LE MOT DE PNC-France : Jean Pierre PERVES – Groupe des experts de PNC-France
Un point sur l’indisponibilité fortuite d’une partie du parc EDF
En mai 2022, PNC-France a mis sur son site une analyse de la situation du parc nucléaire de EDF, relevant sa fragilisation à la suite de la COVID, qui a largement perturbé maintenances et travaux, mais aussi en raison du surcroit de travail résultant du grand carénage (travaux permettant la prolongation de 10 ans et éventuellement 20 ans de la durée d’exploitation des réacteurs de 900 MW). Nous avions également indiqué qu’une partie significative du parc, une douzaine de réacteurs, était à l’arrêt à la suite de la découverte d’un phénomène de corrosion sous contrainte sur des circuits de sécurité, en particulier sur les tranches de 1 450 et 1 300 MW, les plus récentes.
Le Président de l’Autorité de Sûreté, Bernard Doroszczuk, s’adressant à l’OPECST (Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et techniques) le 17 mai 2022, a fait le point sur les investigations en cours et a en particulier indiqué qu’il ne s’agissait pas d’un phénomène de vieillissement, mais plutôt de contraintes thermomécaniques touchant les réacteurs de 1 450 MW, dans une moindre mesure les 1 300 MW et plus faiblement certains 900 MW. Des contrôles non destructifs et le découpage de circuits pour analyses métallurgiques sont en cours et vont permettre de préciser l’ensemble du programme d’intervention futur.
Le section technique 4 de la SFEN vient de publier un point clair et très informatif de la situation actuelle et des actions en cours, que la SFEN nous autorise ci-après à reproduire sur le site de PNC-France.
La capacité de production d’EDF est sérieusement écornée et l’entreprise a dû abaisser encore ses prévisions de production, désormais entre 280 TWh et 300 TWh pour ses 56 réacteurs, contre environ 360 TWh en 2021. Cette indisponibilité est d’autant plus critique que l’Europe se débat dans une crise qui résulte de l’insuffisance de capacités pilotables en cas de météorologie défavorable, comme constaté à l’automne 2021, crise accentuée par le choc gazier résultant de la guerre en Ukraine. Or le parc EDF, avec sa souplesse et son adaptabilité saisonnière, contribue au socle pilotable européen, alors que les capacités fossiles sont progressivement arrêtées.
Les actions en cours, détaillées dans l’article, laissent espérer sous réserve d’une confirmation par l’ASN une relative normalisation de la situation l’année prochaine, avec probablement des interventions sur les autres réacteurs à l’occasion d’arrêts programmés, qui pourraient être allongés.
PNC-France et ses adhérents remercient la SFEN (https://www.sfen.org)
ILLUSTRATION : Nicolas WAECKEL
TEXTE DE LA SFEN
Le point sur le phénomène de corrosion sous contrainte : causes, évolutions, réparations…
Section technique 4 de la Société Française d’Energie Nucléaire (Sûreté et protection de l’Environnement)
Publié le 20 juin 2022 : https://www.sfen.org/rgn/le-point-sur-le-phenomene-de-corrosion-sous-contrainte-causes-evolutions-reparations/
La découverte d’un phénomène de corrosion sous contrainte à un endroit inattendu du circuit primaire de plusieurs réacteurs nucléaires a largement mobilisé les experts d’EDF afin d’identifier les causes de cette anomalie, mais également pour en optimiser la détection et la réparation.
À la fin de l’année 2021 et au début de l’année 2022, EDF s’est retrouvée confrontée à une anomalie rare sur le parc nucléaire français et le parc mondial des réacteurs à eau sous pression (REP). Il s’agit d’un phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) observé sur des tuyauteries en acier inoxydable du circuit d’injection de sécurité (RIS) de plusieurs réacteurs, où il n’était pas attendu. Il se traduit par la présence de microfissures dans le matériau, à proximité des zones soudées, dans des composants dont l’épaisseur est de plusieurs dizaines de millimètres. Les anciens cas connus sur les circuits auxiliaires de REP étaient imputables à des conditions où des pollutions étaient présentes accidentellement dans des portions non circulantes de certains circuits. Les cas actuels se rattachent à une fissuration en milieu primaire nominal qui reste beaucoup plus rare sur le parc mondial. Après une première série d’investigations, l’électricien a remis, le 13 mai, à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) une étude de l’état des connaissances sur ce phénomène et lui a soumis des scénarios de surveillance et de réparation. Quelques jours plus tard, le 17 mai, le président de l’ASN, Bernard Doroszczuk, a été interrogé sur le phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) par l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST).
Douze réacteurs nucléaires français sont soumis à « une expertise approfondie » du phénomène de CSC : quatre tranches du palier N4, cinq du palier 1300 MW et trois du palier 900 MW. Régis Clément, directeur adjoint de la Direction Production nucléaire d’EDF, explique « qu’aujourd’hui, au-delà des 12 réacteurs arrêtés, il n’est pas nécessaire d’anticiper de nouveaux arrêts pour des contrôles supplémentaires ». Des contrôles dédiés à la recherche de CSC seront bien sûr menés pour l’ensemble des réacteurs du parc avec une attention spécifique pour les circuits d’injection de sécurité (RIS), les circuits de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA), les circuits de contrôle chimique et volumétrique des réacteurs (RCV) et les lignes d’expansion du pressuriseur. Elles seront réalisées à l’occasion des visites partielles, décennales ou pour rechargement en 2022 et 2023, éventuellement début 2024 au plus tard.
Des défauts difficiles à caractériser
Les contrôles non intrusifs par ultrasons, menés par EDF, ont permis de découvrir ces anomalies sur les réacteurs Civaux 1, Chooz B1 et Penly 1. La limite de cette méthode est qu’elle ne peut pas donner aisément la nature exacte des défauts, ni préciser leurs dimensions, en particulier leur profondeur. Dans le cas de CSC, la fissure se propage entre les grains de la matière, on la qualifie de fissuration intergranulaire (ou IGSCC en anglais). Elle n’est donc pas rectiligne, est très fermée et présente de nombreux changements de direction (ou branchements successifs), un peu « comme un éclair de foudre », précise l’expert d’EDF. Les techniques de contrôle ultrasonores, développées jusqu’à présent pour caractériser de fissure de fatigue thermique (phénomène initialement redouté dans les tuyauteries RIS), sont peu adaptées pour la détection et la caractérisation des indications de CSC. C’est pourquoi il a fallu conduire des expertises complémentaires, beaucoup plus intrusives : des parties de tuyauteries ont été découpées pour examen en laboratoire. Ainsi 35 lignes ont été déposées avant la remise du rapport à l’ASN et 105 découpes supplémentaires sont programmées pour affiner les connaissances et adapter les procédés de contrôles.
Actuellement, seuls quatre réacteurs sont concernés de manière avérée par le phénomène de CSC. D’une part, on trouve Civaux 1, Chooz 1, Penly 1 sur les circuits RIS et RRA. D’autre part, le cas de Chinon B3 est un peu spécifique : l’indication trouvée sur le circuit RRA (le circuit RIS est intact) est liée à un défaut technologique de soudage, explique Régis Clément d’EDF, ce qui est un problème différent des trois autres.
Sur les circuits RIS, les tuyauteries ont un diamètre de 25 à 30 centimètres et une épaisseur de 30 millimètres. Les fissures dues à la CSC ont atteint 5 mm sur Civaux 1, mais elles se limitent sinon entre 2 et 4 dans la plupart des autres cas.
Le facteur design
Le phénomène de corrosion sous contrainte apparaît sous l’effet de trois facteurs concomitants : un matériau sensible, un milieu chimique favorable et des contraintes de traction dans le matériau. Ce phénomène de corrosion est donc un mécanisme multiparamètres, ce qui complique d’autant l’instruction de la situation.
Le premier facteur est la sensibilité du matériau à la corrosion sous contrainte. Dans le cas présent, le matériau est une nuance d’acier inoxydable traditionnel, couramment utilisé dans l’industrie pour sa bonne résistance à la corrosion et qui n’est pas réputé sensible au phénomène de CSC dans le milieu primaire des REP à moins que le matériau ne soit écroui. L’écrouissage est une déformation du matériau lors des différentes étapes de la fabrication qui a notamment pour effet d’en accroître la dureté et la sensibilité vis-à-vis du phénomène de corrosion sous contrainte. Afin d’éviter ce durcissement, un traitement thermique de mise en solution à haute température est réalisé en fin de fabrication pour restaurer les propriétés du matériau. Mais des opérations post-fabrication et notamment le soudage des portions de tuyauteries entre elles sur site peuvent induire des déformations du matériau à proximité de la zone soudée.
Concernant le deuxième facteur, la chimie, l’exploitant contrôle de manière très précise la qualité de l’eau du circuit primaire (pH, taux d’oxygène, polluants…) et possède ainsi des données sur l’ensemble des années de fonctionnement. Il n’a pas à ce jour détecté d’anomalie pouvant expliquer une augmentation sensible du risque de CSC dans les réacteurs concernés, sans sensibilisation du matériau. Cette absence de « polluants » constitue donc une différence significative avec les anciens cas connus sur les circuits auxiliaires. La fissuration de l’acier inoxydable en milieu nominal bien qu’identifiée dans la communauté des REP reste significativement plus rare.
Les contraintes dans le matériau (troisième facteur de la CSC), quant à elles, peuvent être engendrées par le soudage (contraintes résiduelles), le montage des lignes ou leur chargement en service (pression et température). Le design des tuyauteries peut jouer un rôle. « Aujourd’hui, nous avons la conviction que la complexité de la configuration et la géométrie des lignes (…) sont une cause prépondérante », explique Régis Clément. Sur les réacteurs les plus anciens, les lignes sont peu sinueuses. Elles l’ont été de plus en plus avec la conception des nouveaux paliers 1300 MW puis N4. Une constatation corroborée a priori par l’ASN. Lors de son audition, le président de l’Autorité, Bernard Doroszczuk, expliquait que « ce n’est pas un phénomène lié au vieillissement. La géométrie des lignes favorise une stratification thermique des fluides. Cela génère des contraintes thermomécaniques. La réalisation des soudures paraît une cause de second ordre aujourd’hui ».
Simulations et calculs
L’ensemble des circuits affectés de CSC devra être réparé ou remplacé assure l’ASN. De son côté, EDF a procédé à des simulations du phénomène de CSC afin de modéliser la propagation d’une fissure. « Nous faisons face un phénomène qui est plutôt lent », assure Régis Clément. L’ensemble de ces calculs et mesures est en train d’être déployé et devrait être achevé vers le mois de septembre pour l’ensemble des lignes et soudures, sur les trois paliers du parc. Au-delà de la compréhension, d’autres calculs ont pour but de définir les défauts maximums admissibles du point de vue de la tenue mécanique des lignes. En l’état, l’entreprise a la conviction que l’étendue des fissures observées se situe en deçà des marges imposées par les règles de sûreté.
À côté de l’étendue a priori limitée des indications, un autre élément conforte la sûreté des réacteurs. En effet, de premières études montrent que même en cas de rupture de deux lignes RIS, le refroidissement du cœur serait assuré (les réacteurs disposent de deux trains de sauvegarde, dont les circuits RIS, et ces derniers se subdivisent en quatre lignes connectées au circuit primaire sur les paliers 1300 MWe et N4, trois sur le palier 900 MWe). « Nous sommes capables en toutes circonstances de replier un réacteur qui aurait besoin de ce circuit d’injection de sécurité pour rejoindre un état sûr », assure Régis Clément, en précisant que cette conclusion sera soumise à l’analyse de l’ASN.
Des fournisseurs italiens pour l’acier
EDF doit désormais prévoir les réparations des lignes dont des tronçons ont été ou seront déposés pour expertise (avec ou sans indication de fissure). Si l’entreprise disposait de quelques stocks, elle a dû commander massivement ces pièces en acier. Deux fournisseurs ont été identifiés en Italie. Ils devraient être en mesure de répondre à l’ensemble des besoins du parc. La filière mobilise massivement ses compétences de tuyauteurs, soudeurs et chaudronniers. Plusieurs centaines de salariés sont actuellement en formation sur des maquettes pour préparer les interventions in situ. Les travaux présentent une complexité supplémentaire, car ils sont dans un environnement « dosant » et une attention toute particulière sera portée aux salariés qui réaliseront les interventions de réparation, assure l’entreprise.
Une partie des réparations concernent des tuyauteries qui ont été déposées à la suite des contrôles ultrasonores et pour lesquelles l’expertise destructive n’a révélé aucune indication. À l’avenir, EDF entend pouvoir limiter ou éviter la dépose de partie de circuits non endommagés. L’entreprise développe à cette fin des moyens de contrôle non destructifs davantage capables de caractériser les indications. Il s’agit de diverses méthodes de contrôle automatisé (ultrasons, ressuage, inspection télévisuelle…) dont certains pourront entrer à l’intérieur de la tuyauterie, non découpée, au niveau d’un organe d’isolement. Ces outils devraient être industriellement utilisables dès janvier 2023, espère la filière.
Définir un « point zéro »
La compréhension de plus en plus fine de ce phénomène de CSC sur le parc français ne va pas toutefois conduire à « redesigner » les boucles reliées au circuit primaire en fonction des zones les plus touchées par ces contraintes. « Nous allons reconstruire à l’identique les lignes telles qu’on les a connues. En revanche, il est fort probable que la manière de surveiller les réparations va être particulièrement différente », explique Régis Clément. L’idée est bien de définir un « point 0 » de la situation de l’ensemble du parc, à l’occasion des arrêts programmés en 2022 et 2023. Ensuite, il s’agira de mettre en place, sous le contrôle de l’ASN, une fréquence de contrôles qui permettra d’anticiper la survenue du phénomène de CSC.
Tout l’enjeu pour EDF est ainsi désormais d’engager les réparations des réacteurs arrêtés au plus vite afin de retrouver un bon niveau de disponibilité du parc. L’ASN doit approuver le dossier de remise en service des réacteurs d’EDF. L’électricien espère obtenir au plus tard au mois de juillet l’autorisation d’entamer ses travaux. Ensuite, à l’automne, il s’agira de définir la nouvelle doctrine de maintenance, c’est-à-dire la mise en service de nouveaux moyens de contrôles non destructifs qui permettront d’accéder à la taille des défauts. Si EDF entend optimiser au maximum la disponibilité du parc sur l’année en cours, l’entreprise a quand même dû abaisser ses prévisions de production, désormais entre 280 TWh et 300 TWh pour ses 56 réacteurs, contre environ 360 TWh en 2021.
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