La centrale nucléaire de Saint-Alban est localisée en Isère sur le bord du Rhône à en aval de Lyon, sur les communes de Saint-Alban-du-Rhône et de Saint-Maurice-l'Exil. Les deux réacteurs ont été mis en service en 1985 et 1986.
En 2014, elle a produit 17,7 milliards de kWh soit environ 30 % des besoins de la région Rhône-Alpes. En sont lancés les travaux de grand carénage pour prolonger l’exploitation des réacteurs jusqu'en 2026. Le coût de ces travaux est estimé à un milliard d’euros..
La centrale est ouverte au public. Son centre d'information a accueilli en 2014.
thumb|Centrale nucléaire de Saint-Alban
Géographie La centrale de Saint-Alban est située sur le territoire des communes de Saint-Alban-du-Rhône et de Saint-Maurice-l'Exil, sur la rive gauche du Rhône, dans le département de l’Isère, arrondissement de Viennen°1 3/9. Elle est distante de au sud de Vienne, de au sud de l’agglomération des Roches de Condrieu et de Saint-Clair-du-Rhône, de au nord de l’agglomération de Roussillon et de Péage de Roussillon et de 40 km au sud de Lyon.
La centrale est desservie par la route départementale 37B qui relie Clonas-sur-Varèze à Chavanay. L'autoroute A7 et la route nationale 7 longent le Rhône en rive gauche et passent à de la centrale. En rive droite la RD 1086 (ex RN86) passe à des bâtimentsn°1 4/9.
Il existe deux installations classées pour la protection de l'environnement AS, c'est-à-dire à seuil haut de la « directive Seveso », dans un rayon de : Adisseo France à Saint-Clair-du-Rhône et Rhodia basée à Roussillon. Les deux installations ont une distance d'effet supérieure à la distance qui les sépare du CNPE (respectivement et ).
Histoire Au début des années 1960, la commission pour la Production d'électricité d'origine nucléaire ou commission PEON, une commission consultative auprès du gouvernement français créée en 1955 afin d'évaluer les coûts liés à la construction de réacteurs nucléaires, préconise le développement de l’énergie nucléaire pour pallier le manque de sources énergétiques nationales. Deux positions s’affrontent : celle du CEA qui préconise la filière UNGG et celle de EDF qui souhaite développer la filière américaine, uranium enrichi et eau sous pression des REP. Un temps préférée, la filière UNGG est abandonnée par décision interministérielle du au profit des réacteurs à eau légère. Les deux arguments invoqués sont d’une part la taille compacte des REP et l’assise technique et financière des sociétés américaines.Deux sociétés s’affrontent pour exploiter les licences américaines : Framatome (société franco-américaine de constructions atomiques) créée spécialement, exploitant le brevet de Westinghouse pour la technologie REP, et le groupe de la Compagnie générale d'électricité (CGE) (qui deviendra Alcatel-Alsthom en 1991), exploitant le brevet de General Electric pour la filière des réacteurs à eau bouillante.
Le premier contrat-programme (CP1), engagé en 1974, comprend 18 tranches de 900 MWe : Blayais 1, 2, 3, et 4 (Gironde) ; Dampierre 1, 2, 3 et 4 (Loiret) ; Gravelines B1, B2, B3, B4, C5 et C6 (Nord) et Tricastin 1, 2, 3 et 4 (Drôme). Le contrat-programme CP2, lancé en 1976, comprend dix tranches : Chinon B1, B2, B3, B4 (Indre-et-Loire) ; Cruas 1, 2, 3, et 4 (Ardèche) ; Saint-Laurent-des-Eaux B1 et B2 (Loir-et-Cher) ..
Il est suivi du palier P4 est constitué de 8 tranches d'une puissance de 1300 MWe, sur lesquelles Framatome avait travaillé avec Westinghouse dès 1976. Elles sont commandées de 1977 à 1982 et mises en service de 1984 à 1987. Il s’agit des réacteurs de Flamanville (1 et 2), Paluel (1 à 4), Saint-Alban (1 et 2) ..
Le décret d'autorisation de création (DAC) relatif à Saint-Alban est signé le . Les premières divergences ont respectivement eu lieu les pour le réacteur 1 et pour le réacteur 2n°1 6/9.
Caractéristiques des installations Réacteurs La centrale est équipée de deux tranches nucléaires identiques de , de types réacteurs à eau pressurisée. Les réacteurs de ce type ont été construits selon deux standards (P4 et P'4). Ceux de Saint-Alban appartiennent à un standard hybride : l'îlot nucléaireL'îlot nucléaire est constitué de l'ensemble englobant la chaudière nucléaire et les installations relatives au combustible, ainsi que les équipements nécessaires au fonctionnement et à la sécurité de cet ensemble. est conforme principalement au standard P4, la salle des machines au standard P'4 Site de l’ASN - consulté le 11 mai 2019..
Les réacteurs sont refroidis par un circuit d'eau ouvert ne comportant pas d'aéroréfrigérant. L'eau du Rhône constitue sa source froide et est utilisée comme modérateur et réfrigérant du cœur.
Chaque tranche comporte un réacteur nucléaire dont la puissance thermique nominale garantie est de , une installation de production d'énergie électrique dont la puissance électrique est de et des circuits auxiliaires nécessaires aux fonctionnements normal et accidentel. Les caractéristiques détaillées de chaque réacteur sont données ci-après : Nom du réacteurModèleCapacité [MW]ExploitantConstructeurDébut constructionRaccordement au réseauMise en service commercialeThermique (MWt)brute (MWe)Nette (MWe)Saint-Alban 1.P4 REP 1300381713811335 EDFFramatome29 janvier 197930 août 1985 mai 1986Saint-Alban 2.P4 REP 1300381713811335 EDFFramatome31 juillet 19793 juillet 1986 mars 1987
Combustible nucléaire Le mode de gestion du combustible des réacteurs de la centrale nucléaire de Saint-Alban/Saint-Maurice a évolué au cours des vingt premières années d'exploitation. Le réacteur a d’abord été exploité en mode de gestion « 1300 Standard » (gestion par tiers de cœur, la recharge standard étant composée de soixante-quatre assemblages enrichis à 3,10 % en Uranium 235)15.
Le réacteur est passé en mode de gestion « 1300 GEMMES » le . La gestion associée est par tiers de cœur, c'est-à-dire qu'un tiers de cœur est remplacé à chaque arrêt pour rechargement. La recharge standard est désormais composée de soixante-quatre assemblages enrichis à 4 % en Uranium 235 dont vingt-quatre assemblages gadolinés (8 % de gadolinium). L'irradiation maximale autorisée est de n°1 7/9.
L’opération de remplacement du combustible est réalisée tous les seize mois environ, durée du cycle du combustible).
Enceinte de confinement L'enceinte de confinement est constituée d'une double paroi : une première en béton précontraint de d'épaisseur entourée d'une deuxième en béton armé de d'épaisseur. L'espace entre ces deux parois est maintenu en dépression par un système de ventilation permettant de recueillir d'éventuelles fuites de l'enceinte interne et de les filtrer avant leur rejet dans l'environnement. La hauteur intérieure dans l'axe est de et le diamètre intérieur est de . Le volume de l'enceinte est de , .
L'enceinte interne est conçue pour supporter, sans perte d'intégrité, les sollicitations (montée en pression) résultant de la rupture circonférentielle complète et soudaine d'une tuyauterie du circuit primaire avec séparation des extrémités.
Alimentation électrique Le système d'alimentation électrique est conçu pour répondre aux besoins de l’exploitation normale de chaque tranche lorsqu’elle produit de l’électricité ou en période d’arrêt (auxiliaires de marche et auxiliaires permanents) mais aussi pour assurer l’alimentation des équipements assurant les fonctions de sûreté requises lors d’une situation incidentelle ou accidentelle sur l’installation (auxiliaires secourus).. Chaque tranche est raccordée, en ce qui concerne l'énergie produite, au réseau électrique national au niveau du poste d'interconnexion de Pivoz-Cordier, à proximité du site, par deux lignes de n°1 8/9.
En situation normale chaque tranche est alimentée par la ligne d'évacuation de l'énergie produite, par prélèvement d'une partie de celle-ci. Si la centrale est à l'arrêt, c'est le réseau national qui alimente les équipements. En cas d'incident, la centrale est alimentée par une ligne de secours raccordée au réseau national.
En cas de perte des alimentations externes, deux générateurs de secours à moteur diesel (groupes électrogènes) démarrent automatiquement pour alimenter séparément les deux ensembles d'auxiliaires nécessaires au maintien des fonctions de sûreté. En cas d'échec du raccordement de ces groupes électrogènes diesels de tranche, une source dite ultime (DUS), un groupe électrogène à turbine à combustion du site, peut être connectée manuellement en quelques heures à la place d’un groupe de secours défaillant d’une quelconque des tranches du site. En cas de perte totale des secours, un ultime dispositif existe : l'énergie électrique est obtenue par un turboalternateur (LLS) alimenté en vapeur par les générateurs de vapeur de la centrale.
Circuits de production de chaleur, de refroidissement et d'alimentation en eau Chaque tranche comporte trois circuits physiquement séparés : Le circuit primaire extrait la chaleur produite par le combustible dans le réacteur. Le circuit secondaire, utilisant cette chaleur, transforme de l’eau en vapeur pour alimenter une turbine. Le circuit de refroidissement condense la vapeur détendue dans la turbine.
L'appoint du circuit primaire est assurée par de l'eau prélevée dans le Rhône, en amont traitée (déminéralisation et conditionnement chimique). Le circuit secondaire est quant à lui réfrigéré en circuit ouvert à partir de l'eau du fleuve. La centrale ne possède donc pas de tour aéroréfrigérante. La prise d'eau est effectuée en amont du site et le rejet en aval par deux canaux distincts (canal d'amenée et canal de rejet).
Les volumes prélevés dans le Rhône ne doivent pas excéder de par an et de par jour. Par ailleurs le débit maximal instantané doit être inférieur à art. EDF-SAL-37.
Production et maintenance Production Évolution annuelle En 2014, l'énergie nette produite par la centrale est de 17,87 milliards de kWh (TW.h). selon EDF et de 17,20 TW.h selon l'AIEA. Cette production permet de couvrir l’équivalent de 30 % des besoins en électricité de la région Rhône-Alpes. Elle est toutefois variable selon la disponibilité des réacteurs. Ainsi sur la période 2001-2014, cette production a connu un point bas en 2008 (11,9 TW.h) et un point haut en 2004 (20,6 TW.h). Années19861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014Saint-Alban 16,76,14,66,87,87,94,87,47,68,58,17,18,39,289,38,88,710,19,78,96,35,68,710,85,99,210,16,7Saint-Alban 21,175,26,16,186,46,47,17,88,386,68,68,78,78,39,310,57,27,610,56,38,88,310,68,77,310,4Total 2 tranches7,813,19,712,913,915,911,213,814,716,316,515,214,817,816,81817,117,920,616,916,516,811,917,419,116,517,817,417,2
+Période 1986-2000
Valeurs en TW.h10px|alt=Point bleu|link= Saint-Alban 1 10px|alt=Point rouge|link= Saint-Alban 2 10px|alt=Point vert|link= Total 2 tranches
+Période 2001-2014
Valeurs en TW.h10px|alt=Point bleu|link= Saint-Alban 1 10px|alt=Point rouge|link= Saint-Alban 2 10px|alt=Point vert|link= Total 2 tranches
Taux de disponibilité Le taux de disponibilité est le rapport, exprimé en pourcentage, entre la durée pendant laquelle une installation productrice d’électricité est opérationnelle, et la durée pendant laquelle ladite installation aurait dû idéalement fonctionner, c’est-à-dire 100 % du temps, si l’on excepte les énergies intermittentes.. Ce taux varie, pour la période 2001-2014, de 52,1 % en 2008 à 97 % en 2013 pour le réacteur Saint-Alban 1 et de 57,2 % en 2008 à 96,6 % en 2014 pour le réacteur Saint-Alban 2.
Arrêts pour maintenance et rechargement Il existe trois types d’arrêts pour maintenance et rechargement : arrêt pour simple rechargement du combustible ; visite partielle, consacrée au rechargement du combustible et à un important programme périodique de maintenance ; visite décennale qui inclut des contrôles approfondis et réglementaires des principaux composants que sont la cuve du réacteur, le circuit primaire et l’enceinte du bâtiment réacteur.