Problème de corrosion : tout comprendre aux micro-fissures qui ébranlent le parc nucléaire d'EDF

Depuis décembre dernier, EDF est empêtré dans un problème de corrosion qui l'a obligé à mettre à l'arrêt 12 réacteurs nucléaires et à revoir plusieurs fois à la baisse ses prévisions de production. De quoi plomber ses résultats à venir. Mais de quoi s'agit-il exactement ? Quelle est l'origine de cette anomalie ? Comment se matérialise-t-elle très concrètement ? Quels sont les risques en matière de sûreté ? Comment y remédier ? Etat des lieux en neuf questions.

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Le parc nucléaire tricolore compte 56 réacteurs. Sur les 27 réacteurs d'EDF à l'arrêt actuellement, 12 sont à l'arrêt à cause de problèmes de corrosion.
Le parc nucléaire tricolore compte 56 réacteurs. Sur les 27 réacteurs d'EDF à l'arrêt actuellement, 12 sont à l'arrêt à cause de problèmes de corrosion. (Crédits : Wikimedia Commons)

Corrosion sous contrainte ou bien "CSC" pour son petit nom. Depuis décembre 2021, pas une semaine ne se passe sans que ce phénomène, qui affaiblit considérablement la disponibilité du parc nucléaire français, ne soit évoqué dans l'actualité. Et pour cause : sur les 27 réacteurs d'EDF à l'arrêt actuellement, 12 le sont en raison de problèmes de corrosion.

Mais de quoi parle-t-on exactement ? À quoi ressemble un phénomène de corrosion sous contrainte ? Où est-ce que cette anomalie se situe au sein d'un réacteur ? Comment peut-on la détecter ? Comment évolue-t-elle ? Quid de son impact sur la sûreté ? Et, surtout, comment peut-on y remédier ? Ce jeudi 19 mars, EDF a présenté à la presse ses conclusions, à date, sur ce phénomène très embarrassant. Etat des lieux.

A quoi ressemble cette anomalie ?

"Contrairement à ce que le sens commun pourrait le laisser penser, un phénomène de corrosion sous contrainte ne correspond pas à l'apparition de rouille, mais à des micro-fissures sur une partie de la tuyauterie", explique Régis Clément, directeur adjoint de la direction production nucléaire d'EDF. Dans le cas présent, les fissures se situent sur la surface de la tuyauterie et leur taille varie d'une centaine de microns seulement à quelque 5 millimètres sur le réacteur de Civaux 1.

Où se situent les mini fissures ?

Ces fissures se trouvent sur des circuits auxiliaires. Ces derniers sont connectés directement au circuit primaire principal, qui entoure le réacteur et dans lequel circule une eau à 320 degrés. Il s'agit, grosso modo, de tuyaux en acier dont le diamètre varie entre 25 et 30 centimètres et d'une épaisseur de 3 centimètres. "Des tuyaux de taille moyenne pour l'industrie nucléaire", précise Régis Clément. Ces tuyaux ne sont pas rectilignes, mais cheminent, avec des tronçons verticaux et horizontaux et des coudes. Ils sont tortueux.

Aujourd'hui, les fissures ont été identifiées sur deux circuits auxiliaires en particulier. D'abord, le circuit d'injection de sécurité (RIS), qui joue un rôle de protection du réacteur en cas d'accident en acheminant de l'eau dans le circuit primaire principal. "En fonctionnement normal [d'une centrale, ndlr], il est à l'arrêt. L'eau ne circule pas", précise Régis Clément.

Le circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) est également concerné par cette anomalie. Ce circuit "a un rôle en fonctionnement normal. On l'utilise chaque fois que le réacteur est à l'arrêt pour évacuer la chaleur résiduelle produite par le combustible", détaille Régis Clément.

EDF  s'apprête à vérifier l'existence, ou non, de ce problème de corrosion sur deux autres circuits auxiliaires : le circuit de contrôle chimique ainsi que la ligne d'expansion du pressuriseur. L'électricien, qui a déjà réalisé des premières analyses, est plutôt confiant sur le fait que ces circuits ne seront pas affectés.

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Combien de réacteurs sont concernés par ces fissures ?

EDF a identifié 12 réacteurs concernés ou potentiellement concernés par le phénomène de corrosion sous contrainte. À ce jour, les expertises réalisées ont confirmé la présence de cette anomalie sur quatre réacteurs : Civaux 1, Chooz 1, Penly 1 et Chinon B2.

A quoi sont-elles dues ?

Selon l'enquête initiée par l'opérateur nucléaire, deux facteurs générant des contraintes physiques sur la tuyauterie expliquent l'apparition de cette anomalie : le design, c'est-à-dire la géométrie de la tuyauterie, et la réalisation d'un procédé de soudage permettant d'assembler, in situ, les tronçons de tuyaux. "Nous avons la conviction claire que le design apparaît comme une cause prépondérante", a expliqué Régis Clément. Cette information est une bonne nouvelle car elle signifie que le phénomène de corrosion sous contrainte n'est pas lié au vieillissement du réacteur.

En revanche, selon les types de réacteurs, le design des lignes de tuyauteries des circuits auxiliaires n'est pas le même. Sur les réacteurs de 900 MW (les plus nombreux et les plus anciens du parc tricolore) elles sont plutôt courtes et peu tortueuses. En revanche, sur les réacteurs de 1.300 MW, et N4, plus récents, elles sont plus longues et plus tortueuses.

Concrètement, l'eau chaude du circuit primaire pénètre dans le circuit RIS, où l'eau stagnante est plus froide. Sur la tuyauterie, l'eau vient lécher le métal à des températures différentes et génère ainsi des contraintes alternatives, tenues pour responsables de l'apparition des micro-fissures. EDF a constaté que plus les lignes de tuyauterie des circuits concernés étaient longues et avec des portions horizontales importantes, plus le phénomène de corrosion s'amplifiait.

Ensuite lors des soudures, le matériaux subit des montées et chutes de température. Et, selon EDF, la première passe de soudage, qui permet en quelque sorte de réaliser la fondation de la soudure, est très corrélée à l'apparition du phénomène de corrosion sous contrainte.

Le design des tuyauteries concernés va-t-il être revu ?

EDF ne prévoit pas de nouveau design pour les tuyauteries qui ont fait l'objet de découpes. En revanche, les zones qui subissent des contraintes thermiques et mécaniques feront l'objet de contrôles plus rapprochés. "Nous allons reconstruire à l'identique les lignes de tuyauteries telles que nous les avons connues, mais la manière de surveiller les réparations va être particulièrement différente", a clarifié Régis Clément.

Comment peut-on détecter ces fissures ?

Pour réaliser ses travaux d'investigation, EDF s'appuie sur deux approches. La première consiste à effectuer des contrôles. Cette méthode, non invasive, permet de sonder la tuyauterie par l'extérieur grâce aux ultrasons, une technologie semblable à celle de l'échographie dans le monde médical. "Cette technique ne permet pas de connaître la nature du défaut, sa dimension et sa profondeur", relève toutefois Régis Clément. La seconde approche, elle, est dite destructive, car elle consiste à découper une portion de tuyauterie et de la déposer en laboratoire pour "scruter la matière en profondeur". Elle suppose donc d'importants travaux. À date, 35 découpes et expertises en laboratoire ont été réalisées. 105 supplémentaires doivent l'être d'ici la fin du mois de juin. A l'avenir, EDF espère s'appuyer sur une technologie avancée d'ultrasons permettant de réaliser ces mesures de manière non invasive. L'outil devrait être disponible d'ici la fin du second semestre 2022.

Quel est l'impact de cette anomalie sur la sûreté ?

EDF a calculé quelle était la hauteur du défaut maximum admissible au titre des exigences de sûreté. L'électricien a ensuite comparé les hauteurs réelles observées sur les tuyauteries qui ont fait l'objet de découpes et les résultats de ses simulations numériques. Il en ressort qu'aucune de ces fissures n'a dépassé le niveau maximal. Par ailleurs, EDF a constaté que le phénomène de corrosion ne pouvait pas se propager sur toute l'épaisseur de la tuyauterie, mais se limitait à sa surface. La soudure crée, en effet, des zones de compression où les grains de matière sont très resserrés. Cette cohésion de l'acier constitue une sorte de front que la corrosion sous contrainte ne peut pas traverser. Les analyses montrent également que ce phénomène se développait lentement. "L'incubation peut prendre des dizaines d'années, pendant lesquelles il ne se passe rien", indique Régis Clément.

Combien de temps l'immobilisation des 12 réacteurs concernés va-t-elle durer ?

Selon les données publiées sur le site REMIT, les douze réacteurs aujourd'hui à l'arrêt devraient entrer de nouveau en service entre le 7 août prochain et le 18 février 2023. D'une manière générale, la seule réalisation de contrôles par ultrasons sur les tuyauteries identifiées nécessite cinq semaines d'arrêt tandis que les découpes, qui entraînent nécessairement des travaux de réparation par la suite, conduisent à plus de 10 semaines d'arrêt.

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Toutefois, les travaux de réparation ne pourront démarrer qu'après l'accord de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui instruit actuellement le dossier d'EDF rendu le 12 mai dernier. Le gendarme du nucléaire doit notamment se prononcer sur les conditions de soudage et de radioprotection dans lesquelles ces travaux vont être réalisés. "Du point de vue de notre projection de planning, nous aurions besoin de ce feu vert au virage de l'été", a confié le directeur adjoint de la direction production nucléaire.

D'autres réacteurs devront-ils être arrêtés ?

"Au-delà des 12 réacteurs, il n'est pas nécessaire d'anticiper de nouveaux arrêts pour réaliser des analyses liées au phénomène de corrosion sous contrôle", a indiqué Régis Clément. Les travaux d'investigation seront ainsi cadencés au rythme des arrêts programmés en 2023. Ces arrêts programmés sont ceux liés au chargement du combustible ou à une visite décennale par exemple. Aujourd'hui, ni EDF, ni le gendarme du nucléaire ne se prononce sur la durée de l'impact de ce problème de corrosion sur la disponibilité du parc nucléaire. L'électricien précise néanmoins, qu'à "ce stade, et dans l'attente de la réalisation des contrôles et des réparations, l'estimation de la production nucléaire pour 2023, soit 300-330 TWh, n'est pas modifiée".

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Commentaires 3
à écrit le 22/06/2022 à 11:51
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L’acier INOX se fissure sous contraintes (pression), ces fissurations peuvent se réveiller ou s’aggraver à l’occasion de soudages, ou en présence de certains composants dans l’alliage (carbone..) ou encore lors des cyclages en pression température. C...

à écrit le 04/06/2022 à 0:12
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EDF fait avancer la science : aucun autre exploitant nucléaire au monde, qui a les mêmes réacteurs, ne semble se soucier de ce phénomène qui devrait concerner tout le monde de manière plus ou moins importante. Notre pays applique à fond le principe ...

à écrit le 20/05/2022 à 10:16
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Les plombiers se régalent, au plus il y de fuites au mieux ils se portent.

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