactor Fuel Elements, TID26711 P1. University of Berkeley. MATPRO Version 11 (1979) A Handbook of Materials Properties Use in the Analysis of Light Water Reactor Fuel Behavior, NUREG/CR-0497 EG&G Idaho. Lannegrace J.P., Bekarian A. (1997) « Les combustibles nucléaires. Organisation industrielle française » RGN, 3, mai-juin. Règles de conception et de construction des centrales nucléaires REP de 1 400 MWe (RCC-p 1400). Document préparé par EDF et FRAMATOME – Révision 1 - Octobre 1991.

Collection Génie Atomique Le cycle du combustible nucléaire • L. Patarin

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Il faut de nombreuses opérations pour transformer l’uranium extrait de la mine en crayon. De même, après son passage dans le cœur des réacteurs, le combustible usé suit un long chemin entre retraitement, recyclage et conditionnement avant de devenir un déchet ultime.

Précis de neutronique • P. Reuss Branche essentielle de la physique nucléaire, la neutronique traite du cheminement des neutrons dans les réacteurs nucléaires et de l’ensemble des réactions qu’ils y induisent, notamment les fissions des noyaux lourds à l’origine de la réaction en chaîne et de la production d’énergie.

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Sciences des matériaux pour le nucléaire • C. Lemaignan

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