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 ?

// En Bref //

• Un phénomène de corrosion est détecté sur de nombreux réacteurs

• Il affecte un circuit de secours vital pour éviter la fusion des combustibles

• Ce cas rare dans le monde semble très réparti sur notre parc

• Un cas similaire aura été caché en 1983

• Une modification de la géométrie des canalisations effectuée par nos ingénieurs en dehors des standards Westinghouse semble être à l’origine de cette détérioration inattendue

• L’ASN critique la qualité et la rigueur des tâches inhérentes au fonctionnement des centrales relevant de l’exploitant

• La pertinence des simulations et calculs pour projeter de l’évolution des composants soumis à des contraintes multiples et cumulatrices interroge la prolongation des centrales et les projets ambitieux d’enfouissement de déchets 

// En Bref //

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.

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.