Des Microfissures en Série

Alors que la lutte contre le changement climatique s’avère primordiale, la multiplication d’arrêts de tranches nucléaires n’est pas rassurante sur la capacité de la France à répondre à ses objectifs de décarbonation. Pire, la sûreté de certaines centrales nucléaires est remise en cause : une douzaine de réacteurs semble atteinte de microfissures impactantes sur un réseau de secours vital en cas de perte de refroidissement. Des contrôles sur la série voire des révisions s’imposent, concédant un large moment d’indisponibilité. Y a comme de l’eau borée dans les tuyaux..

(Une / source : ASN)

La taille du parc nucléaire français est l’un des plus grands du monde, sorti de terre depuis des dizaines d’années, atout maître pour notre indépendance énergétique puis dans la perspective de lutte contre le changement climatique selon nos gouvernements successifs. Filière tant et tellement essentielle dans cette dernière perspective selon Macron qu’ il a tenu à rapidement annoncer le lancement d’un nouveau programme de construction nucléaire, sans guère de débat puisque tout semble aller de soi en la matière. Mais voilà, cette production électrique concentrée sur une origine nucléaire prépondérante pourrait nous valoir quelques déboires : les conséquences de problèmes d’entretien et de maintenance, du vieillissement des réacteurs ont tendance à réduire la disponibilité et/ou la puissance des centrales, et donc les quantités d’électricité produites.

Mais surtout, les incidents se multiplient, quoi qu’en dise l’ASN attachée à un mode de calcul peu pertinent, et ces derniers mois des mises à l’arrêt ont été effectuées pour vérifier l’état de corrosion de certaines canalisations sensibles. A ce jour, au 2 juin 2022, ce sont 29 des 56 réacteurs français qui ne fonctionnent pas. Conséquence directe : entre janvier et avril 2022, la France a importé 2 TWh d’électricité, contre 10 TWh cédés sur les marchés à l’exportation pour la même période l’an dernier : la production 2022 est attendue comme un plus bas historique.

C’est que la bonne tenue des matériaux métalliques dans les réacteurs à eau sous pression (REP) est un des facteurs clés pour garantir un niveau de sûreté élevé. Pour cause de maintenance, de rechargement de combustible, de nombreux réacteurs nucléaires sont à l’arrêt. Cet état de fait est amplifié par la détection récente de corrosion sous contrainte dans plusieurs réacteurs. La martingale nucléaire, cette chance que tous les gouvernements se félicitaient d’avoir imposée en France pour son salut énergétique, se retourne contre nous. Comme un effet boomerang de nos œufs placés dans un même panier percé ?

 Mise à jour (octobre 2022) : la lecture détaillée d’un article technique vous rebute ? Mais vous souhaitez comprendre en un peu plus de 15 minutes le problème sérieux des corrosions sous contrainte détectées fortuitement sur le parc nucléaire civil ?
Prenez le temps d’écouter le Président de l’ASN. Il vous en développe les éléments les plus saillants.
Et conclut de façon appuyée, comme avant lui tous les rapports de l’Autorité de Sûreté Nucléaire depuis 2013, sur la nécessité pour EDF de renouer avec de larges marges de sûreté que ses réacteurs ne possèdent plus.
Rappels effectués annuellement sans que cela ne s’améliore, bien au contraire…

Fin d’actualisation (octobre 2022)

Mise à jour (mars 2023) : Va-t-on devoir dorénavant parler de mésofissures ? C’est que la taille et la proportion d’une fissure découverte dès janvier 2023 par EDF sont inédites et conséquentes. Une fissure largement plus grande qu’une microfissure hypothétique recherchée. Même EDF en convient en parlant de ‘défaut significatif de corrosion sous contrainte’. Particulièrement profonde (ponctuellement jusqu’à 23 mm sur une épaisseur de tuyau de 27 mm), la fissure est aussi plus étendue (155 mm, soit le quart de la circonférence de la tuyauterie), selon les données confirmées par l’ASN. Elle affecte la branche chaude du circuit d’injection de sûreté, un système d’une importance cruciale pour prévenir les accidents nucléaires graves puisqu’il permet de refroidir le cœur du réacteur en cas de brèche dans le circuit primaire.

Ce nouveau problème se situe sur le site de Penly (réacteur n°1), pour mémoire futur site pressenti pour une première paire de réacteurs EPR2. Curieusement, cette branche de circuit ne devait pas être affectée par le phénomène de corrosion sous contraintes (provoquée par les éléments chimiques présents…), en un endroit jugé non sensible par les ingénieurs en charge de tout prévoir.

Alors pourquoi donc ? Apparemment, cela serait consécutif à des réparations particulières menées sur la tuyauterie lors de la construction (années 1980). Conséquence de ces réparations ? Contrainte mécanique inopinée et milieu agressif. En de telles conditions de fonctionnement, cela accélère les corrosions voire les fissures. Et cela va devoir urgemment bousculer le programme de contrôle et les plannings d’arrêts de tranches d’EDF, car ce nouveau phénomène de CSC est important et inattendu.

Mais pourquoi donc avoir réparé en pleine confection ? Cela n’est pas que le fait d’une époque révolue : l’EPR est réparé également avant même d’avoir été mis en fonction. Dans notre cas, la conception même des lignes de tuyauteries ne correspondait pas aux attentes. Tant et tellement que les intervenants avaient forcer un peu sur les canalisations pour les aligner et les faire se joindre, avant que la soudure ne soit appliquée pour sceller le tout. Contrainte mécanique assurée !

‘Haute technologie et excellence’.

Ces informations soulèvent a minima de nouvelles questions sur la sûreté des six réacteurs du même type (P’4) qui n’ont pas encore été contrôlés (voire sur d’autres réacteurs jugés moins prioritaires et dont les circuits auraient pu faire également l’objet d’opérations de réalignement).

La seule maitrise d’EDF ne serait-elle que communicationnelle actuellement en lieu et place des standards exigés dans ces métiers de la filière nucléaire ? EDF se retrouve contrainte, administrativement cette fois, de faire le tour de ses 320 soudures et de les inspecter pour s’assurer que de telles constatations ne sont pas à déplorer ailleurs (soit 92% d’ici la fin de l’année 2023, dont 69 sont jugées prioritaires). Il serait en effet temps de faire le point sur cette situation parmi toutes les autres en suspens…

La conformité et le contrôle de la qualité des matériaux constituent les problèmes dominants de la sûreté nucléaire. Il se trouve que les contrôles par ultrasons sont difficiles à réaliser dans l’acier inoxydable (asténo-ferritique notamment) à cause de la présence de grains plus ou moins gros dans la structure métallique, perturbant la réflexion des ondes, limitant l’apport inspectif de cette technique. Aussi, les matériels capables d’examiner l’état de l’acier ne le font que sur une partie de l’épaisseur du métal : le cuve n’est pas inspectée par ultrasons sur la totalité des 200 mm de son épaisseur sur les réacteurs 900 MW par exemple. Ce qui peut tout changer. Quand l’autorité belge avait pu inspecter la totalité de l’épaisseur des cuves de Doel et Tihange, des milliers de fissures avaient été mises en évidence dans des endroits non inspectés en France.

Une question d’importance s’impose : si les reprises de soudures défectueuses s’avèrent fragiles, est-ce à dire que les soudures nécessitant reprises sont irréparables ? Sur l’EPR de Flamanville, ce ne sont pas moins de cent soudures qui ont été refaites, supposées parfaites car inclues dans un cadre d’exclusion de rupture approuvée par l’ASN… Sont-elles in fine fragilisées ?

En tout cas, la maitrise de ce phénomène qu’est la corrosion sous contraintes n’est pas totale au sein de l’ASN. Tant et tellement que l’autorité en charge des contrôles et des décisions cherche en urgence un spécialiste pour gérer ce problème générique imprévu.

(source : annonce fonction publique)

EDF jouerait-elle de malchances ? Non. Et tout cela n’est pas supposé être banal, car justement cela dévait être prévisibile, calculé convenablement. Mais les modèles mathématiques sous-estiment beaucoup de phénomènes, les simulations sont imparfaites, les paramètres impactant les pièces sont par trop innombrables, les tests parfois parcellaires, si bien que les conditions d’exploitation ne peuvent prétendre être réunies dans une éprouvette… Bref, il faut accepter que tout cela est bien difficile à maitriser et à anticiper.

La page des microfissures n’est donc toujours pas tournée, une nouvelle avarie s’impose d’ailleurs au calendrier de l’exploitant. Et subséquemment la production nucléaire d’EDF n’est pas encore assurée d’une totale marge de manœuvre avant quelques mois encore.

Quelques jours après cette découverte sur Penly 1, EDF a détecté un autre défaut ‘non négligeable’ sur une soudure d’une tuyauterie de secours dans deux autres réacteurs (réacteur 2 de la centrale nucléaire de Penly et réacteur 3 de la centrale de Cattenom), tuyauteries supposées permettre d’inonder d’eau le réacteur pour le refroidir en cas d’accident.

Constats ? A Penly 2, la fissure mesure 57 mm de long, représentant moins de 10 % de la circonférence, pour une profondeur maximale de 12 mm, ce qui n’en pas pour autant anodin. A Cattenom 3, la fissure est longue de 165 mm, ce qui représente environ le quart de sa circonférence, pour une profondeur maximale de 4 mm.

Autre élément : ces fissures ne sont cette fois pas liées au phénomène de corrosion sous contraintes, mais à celui de ‘fatigue thermique’, faute pour la pièce d’être soumise à des variations de températures. Si ce phénomène est connu (banal ?…), ce mode de dégradation n’était encore une fois pas attendu sur la zone de la tuyauterie concernée (donc pas contrôlée systématiquement), obligeant EDF à inclure dorénavant des zones d’inspection élargies, des expertises métallurgiques de plus en plus poussées (les contrôles par ultrasons seront remplacés par des découpages et remplacements d’éléments de tuyauteries).

L’ASN avait étalé, pour des raisons de production électrique, les inspections et réparations des microfissures de l’épisode précédent (toujours en cours), après mise en balance du maintien en fonctionnement et des risques afférents. Encore une fois, étant donné l’étendue du problème (le nombre de soudures à vérifier et la partie du parc impactée), une priorisation va être opérée. Mais est-ce acceptable ? Rassurant ? Cependant que l’incident a été, fait rare en France, classé au niveau 2 de l’échelle internationale des événements nucléaires et radiologiques (Ines) par l’ASN car jugé suffisamment grave : la résistance de la tuyauterie n’est tout simplement plus démontrée.

Rien ne permet d’exclure que des profondeurs importantes n’existent pas actuellement sur d’autres réacteurs, en d’autres zones, véritables risques majeurs de rupture de canalisation. Il sera donc difficile de justifier un étalement des délais de réparation sans visibilité sur le risque réel pour pouvoir mettre efficacement en balance arbitrale. Avant toute décision de l’autorité indépendante, EDF confirme à destination des marchés sans doute son objectif de production nucléaire pour 2023 malgré la révision de son plan de contrôles et de réparations de certains réacteurs (EDF n’est sans doute pas emballée de subir une nouvelle perte nette de 17,9 milliards d’euros comme en 2022, une chute de 23% de sa production du parc nucléaire français).

De son côté, l’ASN anticipe cette difficulté de devoir justifier un étalement. Et invoque que la démonstration de sûreté du réacteur prend heureusement en compte la rupture d’une de ces lignes de refroidissement de réacteur. Et il est vrai que selon les dossiers de sûreté, une installation peut fonctionner avec deux circuits de secours sur les quatre dont il dispose.

Mais selon l’IRSN, décidément trop critique pour se permettre de la laisser autonome, cet incident peut être considéré comme ‘au-delà de ce qui est acceptable du point de vue de la sûreté’. La précipitation du gouvernement à fusionner ASN et IRSN se comprend donc, même si le projet vient d’être annulé par l’Assemblée nationale dans un premier temps.

Fin d’actualisation (mars 2023)

La moue du RIS 

Une découverte particulière vient ternir un peu plus le tableau du secteur : un phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) a été détecté sur des portions de tuyauteries, précisément en un circuit annexe du circuit primaire principal dans plusieurs réacteurs nucléaires. Ce phénomène s’est matérialisé par l’apparition de fissures sur des circuits dits RIS, circuits d’injection de sûreté essentiels en cas de problème de fluide de refroidissement et pour circonscrire tout emballement dans la cuve. Une anomalie avait déjà été détectée sur certains RIS en 2011, mais pas de cet ordre majeur de sûreté.

(source : IRSN)

Ces microfissures ont été repérées par inadvertance en octobre 2021 à l’occasion de contrôles par ultrasons programmés lors de la deuxième visite décennale du réacteur 1 de la centrale nucléaire de Civaux (palier N4 de 1450 MW) : elles auront été localisées au niveau de soudures des coudes des tuyauteries d’injection de sécurité du circuit primaire principal du réacteur.

Depuis, EDF a été prise d’un doute que l’ASN voulait se voir lever. Et si cette corrosion existait également sur d’autres réacteurs ? Car le parc français, construit en un temps record, souffre d’un point névralgique : un défaut peut impacter toute une série de réacteurs puisque la réalisation des centrales s’est déroulée sur la base de designs généraux communs. L’homogénéité du parc nucléaire français, construit en séries, pourrait donc devenir un désavantage critique. Et justement, cette corrosion pourrait se révéler très similaire sur d’autres tranches. L’arrêt prochain du réacteur Bugey 4 est annoncé par EDF pour effectuer des contrôles, bâtiment pourtant remis en service en juin 2021 suite à son arrêt pour cause de quatrième visite décennale (VD4) pendant laquelle de très nombreux contrôles avaient été effectués comme scrupuleusement attendu en pareille procédure pour valider éventuellement la prolongation de son fonctionnement.

(source : IRSN) 

Et justement, entre novembre 2021 et janvier 2022, de nouveaux contrôles non destructifs ont mis en évidence ce même type de corrosion sous contrainte pour les tuyauteries des réacteurs Civaux 2, Chooz B2 et Penly 1, le réacteur Chooz B1 étant toujours en cours d’analyse. Ce problème qui concerne la quasi-totalité des réacteurs de 1 450 MW, les plus récents donc, ainsi que cinq du palier 1 300 MW, pourrait aussi concerner la série des réacteurs de 900 MW (33 réacteurs de ce palier pourraient être affectés !). Nous en sommes actuellement à 12 des 56 réacteurs en exploitation concernés (quatre du palier N4, cinq du palier 1300 et trois du palier 900 exactement ; parmi iceux, quatre sont effectivement touchés, les autres sont fortement suspectés d’être affectés de CSC).

La liste des réacteurs arrêtés est plus large (Flamanville 1, Flamanville 2, Golfech 1…) pour d’autres causes, mais certains arrêts seront mis à profit pour la recherche de fissures. Devant l’ampleur des vérifications et le risque d’arrêts de tranches en nombre conséquent, impactant plus grandement encore la production d’électricité, EDF essaye d’optimiser le peu de marge restante. Les réacteurs entrant dans la catégorie des plus fortes présomptions de défauts seront vérifiés à l’occasion d’un arrêt déjà programmé au premier semestre dans le cadre de maintenance décennale (Tricastin 3, Gravelines 3, Dampierre 2, Blayais 1 et Saint Laurent B2), lors d’arrêts spécifiques planifiés au second semestre, ou encore des contrôles dédiés seront réalisés lors de travaux de rechargement en 2022 et 2023.

EDF s’est fendue de notes relatives à l’avancement général des instructions en cours, d’analyses de sûreté et de l’évolution de la stratégie de traitement qui en résultera pour l’ensemble du parc nucléaire. D’ores et déjà, des parties de tuyauteries RIS ont été déposées afin d’être expertisées d’un point de vue métallurgique.

(source : IRSN)

Outre la corrosion généralisée qui œuvre avec le temps, ce genre de corrosion localisée dite sous contrainte est un problème industriel critique : elle touche non seulement les gaines des éléments combustibles mais également les alliages (base nickel) et les aciers inoxydables (qui ne le sont donc pas tant que cela). Si bien que la plupart des composants de l’ilot nucléaire (internes, couvercles, tuyauteries, générateur de vapeur…) peut s’avérer concerné. Dans le cas du RIS, l’incident de sûreté est sérieux et confirme qu’un accident grave peut arriver en France.

(extrait note interne EDF)

Jusqu’à maintenant l’ASN était restée préoccupée par les peintures et revêtements appliqués à l’intérieur de l’enceinte qui pourraient voir leur caractéristique d’adhérence diminuer et libérer des débris susceptibles de perturber par colmatage le fonctionnement des systèmes RIS en cas d’accident de perte de réfrigérant primaire. Il y avait donc plus urgent encore.

Mais ces contrôles non destructifs ne permettent pas de caractériser la taille des fissures identifiées par ultrasons. Pour connaitre les détails de ces CSC, il faut à termes découper les tuyaux pour procéder à des échantillonnages, ces tronçons de tuyauteries étant non isolables car reliés au circuit primaire. Pour réparer ce défaut, il faut refaire puis ressouder les nouvelles portions, un processus long et exposant très fortement les personnels aux rayonnements ionisants (ces opérations nécessiteront de lourdes mesures de protection). Ce temps long, EDF souhaite ardemment s’en extraire autant que possible et éviter un arrêt prolongé pour remettre les canalisations en l’état efficient : EDF cherche à développer une nouvelle méthode de mesure non destructive, attendue pour le second semestre 2022. D’ici là, plusieurs déposes seront réalisées pour expertise.

A Civaux, les fissures sont de l’ordre de 5,6 millimètres. Les autres réacteurs, en fermeture forcée, déplorent des fissures de 0,75 à 4 millimètres. De telles dimensions pourraient être jugées insignifiantes, comme sur un plateau télévisuel en 1979 lors duquel le PDF d’EDF de l’époque certifie une maîtrise. C’est omettre l’obligation de haut degré de confection qu’exigent ces matériels soumis à de fortes pressions.

Dans une note d’information du 8 février, EDF tente de rassurer sommairement : les calculs réalisés […] nous permettent de confirmer notre confiance sur l’intégrité des circuits. Nous estimons que leur aptitude à remplir leur fonction est assurée.

L’ASN est priée d’être rassurée. Et si EDF confirme que ‘les fissures ne se propagent que sur une épaisseur limitée’, l’ASN préfère pourtant élargir les investigations et a demandé des contrôles complémentaires sur d’autres parties des circuits auxiliaires du circuit primaire, en particulier les circuits de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) et les circuits de contrôle chimique et volumétrique des réacteurs (RCV).

En attendant, il faut convenir que l’état déficient de ce circuit de secours RIS n’est pas anodin. Le vieillissement des réacteurs est avancé sur de nombreux composants. C’est le cas par exemple de robinets (clapets et vannes) du circuit primaire principal (CPP, circuit fermé contenant de l’eau sous pression) très sollicités et souffrant de fatigue thermique. Pendant qu’EDF essaie de justifier leur tenue à la rupture plutôt que de les remplacer, le risque augmente d’une fuite du circuit : en cas de brèche dans ce circuit primaire, le réacteur est arrêté automatiquement et l’injection de sécurité est démarrée automatiquement, assurant l’étouffement de la réaction nucléaire et le refroidissement continu du cœur du réacteur. Ce quelles que soient les tailles de brèches, ce qui suppose un débit de refroidissement suffisant et une haute pression générée par des pompes : le RIS est essentiel pour éviter un accident majeur mais les microfissures qui les affectent peuvent les rompre.

(extrait note interne EDF)

Justement, une note interne à EDF de 2011 concernant les robinets moulés du CPP des tranches 900 MW indique que ‘les études de justification des robinets […] sensibles au vieillissement thermique […] n’ont pas permis d’obtenir des résultats favorables’. Une rupture brutale est donc possible, une mise en fonction du RIS essentielle pour éviter une fusion des combustibles par l’injection d’eau borée afin de stopper la réaction de fission. Un incident d’importance peut donc survenir avec un RIS fragilisé de microfissures pouvant concéder une rupture soudaine sous la pression.

Vieillissement prématuré 

Le réseau d’injection de sécurité s’avère d’autant plus essentiel que le parc vieillit. C’est d’ailleurs la raison pour laquelle les arrêts pour maintenance se succèdent, s’intensifient. Bien plus rapidement que prévu officiellement, les choses ayant été rapportées en interne dès 1989.

Outre les défauts de soudures ou de confection de béton, les falsifications de certificat de cuves, les anomalies génériques de fixation de certains équipements dans la structure des bâtiments … même des matériaux qui seraient parfaits subissent un vieillissement inéluctable, accroissant subséquemment le nombre d’incidents (fuites, fissures, courts-circuits…) et augmentant graduellement la détérioration des matériaux des réacteurs à force d’être sollicités par les irradiations, les contraintes thermiques ou mécaniques, les processus corrosifs, abrasifs et érosifs, et la multitude de combinaisons de tous ces paramètres engendrant corrosion, amincissement des parois, usure des matériaux, fragilisation des couches isolantes, dégradation chimique…

Nous ne disposons que d’une expérience très réduite en matière d’exploitation de réacteurs. Et de tous ces dégâts hypothétiques, il est bien malaisé voire impossible d’en constater exhaustivement les apparitions, millimétriques qu’ils sont ou trop enfouis pour être inspectés.

Aussi, la conception initiale des réacteurs nucléaires à eau sous pression (REP), leurs prévention et projection d’évolution, indispensables pour gouverner ces installations, reposent depuis tout temps sur des calculs. Comme dans le cas du projet d’enfouissement des déchets radioactifs, il ne peut en aller différemment pour l’étude de la tenue des réacteurs, faute de retours d’expérience sur une période équivalente : les réacteurs en fonctionnement sur notre territoire sont les premiers des séries et les conclusions des simulations se valident sur le tas, à mesure des conditions réelles.

Pour reprendre le cas exemplaire de Cigéo, cette dégradation sur le long terme n’a ainsi pas été prise en compte dans les évaluations actuelles de sûreté et de performance des déchets nucléaires vitrifiés dans des fûts en acier inoxydable et ‘pourrait profondément affecter la durée de vie des emballages’. La corrosion métallique serait renforcée par un effet ‘d’auto-accélération’, fragilisant et accélérant la dissolution du verre, qui à son tour dégrade l’acier inoxydable hors de tout contrôle et de plus grande ampleur que prévu, sans qu’il soit possible d’en mesurer la vitesse sauf à poursuivre les études.

Les exemples ne manquent pas d’éléments de centrales ou d’usines nucléaires conçus pour des durées établies sur la base de simulations finalement erronées. Dans le cas des risques de fissures, l’un des principaux objectifs des études sera alors le développement de modèles capables de prévoir l’amorçage et la propagation de ces fragilités, leurs fréquences, en vue d’une optimisation des contrôles et des remplacements éventuels. Pour les tuyauteries des RIS, EDF devra faire démonstrations complémentaires par des calculs mécaniques (taille des défauts critiques, selon des méthodes conventionnelles et des méthodes réalistes, pour les différentes lignes et les différents coudes), des simulations numériques du soudage (estimer les taux d’écrouissage, la sensibilité à la CSC), des calculs de contraintes résiduelles (profondeur de propagation des défauts) : la vitesse de propagation des fissures circonférentielles profondes de plusieurs millimètres, bien que difficilement évaluable car fonction de facteurs multiples et multi-échelles, doit être anticipée grâce à des simulations numériques et diverses études.

Si les échanges se poursuivent en ce sens avec l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) sur le programme de traitement de ce phénomène de corrosion sous contrainte, EDF considère qu’il ne serait pas nécessaire d’anticiper de nouveaux arrêts de réacteurs pour réaliser ces contrôles sur la seule base de calculs et de simulations : la capacité à arrêter les réacteurs en toute sûreté serait conservée, y compris en cas de perte de deux des quatre lignes des circuits d’injection de sécurité (les RIS sont composés de deux voies redondantes, une voie A munie de deux pompes et une voie B n’en comprenant qu’une seule).

Mais cela ne sera sans doute pas l’avis de l’ASN qui attend des analyses plus approfondies et de meilleurs arguments probants pour satisfaire aux exigences d’exploitation de ces canalisations RIS soumises à des additifs chimiques, 155 bars de pression et une température de près de 300°C.

La corrosion sous contrainte (CSC) est la forme maladive des alliages la plus redoutée de tous les types corrosifs car elle engendre une fissuration dont la phase de propagation plus ou moins rapide et subite, après une phase d’incubation exempte de tout signe précurseur (sans doute faut-il s’attendre à un premier stade de croissance à vitesse modérée suivi d’un stade de croissance rapide, occasionnant une rupture soudaine).

(diagramme de Venn)

Finalement, aujourd’hui, les simulations sont critiquées et il est admis qu’aucun matériau ne peut être considéré comme insensible à la CSC (y compris des matériaux attendus comme résistants pour contraindre la radioactivité enfouie aussi longtemps que possible). Car, dans ce phénomène multiphysique complexe, s’ajoutent les forts effets de l’irradiation. Les modèles de simulations doivent nécessairement être révisées au regard du retours d’expérience court-termistes qui confirment d’ores et déjà des altérations plus rapides qu’envisagées.

L’histoire des Sciences en général et du nucléaire en particulier est emplie de certitudes passées basées sur des calculs et projections remises en cause par l’expérimentation en laboratoires ou sur site. Cela a été le cas des essais menés par Henri Coriou en 1959 qui auront permis d’imposer l’hypothèse de l’effet qui porte son nom et d’engendrer le remplacement de nombreux générateurs de vapeur en France.

Aussi, le vieillissement des aciers sous irradiation reste entier, peu résolu et d’importance pour jauger convenablement de l’évolution réelle des composants des REP. C’est l’objet d’une étude menée par Thierry de Larochelambert qui a la prétention de faire le point sur les travaux de recherche mondiaux en ce domaine :

  ces travaux révèlent et confirment un vieillissement accéléré de ces aciers fortement irradiés par le bombardement neutronique […] qui se traduit par des modifications des structures atomiques et cristallines des aciers, accélérant leur fragilité. […] Ils concernent plus particulièrement les aciers de type 16MND5 utilisés dans les réacteurs nucléaires construits en France. Le résultat majeur et nouveau de ces travaux est le suivant : les anciens modèles de vieillissement sous-estiment systématiquement et significativement l’augmentation de la température de transition ductile-fragile. […] Cela signifie que le vieillissement thermique des aciers sous irradiation des cuves, des couvercles, des boulons, des buses et des internes des réacteurs nucléaires accélère rapidement au-delà de 40 ans pour tous les réacteurs de 900 MW, ce qui risque de compromettre très fortement leur résistance à un éventuel choc froid sous pression car leur acier devient brusquement cassant si on les refroidit brutalement. […] En conséquence, la prolongation au-delà de 40 ans des réacteurs 900 MW présente de sérieux problèmes de sécurité, avec un risque d’une rupture brutale de cuve par choc froid sous pression, qui conduirait à la perte du contrôle du réacteur et à l’accident majeur de type Fukushima.

Avec un tel constat, comment prétendre contrôler les kilomètres de tuyaux, les centaines de vannes, les milliers de vis… Si les visites décennales ont pour but de mener ces contrôles sur chaque élément du réacteur, afin de prolonger ou non sa durée de vie de dix ans, la question de l’exhaustivité desdits contrôles et de la pertinence de cette batterie de tests menés lors des VD pour détecter tous les défauts de sûreté reste posée : ces VD n’auront en effet pas permis de constater les microfissures auparavant, de mettre en cause la sûreté des installations concernées en lieu et place d’une simple vérification de mise en service…

(source : ASN / extrait du rapport de conclusions du réexamen de sûreté du réacteur 2 de la centrale de Cattenom après vingt années d’exploitation)

Le parc nucléaire se serait bien passé de cette obsolescence non programmée, mal calculée. Aurait préféré éviter que des largesses prises avec les préconisations portent à de telles conséquences.

Exceptionnel parc, jusqu’au bout des tuyaux

Qu’est-ce qui vaut au seul parc nucléaire français de voir se révéler de telles corrosions sous contrainte sur des modèles de réacteurs à eau pressurisée (REP) mondialement distribués de part les continents par le constructeur américain Westinghouse ? Pourquoi donc l’acier inoxydable présente-t-il des fissures sur nos installations et nulle part ailleurs ?

Ces cas de CSC sont en effet rares et n’étaient tout simplement pas censées apparaître dans des tuyaux d’inox aux parois de 2 à 3 centimètres d’épaisseur cependant que les caractéristiques de fabrication et de soudage excluaient un tel risque.

  Environ 150 cas ont été recensés dans le monde durant les trente dernières années, sur des circuits primaires ou des circuits qui y sont connectés. Des réacteurs de tous âges ont été affectés et l’origine des cas constatés est très diverse, selon l’IRSN

EDF continue ses investigations pour caractériser la nature et l’origine du problème. Outre les contraintes sus évoquées et la nature agressive du fluide en circulation, un autre facteur a été mis en avant.

(extrait document interne EDF : synthèse d’études concernant les accidents de perte de réfrigérant primaire)

Comme si le déficit de fonctionnement optimal des RIS des paliers de 900MW ne suffisait pas, il semble que l’ingénierie française ait voulu faire valoir son exceptionnel savoir-faire et sa maîtrise supérieure de la chose nucléaire par-devant les études du constructeur originel qui auront guidé les équipes de Westinghouse à privilégier une configuration plutôt qu’une autre pour l’édification des réacteurs. Comme le divulgue Bernard Doroszczuk, président de l’ASN, devant la représentation nationale :

  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.

Les tuyauteries déposées montrent en effet une géométrie des lignes différentes entre les réacteurs 1300 MW et ceux du palier N4 qui est un design francisé. La géométrie des lignes adoptée par les ingénieurs français ne permet pas une homogénéisation des fluides et donc des températures réparties sans gradient, générant des contraintes thermomécaniques supplémentaires. Comme quoi les détails sont éminemment conséquents dans ces installations sensibles. Cela n’est pas sans rappeler les problèmes de vibrations décelées dans les cuves des EPR de Taishan, perturbations favorisées par la circulation des fluides inappropriée dans le design retenu (et dont l’EPR de Flamanville pourrait faire aussi les frais). Si la réalisation des soudures laisse également à désirer, elle est de second ordre dans l’impact par rapport cette révision des géométries des lignes des circuits qui est la cause dite racine.

Une ‘frenchification de la conception’ des réacteurs de 900 MW malvenue, les microfissures n’étant apparemment pas décelées sur les canalisations conservées tel qu’originellement attendu. En clair, ce phénomène pourrait être lié à la façon dont ces centrales ont été conçues et révisées en amont par nos équipes.

Un incident inédit, depuis 1983…

Si les modélisations étaient pour partie imprécises, si les agencements ont été modifiés à mauvais escient, les ingénieurs ne pouvaient anticiper ces détériorations de matériaux. Mais alors sans doute auraient-ils dû tenir compte des alertes passées.

Il se trouve qu’un rapport d’activité de la centrale nucléaire de Bugey pour l’année 1983 fait justement état de la découverte d’une fissure traversante affectant un des circuits d’injection de sécurité du réacteur n° 3 : ‘le 11 Novembre, à l’occasion d’un arrêt pour contrôle du temps de chute des grappes, il a été découvert une fissure traversante affectant une soudure de raccordement d’une portion de tuyauterie du circuit d’injection de sécurité […]. L’origine de cette fissuration est due à de la corrosion sous contrainte, induite par des traces de soufre consécutives à une pollution de circuit par des résines lors des essais de démarrage’.

(extraits du rapport annuel d’information émis en 1983 par la Direction de la Production et du Transport d’EDF)

Ce type de cachotteries n’est pas une exception dans la pratique partielle des obligations légales de la part d’EDF (elles perdurent encore d’ailleurs alors même qu’un autre incident concerne un circuit de secours essentiel).

En 1983, Bugey 3 n’avait que quatre ans de service. Il est permis de s’interroger sur les investigations qui auront été menées sur les autres RIS de la série, les réparations entreprises alors que ces fissures se révèlent à nouveau aujourd’hui sans avoir fait l’objet d’un suivi particulier jusqu’à maintenant malgré ce référencement et les visites décennales entreprises. De se demander si d’autres matériels peuvent être affectés de telles CSC.

Il se trouve justement que la situation actuelle oblige EDF à arrêter le réacteur Bugey 3 pour en contrôler les tuyauteries susceptibles d’être affectées par des corrosions sous contraintes. Les réparations initialement effectuées en 1983 n’auront donc pas permis d’éviter un tel écueil que les autres tranches subissent.

Alors, comment garantir que le prolongement du fonctionnement au-delà de quarante, cinquante voire soixante années soit sans risque ? En attendant cette éventualité, les réparations des portions de RIS concernées vont nécessiter quelques mois jusqu’à plusieurs années sur l’ensemble du parc nucléaire compte tenu des hautes compétences attendues pour les effectuer et de la pénurie de main d’œuvre dans le secteur.

  La filière nucléaire souffre d’une pénurie de personnels en mécanique (soudeurs, tuyauteurs…). À tel point qu’EDF envisage de retarder encore le chantier de l’EPR de Flamanville (Manche), pour demander aux équipes présentes sur le site d’aller jouer les dépanneurs dans les autres centrales, comme l’indique Le Canard Enchaîné

Les approvisionnements en tubes et coudes auprès des aciéristes européens n’en restera pas moins compliqué en ce contexte international. Autant dire que cet incident majeur nécessitera un plan « à grande échelle » et « sur plusieurs années » selon le président de l’ASN.

Mise à jour (juin 2022) : Pas simple de découper ces tuyaux pour les expertiser. L’ASN vient de suspendre les interventions sur le réacteur 1 de Penly pour causes de « dispositions non maitrisées », de « multiples écarts par rapport aux dispositions prévues », d’une « tenue du chantier [non] conforme aux attendus », de gestion de déchets peu scrupuleuse, d’une étanchéité lâche à base de ruban adhésif faisant courir le risque de dissémination de contamination et même de document de suivi quelque peu falsifié…

La sous-traitance aura donc fait preuve de légèreté et l’exploitant de suivi d’intervention superficiel. Tout cela n’étant au demeurant pas sans impact possible en termes de radioprotection et d’enjeux de contamination à proximité de points chauds révélés.

Fin d’actualisation (juin 2022)

Mise à jour (septembre 2022) :

Le 26 juillet 2022, l’Autorité de sureté nucléaire (ASN) a validé la stratégie proposée par EDF pour contrôler le phénomène de corrosion sous contrainte (CSC), une stratégie ‘appropriée compte-tenu des connaissances acquises sur le phénomène’ : des fissures étaient engendrées et non attendues sur ces lignes d’acier inoxydable selon les connaissances de l’époque… Un communiqué de presse rassurant.

EDF prévoit de contrôler l’ensemble de ces réacteurs d’ici 2025, avec un peu plus d’empressement selon le souhait du gouvernement, en priorisant le contrôle des zones les plus sensibles des systèmes d’injection de sécurité (RIS), via un nouveau procédé non destructif par ultrasons (UT amélioré). Ce procédé a été développé et éprouvé depuis seulement six mois mais est promis comme ‘encourageant’ par l’ASN. Ces nouveaux appareils de mesure seront à multiplier et déployer pour assurer rapidement les contrôles, des personnels à former dans le même élan pour en permettre l’usage sur site. Un contrôle de zones sensibles, donc strictement ciblé, restera à espérer que le reste de la tuyauterie suive la cinétique de propagation des CSC et les résultats des simulations numériques du soudage, au risque sinon de passer à côté de fissures imprévues et indétectées. Comme cela a été le cas jusqu’à maintenant d’ailleurs.

Ces simulations interrogent d’ailleurs l’ASN, dans un courrier interne bien plus inquiet que le sibyllin communiqué public :

  s’agissant de la cinétique de propagation d’une fissure de CSC, vous présentez une conclusion selon laquelle une vitesse de propagation de 0,5 mm/an serait enveloppe pour la propagation d’un défaut. Cette conclusion pose question, pour plusieurs raisons, parmi lesquelles peuvent être citées la grande sensibilité des modèles de propagation actuellement utilisés aux données d’entrée (température, nature et intensité des contraintes résiduelles et des contraintes de fonctionnement, conditions de soudage, écrouissage du matériau, etc.) et le fait que l’évolution d’une fissure de corrosion sous contrainte semble, d’après vos analyses, comporter plusieurs stades entre lesquels la vitesse de propagation est très différente : stade d’amorçage avant propagation, stade de propagation rapide sous l’effet de l’augmentation du facteur d’intensité de contrainte, stade de ralentissement potentiel sous l’effet des contraintes résiduelles de soudage.

C’est qu’en effet, tout cela ne s’aggrave pas de façon uniforme dans le temps, certaines canalisations RIS étant plus atteintes que d’autres, sans que les études mécaniques et projections réalisées sur les réacteurs n’aient pu permettre d’en déceler la survenue. Celle du réacteur 1 de la centrale de Civaux laissait carrément vivoter une fissure de 6,48 millimètres de profondeur sur toute sa circonférence. En sus, des contrôles urgents doivent donc être menés compte tenu de l’évolution inattendue des corrosions. Indispensables par exemple sur le réacteur 2 de Penly ‘qui n’a qui n’a pas encore fait l’objet du contrôle [par ultrasons] historique, y compris les soudures ayant fait l’objet d’une réparation’ !

Aussi, dans le même temps, l’ASN passe sous silence un fait d’importance : elle a dérogé à une règle pour éviter que des réacteurs ne soient arrêtés en plus grand nombre. Sur la base d’études menées par EDF, ‘avec des hypothèses réalistes’ selon les termes du courrier de l’ASN adressé au Directeur de la production nucléaire, les conséquences que la rupture de deux lignes RIS pourrait avoir sur la sûreté des réacteurs (de 900 et de 1300 MW) laissent entrevoir un ‘respect des critères de sûreté définis pour les accidents de perte de réfrigérant primaire’. Plus précisément, plus d’un RIS peuvent être arrêté pour réparation sans imposer l’arrêt du réacteur et contrevenir à la sûreté, contrairement aux canons antérieurs : l’ASN a accepté d’assouplir la norme en autorisant l’arrêt de fonctionnement de 2 RIS sur les 3 à 4 que compte chaque réacteur, ce qui n’était pas permis auparavant pour minimiser les risques d’accident en cas de rupture de refroidissement du cœur.

En toute généralité, ces révisions des normes, voire des exigences de sûreté, pour des raisons de production électrique attendues comme les plus amples pour l’hiver à venir, questionnent. Quant à savoir ponctuellement pourquoi la corrosion s’est révélée plus rapide que prévue, la réponse se fait attendre autant que la compréhension de la cause des vibrations dans l’EPR.

Fin d’actualisation (septembre 2022)

Mise à jour (décembre 2022) : Ce nouveau rebondissement  n’est une surprise que pour les seuls gouvernants et population. La décision allait de soi et n’était que procrastinée car largement connue et anticipée par les techniciens d’EDF. Elle ne suscite pas plus d’ahurissement des côtés de l’ASN et l’IRSN, autorités qui suivent le dossier depuis plus d’un an. Bref, toute à une prudence de pur affichage, EDF semble trancher pour le remplacement systématiquement de toutes les tuyauteries de la catégorie de réacteurs nucléaires les plus exposées à ces risques de CSC.

Ce dossier des corrosions sous contraintes (CSC) est depuis plus d’un an déjà considéré en interne comme l’un des plus problématiques de la période contemporaine de la filière et cependant que la politique énergétique de la France va être soumise à des arbitrages essentiels et qu’il faut que le fonctionnement des machines nucléaires doit apparaitre le plus sûr possible.

Avec cette action d’envergure, EDF afficherait une responsabilité sans faille : les remplacements de tous les circuits (RIS et RRA ?) se feront sans distinction. C’est mal connaitre les contraintes financières compliquées de l’exploitant : les CSC ont déjà coûté 3,2 milliards d’euros à EDF à raison entre autres de 1 million d’euros par jour d’arrêt par réacteur. C’est faire également grand cas du souci de sûreté nucléaire qui habiterait notre acteur national : il ferait des achats de pièces en s’abstenant de s’assurer en amont de la totale nécessité de ces remplacements et de leur vital besoin, malgré les problèmes de disponibilité des métiers dédiés.

Tout simplement, EDF n’a en fait plus le choix que d’avouer l’importance de ce problème de corrosion accéléré pour la bonne sûreté de ses installations nucléaires de base. EDF n’a d’ailleurs pas pris soin de vérifier les circuits d’injection de sécurité (RIS) et de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) de toutes ses centrales avant que d’acter cette façon de résoudre ce problème systémique. Au passage, ce souci majeur aura terni l’image d’intransigeance de l’ASN puisqu’EDF aura réussi contre toute bonne mesure de sûreté et avec l’aval de l’autorité administrative à faire échelonner les arrêts d’inspection qui apparaissent pourtant dans les rapports et devant les commissions parlementaires comme ‘un problème sérieux’, les RIS devant éviter tout emballement en cas de perte de source de refroidissement primaire.

Donc finalement, les remplacements des canalisations doivent prévaloir, quoi qu’il en soit de l’état réel des circuits RIS et RRA. Donc finalement, cela revêt un caractère d’urgence.

Certains ingénieurs doivent se mordre les doigts ou se les faire taper à rougir d’avoir voulu réviser des dessins de lignes sur des modèles de réacteurs, dessins qui n’avaient jamais engendré de problème ‘jusqu’à maintenant’. Oui, les tranches originelles CP0 et CPY (nos 900 MW) possèdent une configuration des lignes épurée (longueur de tuyauterie réduite à un peu plus d’un mètre) et des coudes limités (deux, à 90° et à 45°) selon les standards de la licence Westinghouse. Par contre, sur les tranches de 1300 MW (P4), la géométrie des lignes RIS aura évolué à une longueur de 4 à 5 mètres et intégré 4 coudes (2 à 45° et 2 à 90°). Des modèles postérieurs de 1300 MW (P’4) auront une ligne RIS en branche froide considérablement allongée de l’ordre de 8 mètres, adjointe de 9 coudes (dont 5 à 90°), les lignes du palier N4 de 1450 MW (Chooz et Civaux) n’étant guère moindres, sans lien en tout cas avec les designs Westinghouse…

(sensibles ces RIS, faut pas toucher à n’importe quoi… / document interne)

Au contraire des tests destructifs (les tuyaux étaient découpés et déposés), les contrôles par ultrasons (une  nouvelle méthode d’ailleurs, nécessitant formation) n’ont pas forcément convaincu. Mais ce sont aussi parfois les calculs qui ne satisfaisaient pas aux attentes de l’IRSN : ‘sur la base de calculs (stratégie mathématique pour éviter les prospections destructives engendrant de plus amples et longues interventions), EDF conclut à l’absence de risque de rupture ductile ou de risque de rupture brutale initiée par la présence de défaut dans cette soudure pour une durée de fonctionnement de 12 mois’, sans mené l’analyse sur le risque de propagation par fatigue’. L’IRSN conclut sévèrement que le bilan des contrôles n’apporte pas, dans certains cas comme à Cattenom, un niveau de confiance suffisant sur l’état de santé des lignes RIS. Bref, tout n’étant pas satisfaisant, EDF limitera les déconvenues et remontrances techniques en procédant au plus rapide et au plus simple.

EDF reculait pour mieux sauter en fait que l’exploitant ne se fait tout simplement plus aucune illusion : elle est quasiment assurée de telles traces de corrosions et de microfissures sur toutes les tranches pour l’instant considérées (officiellement, seuls les 16 réacteurs les plus récents comme évoqué plus haut seraient impactés par ce phénomène, soit les tranches N4 et P4).

Au total, cela doit porter à 19 le nombre de réacteurs qui auront fait l’objet de réparations pour corrosion ou suspicion de corrosion sur les 56 exploités depuis la découverte de ce phénomène fin 2021. Il s’agit donc maintenant pour l’électricien national d’éviter que cette situation ne marque durablement les esprits et les marchés, de projeter la production électrique à moyen terme avec plus de lisibilité dans un contexte mondial tendu et porté à le rester : ces contrôles évités seront autant de mois de moins d’indisponibilité (il faut compter 160 jours d’arrêt soit environ cinq mois et demi pour remplacer ces circuits), cependant qu’il vient d’être admis que les réacteurs Golfech 1 et Penly 2 ne redémarreront qu’en juin 2023 au lieu de janvier/février, que la remise en service de Penly 1 est reportée de deux mois.

La mesure est présentée comme des réparations « préventives ». Elles ont en fait été largement programmées depuis plusieurs mois, projetant de nombreux et conséquents changements sur le parc (près de  1000 mètres linéaires, de 800 coudes de diverses épaisseurs ont déjà été remplacés).

(source : HCTISN)

Une commande colossale et vouée à se renouveler. Tout simplement car personne à EDF ne peut affirmer que les réacteurs de 900 MW (CP0 et CPY), l’essentiel du reste du parc, seraient assurément à l’abri de ce problème : seuls des contrôles ont été menés sur les lignes de 12 pouces mais aucun examen n’a été pratiqué sur les injections via les pompes en tuyauteries de 6 pouces (lignes d’injection RIS en branche froide BF et en branche chaude BC). Le doute réside encore. Et actuellement, les lignes RRA en branche chaude des CPY pourraient être vulnérables à ces corrosions sous contraintes d’après les premières données recueillies. En interne, ce scénario désastreux est plus que craint : certains l’anticipent déjà, techniquement et logistiquement bien entendu ; d’autres surtout énergétiquement et politiquement si d’aventure des arrêts devaient être à programmer…

Si l’apparition des CSC pourrait être liée à la modification du dessin des lignes des circuits, aucune conclusion définitive sur les causes ayant entraîné de telles CSC en moins de dix ans n’est pour l’instant arrêtée, seules des hypothèses sont émises qui permettent d’expliquer les fissurations finales (intergranulaires sur les RIS et transgranulaires sur les RRA).

Des commandes sont donc passées. Mais elles pourraient ne pas satisfaire aux attentes de l’ASN. Oui, il n’est pas exclu que toutes ces pièces de rechange ne soient elles-mêmes autant et aussi rapidement sensibles aux corrosions. Tectubi Raccordi est sous-traitant à la fabrication de parties principales sous pression (PPP) de remplacement, justement pour les circuits RIS et RRA. Leurs pièces ne peuvent malheureusement se prévaloir d’aucun retour d’expérience, les matériaux n’ont pas été éprouvés (ils relèvent des mêmes normes que les aciers austénitiques déficients) et les procédés de fabrication pas suffisamment encadrés.

Voilà bien le reproche appuyé par l’ASN à EDF en novembre dernier. Les problèmes de traçabilité inquiètent l’autorité indépendante, les réapprovisionnements des circuits identiques ne rassurent pas. Car EDF, malgré sa ‘task force’ dédiée au sujet CSC, reste dans l’incapacité d’expliquer l’origine de ses corrosions apparues sous contraintes. Le risque est donc élevé de retrouver les mêmes effets à partir des mêmes paramètres, conditions et effets (matériaux, procédés…). C’est Sisyphe au pays du Nucléaire.

Ici, l’ASN souligne en sus qu’EDF ne prend pas suffisamment de disposition proactive, ne démontre aucun renforcement de la surveillance de la qualité des matériaux commandés (traitements thermiques d’hypertrempe, taux de carbone, contrôle de l’état de surface). Les exemples antérieurs de non conformités ne manquent pourtant pas , même en ce domaine sensible et exigeant (ne parlons pas ici des falsifications passées).

Le caractère générique de ces CSC sur les circuits d’injection de sécurité (RIS) et de refroidissement du réacteur à l’arrêt (RRA) rend le sujet éminemment sensible et la rigueur du suivi attendue comme intransigeante, ce que convient un groupe permanent d’experts consultatif de l’ASN. Dans ses derniers avis du 20 septembre et du 13 octobre 2022, il est avancé que les paramètres techniques de soudage pourraient avoir eu un impact non négligeable, bien que secondaire par rapport aux facteurs de premier rang (température de fonctionnement, zone de vortex, présence de parties horizontales, niveau de dureté à proximité des soudures). Décidément, le sujet des soudures et des compétences perdues pour leur confection de haute tenue restent un des points charnières des problèmes rencontrés par EDF pour la maintenance de ses réacteurs en fonctionnement et la construction en cours de l’EPR voire des futures tranches.

Ce reproche visé plus haut de l’ASN fait plus que tâche. Surtout que dès 2020, pour ne citer que cet exemple récent, elle avait déjà fait part auprès de Framatome et d’EDF du manque de suivi des procédés de fabrication de ses sous-traitants (dont Tectubi donc mais également Vallourec, Franchini) notamment dans l’objectif d’atteindre la qualité la meilleure exigée et attendue et la maitrise du risque d’hétérogénéité des matériaux entrant dans la fabrication des équipements afin de pouvoir garantir le respect de l’exigence essentielle de sécurité.

  […] Framatome doit renforcer les dispositions permettant de justifier l’atteinte de la qualité attendue des matériaux entrant dans la fabrication des établissements sous pression nucléaires, sur l’ensemble de la chaine de sous-traitance. Les inspecteurs considèrent notamment nécessaire de mettre en place un processus robuste qui traduise la prise en compte effective et rigoureuse des spécifications d’élaboration des matériaux nécessaires à l’atteinte de la qualité attendue […]. 

Loin d’être anodin. D’autant que Tectubi est un acteur important du nucléaire français depuis le début des années 2000, notamment sur le projet EPR. Après quelques vérifications d’usage, l’EPR en serait-il encore à une déconvenue près ?

  [Le Groupe permanent d’experts pour les équipements sous pression nucléaires] recommande que soient tirés, dès à présent, les enseignements de ce phénomène de fissuration par CSC pour le réacteur EPR ainsi que pour la conception du réacteur EPR 2 et, de manière générale, des futurs réacteurs. 

Si EDF se veut rassurant, tout porte à croire que ce sujet pourrait encore affecter le parc dans les mois et années à venir, rendre indisponible quelques unités de production. Sans visibilité sur la tenue à long terme de la résolution du problème.

Fin d’actualisation (décembre 2022)

Mise à jour (mai 2024) : Des signes de corrosion sous contrainte auraient été révélés sur des soudures des réacteurs n°2 et 4 de la centrale nucléaire du Blayais, suite à des contrôles par ultrasons effectués lors de maintenances programmées. Cette catégorie de tranches est pourtant un modèle CPY de 900 MW et EDF assurait que les corrosions sous contraintes étaient à déplorer sur les seules les tranches les plus récentes.

EDF minimise les résultats obtenus, l’entreprise ne parlant que ‘d’indicateurs’ et de ‘défauts de fatigue thermique’. Et espère sans doute que cette nouvelle avarie ne soit pas systémique pour ce palier, sous peine de remettre en cause les objectifs de production annuels de 2024. Rappelons que ce problème de CSC avait suscité de nombreux arrêts de réacteurs de 2021 à 2022 et la production s’était vue chuter à son plus bas niveau depuis 33 ans.

Les ‘indicateurs’ correspondent tout de même à des fissures de 5 millimètres sur des canalisations du circuit primaire (parties RIS et RRA de secours encore) épaisses de 30 millimètres. Sans incidence sur le niveau de sûreté précise l’exploitant. Les portions concernées vont être remplacées, grâce aux commandes anticipées par EDF que nous vous avions signalées (vir supra ; mise à jour décembre 2022).

Les paliers 900 MW ne sont donc officiellement plus protégées d’une usure accélérée. Ils deviennent classés ‘moins sensibles’, ce qui n’ôte en rien la possibilité de les en trouver affectés en nombre également à mesure des contrôles. Et les vérifications sur tout le parc de se retrouver non superfétatoires. Mais toujours jugées peu urgentes puisqu’étendues jusqu’en 2025.

Fin d’actualisation (mai 2024)

Peut mieux faire. Doit mieux faire.

Les temps sont durs pour EDF. Outre ses problèmes de trésorerie, les arrêts impromptus pour maintenance sont consécutifs à la dégradation du matériel existant (gaines de combustible comprises !) auquel s’ajoute maintenant ce phénomène de corrosion sous contrainte largement impactant. Si bien que la poursuite de certains réacteurs au-delà de 50 ans n’est pas acquise au vu de l’état du parc selon le président de l’ASN. Ce qui risque de contrarier un peu plus les projections de transition énergétique du gouvernement. Quant à EDF, contrainte de reporter des arrêts prévus pour des opérations de maintenance légère et de rechargement du combustible lors de la crise sanitaire, tout se précipite pour elle, générant une vive tension sur le système électrique.

Au final, cette corrosion vient se conjuguer à de nombreux problèmes conjoncturels et structurels, sans solution rapide. Tous les travaux et études réalisés depuis le démarrage du parc nucléaire pour identifier les risques de corrosion et comprendre les mécanismes en œuvre, notamment pour la CSC des aciers inoxydables, semblent avoir été ignorés par les équipes opérationnelles.

Et l’exploit industrielle des années antérieures de virer à la tragédie énergétique. Bernard Doroszczuk, président de l’ASN, n’en est pas moins cinglant devant l’OPECST :

  Tous les exploitants doivent être particulièrement attentifs à la conformité des installations, notamment au regard des phénomènes de vieillissement, de dégradation et de corrosion des équipements qui tendent à s’amplifier. […] La performance en retrait en matière de sûreté pour les centrales de Golfech, Flamanville sous surveillance renforcée et Gravelines par manque récurent de rigueur d’exploitation [est soulignée]. [Des] fragilités industrielles touchent les installations dans leur ensemble. […] Le système électrique français doit faire face à une double fragilité inédite qui résultent pour l’essentiel de l’absence de marges. Leur moindre disponibilité [est due] à la non mise en service de l’EPR de Flamanville, la mise à l’arrêt des deux réacteurs de Fessenheim, l’impact du grand carénage et les conséquences de la crise Covid. La détection d’anomalies inattendues de corrosions sous contrainte sur des canalisations annexes du circuit primaire [a obligé EDF à la mise à l’arrêt de plusieurs réacteurs]. Le traitement de ces anomalies prendra plusieurs années. La seconde fragilité concerne l’industrie du cycle combustible : une série d’événements fragilisent actuellement l’ensemble de la chaine du cycle du combustible. Tout d’abord, la saturation prévisible à l’horizon 2030 des piscines d’entreposage de combustibles usés à La Hague qui n’a pas été suffisamment anticipée va conduire Orano à mettre en place des parades temporaires entre 2030 et 2034 pour faire face à ce risque de saturation, [parade dont] l’une privilégiée est celle de la densification des piscines actuelles qui ne présente pas le même niveau de sûreté qu’une installation nouvelle. […] Chacun de ces événements, s’ils s’aggravaient, pourraient dégrader encore à la saturation des piscines de La Hague et pourraient par ricochets, par effets systémiques, fragiliser le fonctionnement des centrales nucléaires dans la mesure où elles ne pourraient plus évacuer les combustibles usés de leurs installations. 

En l’état actuel, les éléments mis à la disposition de l’ASN lors des réexamens de quatrième visite décennale des réacteurs de 900 MW ne permettent pas de conclure à la poursuite de fonctionnement de certains de ces réacteurs au-delà de cinquante ans. Pour le gendarme du nucléaire, faisant suite à son rapport annuel, le scénario reposant sur des hypothèses structurantes d’un mix avec la construction de nouveaux réacteurs voulue par Macron et la poursuite de certains jusqu’à et au-delà de soixante ans est carrément non justifié : le risque est même prégnant toujours selon son président d’engager le système électrique dans une impasse en cas d’insuffisance de fonctionnement de réacteurs. Surtout, une anticipation de dix à quinze ans reste incompressible pour prendre en compte tous les délais (visites, études, tests, conclusions…). En gros, la poursuite des fonctionnements des réacteurs ne doit pas être la variable d’ajustement d’une politique énergétique mal calibrée.

Le constat de l’ASN n’est guère rassurant : le besoin en investissements et en compétences pour faire face aux défis à venir est immense, un ‘véritable plan Marshall’ est même souhaitable pour rendre industriellement soutenable la trajectoire macronienne. Mais cela s’inscrit dans un contexte qui aura fait démonstration de la baisse qualitative et rigoriste de la conception et de la fabrication sur les derniers grands projets nucléaires engagés en France, une conclusion de recul déjà formulée depuis 2019 sans changement notable.

(exemples de fissures sur un élément de bâtiment réacteur)

Résident en tout cas de nombreuses incertitudes dans l’industrie nucléaire concernant le vieillissement des réacteurs et de leurs nombreux matériels (installations, canalisations), au premier rang desquels les tuyaux du réseau d’injection de sécurité en ce cas d’espèce analysé ici. Le vieillissement étant plus rapide qu’envisagé et s’accélérant à partir d’un certain seuil, la pertinence d’une fréquence décennale pour prétendre visiter et arbitrer sur la prolongation ou non de tout réacteur semble inadaptée. Aussi, le vœu d’exhaustivité qui serait attendu de l’étude de tous les recoins et centimètres carrés d’un bâtiment réacteur alambiqué d’innombrables tuyaux, vis, boulons, vannes… frise la prétention.

La découverte hasardeuse de microfissures sur les RIS, pour ne citer que cet exemple, nous rappelle l’incapacité d’accéder à une telle volonté. Enfin, il faut sans doute tenir pour acquis que qu’aucune certitude ne peut valablement être tenue pour acquise dans le domaine nucléaire et en ce secteur à fortes contraintes multiples et multifactorielles. Autant pour la prolongation de service des réacteurs les plus anciens, notamment ceux du palier 900 MW, que concernant la tenue à long terme de la solution de stockage permanent des déchets nucléaires par enfouissement.