Le phénomène de corrosion sous contrainte détecté au début de l'hiver dernier est un « événement sérieux et inédit », constate Bernard Doroszczuk. Le président de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) confirme que l'ensemble du parc nucléaire est susceptible d'être concerné. Toutefois, les réacteurs les plus anciens, les plus nombreux, sont moins affectés. En cause, une modification de certains circuits appliquée aux réacteurs les plus récents.
C'est en substance ce qu'a expliqué, le 17 mai, le président de l'ASN lors de la présentation du bilan annuel de la sûreté nucléaire devant les membres de l'Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (Opecst). Ce jeudi 19 mai, EDF a confirmé et précisé les informations que l'ASN a présentées.
Un événement totalement inattendu
La découverte, fin 2021, d'un phénomène de corrosion sous contrainte sur des portions auxiliaires du circuit primaire des quatre réacteurs du palier N4 – les réacteurs Civaux 1 et 2 (Vienne) et Chooz B1 et B2 (Ardennes) d'une puissance de 1 450 mégawatts (MW) – constitue bien un événement sérieux, a expliqué le président de l'ASN. Sérieux, d'abord, parce que l'un des circuits concernés, le système d'injection de sécurité (RIS), est important en termes de sûreté. En cas de brèche, il ne pourrait pas être isolé du circuit primaire, ce qui affecterait la capacité de refroidissement du cœur.
Sérieux, aussi, parce que le problème « peut concerner l'ensemble du parc nucléaire d'EDF ». En effet, en janvier, il a été découvert sur le réacteur 1 de Penly (Seine-Maritime), un des vingt réacteurs français de 1 300 MW (le deuxième palier). En avril, quatre autres réacteurs ont été concernés : Chinon B3 (Indre-et-Loire) - un des 32 réacteurs de 900 MW – Cattenom 3 (Moselle), Flamanville 2 (Manche) et Golfech 1 (Tarn-et-Garonne). Au total, EDF a donc dû mettre à l'arrêt ou prolonger l'arrêt programmé de douze réacteurs.
En outre, il s'agit d'un « événement totalement inattendu », puisque le contrôle qui a permis de le découvrir portait sur la « fatigue thermique » de l'acier, et non sur une éventuelle corrosion. En effet, l'acier inoxydable à faible teneur en carbone employé était censé garantir l'absence de corrosion.
Quatre circuits concernés
Pour traiter le problème, EDF a mis en œuvre un programme de contrôle par ultrasons, de découpe et d'analyse de certains tronçons, et de réparation. Ce travail est délicat : il impose la destruction des tronçons expertisés. « C'est un des points extrêmement compliqués de la phase dans laquelle nous nous trouvons », explique Bernard Doroszczuk. Trente-cinq soudures ont déjà été découpées et 105 autres vont l'être d'ici à fin juin. Pour l'instant, les premiers résultats semblent garantir la tenue en fonctionnement des portions concernées, « mais avec peu de marge ». EDF précise que la fissure la plus importante, constatée à Civaux 1, est de 0,56 cm sur un tuyau de 2,85 cm d'épaisseur.
Les premiers enseignements indiquent que les réacteurs les plus récents de 1 450 MW sont plus affectés que ceux de 1 300 MW. Quant aux réacteurs de 900 MW, les premiers résultats montrent qu'« ils sont peu, voire pas affectés par ce phénomène », explique l'ASN.
Outre le circuit RIS, « le circuit de refroidissement à l'arrêt (RRA) est aussi concerné », a expliqué le président de l'ASN. EDF précise, qu'à l'heure actuelle, trois réacteurs présentent des défauts sur ces deux circuits (Civaux 1, Chooz B1 et Penly 1) et un quatrième sur le RRA (Chinon B3). Des études sont aussi en cours pour évaluer si deux autres auxiliaires du circuit primaire sont affectés : le circuit destiné au maintien de la composition chimique de l'eau (RCV) et une ligne d'expansion du pressuriseur. À ce stade, « nous avons plutôt confiance dans le fait que ces circuits soient peu affectés », explique Régis Clément, le directeur adjoint de la production nucléaire d'EDF, précisant que deux réacteurs feront l'objet d'expertises.
La géométrie des circuits semble être en cause
Reste l'origine du problème. Trois éléments se combinent pour expliquer la corrosion sous contrainte : la sensibilité de l'acier ; le milieu, c'est-à-dire son pH, sa température et la présence d'oxygène ou de polluants ; et les contraintes thermiques et mécaniques à proximité des zones affectées. Les résultats montrent que les deux premiers facteurs sont hors de cause, ou ne jouent qu'à la marge.
Il semble plutôt que la conception des réacteurs en soit la raison. Le président de l'ASN a désigné la géométrie des circuits affectés : celle du palier de 900 MW est conforme au design original de Westinghouse (le concepteur américain des premiers réacteurs français), alors que celle des paliers suivants a été « francisée ». EDF a « la conviction claire » que l'augmentation du nombre de coudes et le rallongement de certains tronçons est effectivement en cause, explique Régis Clément. En l'occurrence, le design des lignes conçues par les ingénieurs français favorise l'alternance d'écarts de température de l'eau dans les circuits. Et cette douche écossaise impose des contraintes thermiques au métal qui l'affaiblissent. La réalisation des soudures est aussi une cause du problème, mais « de second ordre ».
Compte tenu de ces éléments, EDF estime qu'elle est face à un phénomène lent, qui affecte toujours les mêmes zones (à proximité des soudures et des coudes). En outre, compte tenu de la densité du métal au centre des zones affectées, les fissures ne sont pas susceptibles de se propager sur toute l'épaisseur des tuyaux. Dans son analyse de sûreté, remise à l'ASN le 13 mai, l'entreprise propose donc de réaliser les contrôles à l'occasion des visites programmées d'ici à fin 2023, plutôt que de mettre spécifiquement à l'arrêt les réacteurs.
