[MAJ] Corrosion sous contrainte : pas de nouveaux arrêts de réacteurs - Sfen

[MAJ] Corrosion sous contrainte : pas de nouveaux arrêts de réacteurs

Publié le 20 mai 2022 - Mis à jour le 24 mai 2022

[Mis à jour le 20 mai] EDF a remis à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) son rapport d’analyses et son programme d’investigation sur le phénomène de Corrosion sous contrainte sur le parc nucléaire. Ce programme est en cours d’examen, mais le président de l’ASN, à l’occasion d’une audition parlementaire, a livré des premiers éléments sur l’état des lieux et les actions en cours concernant ce phénomène inédit qui n’est pas lié au vieillissement du parc. EDF de son côté estime qu’in n’y aura pas d’autres arrêts anticipés de réacteurs, au-delà des douze concernés.   

Le mardi 17 mai, l’ASN était auditionnée par l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) sur la sûreté des installations nucléaires en 2021. À cette occasion, le Président de l’ASN, Bernard Doroszczuk, a été interrogé sur le phénomène de corrosion sous contrainte (CSC) détecté sur certains réacteurs du parc nucléaire. Il a confirmé qu’EDF a remis le 13 mai une version actualisée de ses analyses et de ses programmes d’investigations, de contrôle, et de remédiation. Ce dernier a confirmé qu’à ce stade, 12 réacteurs sont soumis à « une expertise approfondie », à savoir les quatre du palier N4, cinq du palier 1300 et trois du palier 900. Régis Clément, directeur adjoint de la Direction Production Nucléaire d’EDF, explique « que, aujourd’hui, au-delà des 12 réacteurs arrêtés, il n’est pas nécessaire d’anticiper de nouveaux arrêts pour des contrôles supplémentaires ». Des contrôles dédiés seront réalisés lors des visites partielles, décennales et pour rechargement en 2022 et 2023.  

Phénomène et ses conséquences en matière de sûreté 

Des indications de fissures par CSC sur les tuyauteries des circuits RIS d’injection de sûreté ont été détectées entre novembre 2021 et janvier 2022, lors de contrôles non destructifs sur les réacteurs nucléaires de type N4 (Civaux, Chooz B) et sur le réacteur 1 de la centrale de Penly (1300MW). Sur trois d’entre eux (Civaux 1, Chooz B2, Penly 1), des parties de tuyauteries RIS ont été déposées et fait l’objet d’expertises métallurgiques, lesquelles ont confirmé la présence de fissures. Les fissures expertisées sur les autres réacteurs que Civaux 1 sont de taille plus réduite (au maximum 2 mm).  Un tel phénomène, qui concerne un acier inox courant, est extrêmement rare dans les réacteurs à eau sous pression. À ce jour, un seul exemple similaire a été répertorié au niveau mondial, au Japon. 

Une note d’information publiée par l’ASN le 24 février dernier a indiqué qu’EDF a apporté, lors d’une présentation le 11 février, « des justifications de la tenue mécanique des tuyauteries concernées et des éléments tendant à montrer que les fissures ne se propagent que sur une épaisseur limitée ». L’ASN a aussi 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).  Dans une conférence organisée par EDF le 19 mai, il est précisé que seuls quatre réacteurs sont concernés par des CSC avérés. D’une part, on trouve Civaux 1, Chooz 1, Penly 1 sur les circuits RIS et RRA. D’autre part, Chinon B3 une CSC a été trouvée sur le RRA ; elle est liée à un défaut de 300 microns sur une soudure. 

Source : IRSN, les composants d’un réacteur en détail 

 Elle a aussi demandé à EDF des démonstrations complémentaires, ce qui a conduit à engager de nombreux travaux :  

  • sur les calculs mécaniques (taille des défauts critiques, selon des méthodes conventionnelles et des méthodes réalistes, pour les différentes lignes et les différents coudes) ;
  • sur la simulation numérique du soudage, afin d’estimer les taux d’écrouissage, et donc la sensibilité à la CSC, des différents coudes ;
  • sur les calculs de contraintes résiduelles, afin d’évaluer jusqu’à quelle profondeur les défauts pourraient se propager (en l’absence de contraintes résiduelles, la CSC s’arrête, et cela semble le cas dans la partie centrale de l’épaisseur du tube).

À ce stade des examens, le Président de l’ASN indique que les réacteurs N4 sont les plus affectés. Le phénomène est moins prononcé sur les 1300 et faible ou inexistant sur les 900. Il explique que « l’analyse menée sur les tuyaux déposés semble montrer que le phénomène provient de la géométrie des lignes », différente entre les paliers 900 MW et les autres réacteurs du parc. Bernard Doroszczuk précise donc que « ce n’est pas un phénomène lié au vieillissement. La géométrie des lignes favorise une stratification thermique des fluides. Cela génère des contraintes thermomécaniques. La réalisation des soudures paraît une cause de second ordre aujourd’hui ».  

Sur le programme de contrôle des réacteurs du parc nucléaire 

L’ASN exposait dans sa note du 24 février les éléments sur la stratégie de contrôle d’EDF pour l’ensemble de ses réacteurs.  Ainsi, l’exploitant a réexaminé les résultats des derniers contrôles réalisés sur tous les réacteurs pour rechercher des indications, à l’époque considérées comme parasites, mais pouvant correspondre à de la CSC. De nouveaux contrôles sont ainsi en cours, en plus des cinq premiers réacteurs, sur Bugey 3 et 4, Cattenom 3, Chinon B3 et Flamanville 1 et 2.  

D’une manière générale, pour les réacteurs entrant dans la catégorie des plus fortes présomptions de défauts : soit un arrêt de tranche était déjà programmé au premier semestre et il est mis à profit pour réaliser un nouveau contrôle, soit l’arrêt de tranche est planifié au second semestre et un arrêt spécifique pour contrôle est réalisé au premier semestre. Une tranche témoin a été définie par palier : Civaux 1 pour le palier N4, Penly 1 pour le palier 1300 et Chinon B3 pour le palier 900, ainsi que Bugey pour le palier 900 CP0. Ainsi, le réacteur de Chinon B3 fait actuellement l’objet d’un contrôle approfondi (découpe des tuyauteries et analyses métallurgiques).  

« Pour l’heure, les contrôles non destructifs ne permettent pas de caractériser la taille (des fissures). Pour cela, il faut découper les tuyaux », explique le président de l’ASN. Ce dernier précise qu’une méthode de mesure non destructive est en cours de développement par EDF et sera disponible au second semestre 2022. D’ici là, plusieurs déposes seront réalisées pour expertise. En plus des 35 déjà effectuées, 105 supplémentaires sont attendues d’ici fin juin 2022. ■

Par Sfen
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