Le 7 mai, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a autorisé la mise en service de l'EPR de Flamanville (Manche). Cette décision (1) a été prise après l'instruction du dossier d'EDF et le contrôle de la construction du réacteur. L'Autorisation comprend plusieurs prescriptions qui imposent notamment le remplacement de plusieurs équipements à différentes échéances.
Dans la foulée, EDF annonce que ses équipes « ont débuté le chargement des assemblages du combustible dans la cuve du réacteur le 8 mai 2024 à 14h ». Une fois le combustible nucléaire chargé, EDF pourra procéder aux essais de démarrage. Cette phase durera « plusieurs mois », explique EDF qui vise sur une connexion au réseau électrique « à l'été 2024 ».
De son côté, le Réseau sortir du nucléaire (RSN) déplore que l'autorisation ait été accordée bien que « de nombreuses personnes s'y sont opposées dans la consultation au public organisée par l'ASN ».
Remplacements de soupapes et d'échangeurs de chaleur
La décision de l'ASN impose à EDF de remplacer plusieurs équipements du réacteur, afin « d'assurer, sur l'ensemble de la durée de vie de l'installation, un niveau de performance suffisant », explique l'Autorité.
En premier lieu, elle demande à EDF de remplacer les corps de deux soupapes de protection des circuits secondaires principaux. Cette réparation doit avoir lieu avant le quatrième cycle de fonctionnement du réacteur, soit d'ici six ans (la durée d'un cycle étant d'environ 18 mois). Le rapport d'instruction (2) de l'ASN explique que « des risques d'irrégularité ont été mis en évidence chez plusieurs sous-traitants qui sont intervenus dans la fabrication d'environ 300 équipements », dont certains sont importants pour la sûreté du réacteur. C'est le cas de 28 soupapes destinées à la protection de différents circuits de la chaudière, dont les huit qui protègent les circuits secondaires principaux. EDF s'est engagée à remplacer les corps de deux de ces soupapes à l'issue du quatrième cycle de fonctionnement du réacteur.
De même, EDF devra remplacer les échangeurs entre les circuits de réfrigération intermédiaire (RRI) et d'eau brute secourue (SEC) d'ici la première visite décennale. En 2020, à l'occasion d'essais, EDF a constaté que la performance de ces échangeurs était inférieure à celle attendue. Pour répondre à cet écart, EDF a modifié le circuit SEC. L'ASN explique que cela suffira jusqu'à la première visite décennale, malgré l'encrassement des échangeurs, qui réduira leurs performances, et l'augmentation de la température de l'eau prélevée en mer liée aux changements climatiques. Le rapport d'instruction précise qu'EDF compte en réalité « remplacer ces échangeurs lors du premier arrêt pour rechargement par des échangeurs de technologie et de dimensions différentes ».
Le couvercle sera remplacé dans 18 mois
Ces deux prescriptions s'ajoutent au remplacement du couvercle de la cuve qui interviendra durant le premier arrêt pour rechargement du réacteur. Initialement, cette demande avait été annoncée par l'ASN en 2017 et encadré par une décision d'octobre 2018. Le remplacement devait alors intervenir avant le 31 décembre 2024. Mais, en mai 2023, l'ASN a pris une nouvelle décision (3) qui reporte ce remplacement à « l'arrêt du réacteur au cours duquel la première requalification complète du circuit primaire est réalisée ». Normalement, cette requalification aura lieu au premier arrêt programmé du réacteur.
Ce report permet à EDF de ne pas avoir à procéder à un arrêt pendant le premier cycle, ce qui évite d'avoir à interrompre des essais de démarrage. Normalement, ce premier cycle de fonctionnement, qui inclut la phase d'essais, est prévu pour durer entre 15 et 18 mois. L'ASN avait admis ce report puisqu'il entraîne une durée d'utilisation du couvercle de l'ordre de 18 mois, soit une durée inférieure à celle qui était envisagée lorsque l'ASN a pris sa décision initiale (à l'époque le réacteur était censé entrer en service fin 2019 et fonctionner cinq ans avant le remplacement du couvercle).
Mise en service par étapes
La décision de l'ASN impose aussi une procédure de démarrage en plusieurs étapes qu'elle suivra et, pour certaines, validera.
Une fois le combustible chargé, EDF procédera à une première série d'essais, dits « précritiques », c'est-à-dire avant que la réaction en chaîne ne soit déclenchée. Un premier jalon sera atteint lorsque la température du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux atteindra 110 °C. EDF devra envoyer un premier dossier à l'ASN pour garantir que l'exploitant « a consolidé (…) les informations issues de la visite complète initiale de ces circuits ».
Ensuite, après avoir reçu l'accord de l'ASN, EDF pourra procéder à la divergence du réacteur, c'est-à-dire au démarrage de la réaction en chaîne, puis au couplage au réseau électrique.
L'augmentation progressive de la puissance du réacteur permettra de réaliser une série d'essais de démarrage. Durant cette phase, EDF devra obtenir par deux fois l'accord de l'ASN pour dépasser certains seuils. Le premier est le seuil des 25 % de la puissance nominale de l'EPR. La bonne calibration du système de protection du réacteur est vérifiée à ce stade. Le second seuil est celui des 80 % de la puissance du réacteur. La conformité de l'installation à sa démonstration de sûreté est alors vérifiée.
Bilan annuel des retours d'expérience à l'étranger
Enfin, dernière prescription : EDF devra prendre en compte le retour d'expérience de l'exploitation des autres EPR dans le monde. Jusqu'à la première visite décennale, EDF devra transmettre tous les ans à l'ASN une synthèse de ces retours d'expérience. « Outre les bonnes pratiques identifiées, cette synthèse inclut les principaux écarts survenus sur les autres réacteurs de type EPR dans le monde et les mesures qu'[EDF] déploie pour éviter leur reproduction [à Flamanville] », précise la décision de l'ASN.
À ce sujet, l'ASN rappelle que le retour d'expérience des premiers EPR mis en service « a mis en évidence des fluctuations de débit en entrée du cœur ». EDF en a tenu compte dans sa démonstration de sûreté, mais « il convient toutefois de prescrire la remise d'un rapport présentant la conception détaillée ainsi que le calendrier d'installation d'un dispositif permettant de limiter [ces] fluctuations ». Ce rapport est attendu avant le 31 décembre 2026.
