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Le fonctionnement d’un réacteur atomique : les produits uranifère de fission atomique 'appelé à tort " combustible nucléaire"), produisent par leur bombardement neutronique une chaleur titanesque à l’origine de la vapeur entraînant des turbines. Ces produits de fission atomique sont installés dans la cuve. Ces deux entités composent ce qu’on appelle le « cœur » du réacteur. Le cœur du réacteur est normalement refroidi par l’eau qui circule dans le circuit primaire du réacteur, eau pompée en amont des réacteurs dans les fleuves ou les mers puis rejeter réchauffée dans les rivières ou canaux. En cas de brèche sur le circuit primaire, celui-ci va progressivement se vidanger, et ne pourra plus, à terme , assurer sa fonction de refroidissement du cœur. » S’ensuivent alors une surchauffe du combustible et, à terme, l’accident avec fusion du cœur.

C’est ce qui s’est produit pour les pires accidents nucléaires jamais enregistrés, à Fukushima au Japon en 2011, à Tchernobyl, en Ukraine/URSS en 1986 et à Three Mile Island aux États-Unis en 1979 et ce qui a failli se passer au Tricastin en juin 2017 sur le réacteur n°1 . À moins que le cœur ne puisse être refroidi en urgence par un autre moyen : un circuit de secours. « Dans une telle situation, le circuit d’injection de sécurité (CIS) permet d’injecter de l’eau borée dans le circuit primaire, afin de continuer à refroidir le cœur et, par l’effet du bore, d’étouffer la réaction nucléaire », explique l’ASN.

Or, c’est précisément ce circuit CIS qui est abîmé : un problème sur une pièce maîtresse de la sûreté nucléaire.

centrale-atomique-de-Civaux_Vienne.jpgMercredi 15 décembre 2021 EDF annonçait qu'il avait détecté un problème de corrosion et de fissuration dans les circuits d’injection de sécurité — une pièce vitale en cas d’accident — des deux réacteurs de Civaux dans la Vienne (*). EDF l'est a mis à l'arrêt, donc. Et il a aussi mis à l’arrêt la centrale de Chooz dans les Ardennes (B1 et B2 ), équipée du même type de réacteurs, pour vérifier ses équipements de sécurité.

Mais chez EDF, il n’y a pas que les tuyaux des réacteurs qui sont corrodés. La mémoire de l’entreprise paraît, elle aussi, mangée par la rouille. Depuis le mois de décembre 2021 (1), les dirigeants de l’électricien ne cessent ainsi de jouer l’étonnement quand ils évoquent le problème de corrosion sous contrainte (2) découvert l’été dernier sur une partie de tuyauterie du circuit primaire des réacteurs de Civaux. Problème qui concerne maintenant 12 des 56 réacteurs (3) en exploitation et menace l’alimentation du pays en électricité l’hiver prochain. Interrogé à ce sujet par Reporterre, EDF affirme ainsi que « le phénomène de corrosion sous contrainte détecté par EDF sur des portions de tuyauterie d’un circuit auxiliaire du circuit primaire du réacteur de Civaux 1, lors de la réalisation de contrôles programmés, est inédit sur un circuit auxiliaire du circuit primaire ».


Le problème, c’est qu’au sein du complexe nucléaire tricolore, le discours n’est pas tout à fait le même. Interrogé sur cette même question, l’Institut de radioprotection et de sureté nucléaire (IRSN) nous répond avoir recensé « 150 cas [de corrosion sous contrainte] entre 1983 et 2007 », tout en relativisant l’ampleur du problème en indiquant que « c’est relativement rare ». C’est certes « rare » selon les canons de la profession, mais cela existe. Ce n’est donc pas « inédit », comme le prétend l’électricien.

Corrosion, fissuration, circuit d’injection de sécurité : un problème connu depuis… 1984

C’est d’autant moins « inédit » que, dans le passé, la corrosion sous contrainte des aciers inoxydables de tuyauteries du circuit primaire a déjà frappé chez… EDF ! Le premier cas recensé dans un réacteur français par la littérature scientifique date en effet de 1984 et concerne le circuit RIS (injection de sécurité) du réacteur 3 de la centrale du Bugey dans l’Ain. Le même circuit que celui qu’EDF examine à la loupe (en fait aux ultrasons) depuis la « découverte » du problème à la centrale de Civaux durant l’été dernier…

Centrale-nucleaire-Bugey.jpgLe réacteur 3 de la centrale du Bugey, dont la construction a débuté en 1973, a été raccordé au réseau électrique en 1979. C’est dire que la découverte de ce problème de corrosion sous contrainte en 1984 sur une installation aussi jeune a dû constituer, à l’époque, une réelle surprise, même si les scientifiques savaient déjà que les aciers inoxydables utilisés dans l’industrie nucléaire pouvaient être sensibles à la corrosion sous contrainte dans certaines conditions.

« Un autre exemple de fissuration multiple sur coude de la ligne RIS de Bugey 3 […] Une fuite a été détectée après 31 600 heures de fonctionnement sur un coude, dans un acier AISI 304 [un type d’acier inoxydable]. Deux fissures étaient présentes, une fissure traversante partant de la partie basse de la soudure coude tuyauterie horizontale, et une autre fissure voisine avec du faïençage bidirectionnel », expliquait Valérie Maillot dans sa thèse de 2004 (4) intitulée « Amorçage et propagation de réseaux de fissures de fatigue thermique dans un acier inoxydable austénitique », alors qu’elle travaillait au CEA dans le service de recherches métallurgiques appliquées.

La scientifique précisait ensuite que cette fissure résultait d’un double problème : « À la suite d’un examen fractographique, l’expertise a conclu que la fissuration s’était produite en deux temps : fissuration par corrosion sous contrainte pour les deux premiers millimètres sous la surface interne, et au-delà, propagation par fatigue (présence de stries). La présence confirmée de chlore et de soufre surtout serait à l’origine d’un amorçage par corrosion sous contrainte ; une instabilité de température avec des gradients de 90 à 100 °C pendant les transitoires serait à l’origine de chocs thermiques. »

Gros coup de fatigue chez EDF

On peut imaginer que les scientifiques et ingénieurs d’EDF ont dû lire cette thèse consacrée à un problème — la fatigue thermique — courant dans le nucléaire. Le jury comprenait d’ailleurs un ingénieur de recherche, Jean-Michel Stephan, qui travaillait alors à EDF au département matériaux et mécanique des composants de la recherche et développement (R&D). De plus, pour expliquer l’incident du Bugey, Valérie Maillot citait l’étude réalisée en 1985 (5) sur cet incident par deux chercheurs de l’électricien français et publiée dans le cadre des rencontres internationales alors organisées par la Société française de l’énergie nucléaire (le lobby officiel de l’industrie nucléaire) la même année à Fontevraud.

Alliages sensibles et incidents dès le début de fonctionnement des réacteurs nucléaires

Si l’incident du Bugey aurait pu sonner l’alerte dans les laboratoires de recherche sur les risques de corrosion sous contraintes des aciers inox utilisés pour les tuyauteries du circuit primaire, c’est un autre alliage (6), baptisé Inconel 600 à base de nickel et de chrome, qui allait accaparer l’attention des ingénieurs et des scientifiques. Utilisé notamment pour les pénétrations de fond de cuve nucléaire ou les tubes des générateurs de vapeur, cet alliage s’est révélé très sensible à la corrosion sous contrainte, provoquant de nombreux incidents dans les réacteurs français durant les deux premières décennies de leur exploitation.

EDF_corrosion-et-fissures.jpgCe n’est donc qu’au début des années 2000 que la R&D d’EDF a lancé un programme de recherche sur la corrosion sous contrainte des aciers inox. Plusieurs incidents sur des équipements en inox des réacteurs (notamment au niveau du pressuriseur, ou les équipements internes de cuve) semblent l’avoir poussé à approfondir les connaissances sur ce phénomène. Même démarche au CEA qui a aussi financé différentes thèses consacrées à ce thème. Le dernier numéro de la Gazette nucléaire (7), éditée par le Groupement des scientifiques pour l’information sur l’énergie nucléaire (GSIEN), documente d’ailleurs ces recherches.

EDF savait, le CEA savait : même l’acier prétendument inoxydable est vulnérable

En 2008, le CEA publiait ainsi une étude globale (8) sur les phénomènes de corrosion dans l’industrie nucléaire. « Le principal phénomène de corrosion localisée rencontré en milieu primaire et secondaire est la corrosion sous contrainte qui est un problème industriel critique touchant non seulement les gaines des éléments combustibles, mais également les alliages base nickel et les aciers inoxydables, et donc pouvant affecter la plupart des composants de l’ilot nucléaire (internes, couvercles, tuyauteries, générateur de vapeur…) », expliquait même ce document en préambule.

Quatre ans plus tard, la recherche et développement d’EDF et Mines Paris Tech organisaient un séminaire (9) consacré à la corrosion sous contrainte des aciers inoxydables austénitiques dans l’industrie nucléaire. Dans la présentation du séminaire, François Vaillant, le patron de l’équipe corrosion de la R&D de l’électricien, expliquait que « les aciers inoxydables austénitiques de type AISI304L et 316L sont très employés dans le circuit primaire des centrales nucléaires REP du fait de leur bonne résistance à la corrosion généralisée à haute température. En revanche, ils présentent une sensibilité marquée à la corrosion sous contrainte (CSC) dans certaines situations de milieux ou d’écrouissage [une technique de fabrication et de montage des pièces]. »

L’une des intervenantes lors de ce séminaire était une jeune doctorante de l’École supérieure des Mines de Paris, Pauline Huguenin, qui travaillait alors au sein de l’équipe de François Vaillant. Elle y préparait sa thèse (10) consacrée au sujet du séminaire, qui serait présentée en 2014. Elle intégra ensuite la R&D d’EDF.

« L’IRSN a recommandé à EDF de réaliser des analyses plus poussées, mais l’électricien a refusé »

Alors qu’EDF s’attaquait, à la fin des années 2000, à la troisième visite décennale (l’audit en profondeur soumis à l’ASN qui permet de prolonger de dix ans l’exploitation des réacteurs) de ses 34 réacteurs de 900 MW (32 depuis la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim en 2020), de nouvelles préoccupations concernant la corrosion sous contrainte des aciers inox des tuyauteries du circuit primaire ont surgi. « En 2013, EDF a soumis à l’IRSN des analyses qui montraient des indications de possibles CSC sur des tuyauteries du parc 900. Le sujet a été débattu dans le cadre d’un groupe d’experts de l’ASN. L’IRSN a recommandé à EDF de réaliser des analyses plus poussées, mais l’électricien a refusé, considérant que le risque était nul », affirme un expert nucléaire. Interrogés sur ce point, ni EDF ni l’IRSN ne nous ont répondu.

Selon cet expert, les autorités de contrôle auraient également recommandé à EDF d’examiner les tuyauteries des réacteurs de 1 300 et 1 450 MW. Mais là encore, EDF aurait décliné, arguant de la jeunesse de ces installations. « Il est aussi possible qu’à l’époque EDF n’ait pas eu à sa disposition un moyen de contrôle non destructif suffisamment précis pour identifier à coup sûr les fissures provoquées par une CSC », ajoute cet expert.

Corrosion et fissures : les quatre plus gros réacteurs nucléaires français à l’arrêt

2013-04-26_Marche-antinucleaire-pour-la-vie_CAN84_Bollene_Tricastin (1).JPGPrès de dix ans plus tard, les quatre réacteurs de 1 450 MW (à Civaux et Chooz mis en service entre 1996 et 1999)) se sont révélés atteints par de la CSC sur le RIS. Plusieurs réacteurs de 1 300 MW le sont également. Pour expliquer cette situation, Bernard Doroszczuk, le président de l’Autorité de sûreté nucléaire, a proposé une nouvelle hypothèse aux parlementaires membres de l’OPESCT, devant lesquels il a présenté, mardi 17 mai, le rapport annuel sur l’état de la sûreté nucléaire. Selon lui, le changement de design des circuits RIS entre le parc 900 et les autres réacteurs pourrait expliquer l’apparition de CSC sur les réacteurs les plus récents. Mais c’est oublier que trois réacteurs de 900 MW présentent aussi des signes de CSC dont le réacteur 3 de la centrale… du Bugey  et peut-être (certainement) ceux du Tricastin!

En attendant, les scientifiques et ingénieurs de la R&D d’EDF et du CEA doivent l’avoir mauvaise. Tous les travaux qu’ils ont 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 inox, semblent avoir été ignorés par les opérationnels de la direction du parc nucléaire qui pilote les réacteurs et organise la maintenance. Tandis que, depuis décembre 2021, EDF préfère affirmer tomber des nues plutôt que reconnaître sa (criminelle) négligence.

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(*) à Civaux, le 21 octobre dernier, à la suite de contrôles par ultrasons réalisés lors de visite décennale du réacteur 1 de Civaux, EDF a indiqué à l’ASN avoir découvert des corrosions et des fissurations sur des soudures des coudes de la tuyauterie raccordant le système d’injection de sécurité au circuit primaire principal du réacteur. Ces défauts pourraient empêcher le système de sauvetage du cœur de bien fonctionner en cas d’accident. « La corrosion réduit la résistance mécanique des tuyauteries concernées. Celles-ci pourraient alors rompre à la suite d’une sollicitation mécanique (par exemple un séisme) ou de l’utilisation du système d’injection de sécurité. Ces tuyauteries étant directement connectées au circuit primaire, l’eau du circuit primaire se vidangerait alors via la ou les tuyauteries rompues alors que le circuit d’injection de sécurité serait partiellement ou totalement inopérant (il fonctionne sur le principe de deux voies redondantes) », indique l’ASN. La prolongation de l’arrêt des réacteurs de Civaux et la mise à l’arrêt des réacteurs de Chooz entraînent une perte d’environ 1 TWh [térawattheure] sur la fin de l’année 2021 », a précisé EDF

(1) https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/reacteurs-des-centrales-nucleaires-de-civaux-et-de-chooz-remplacements-et-controles-preventifs-de-parties-de-tuyauteries-d-un-circuit-de-sauvegarde

(2) https://reporterre.net/Corrosion-et-fissures-les-quatre-plus-gros-reacteurs-nucleaires-francais-a-l-arret
(3) https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/point-actualite-nucleaire-du-18-mai-2022
    Civaux 1, Chooz 1 et Penly 1 (présence confirmée de corrosion sous contrainte (CSC),
    Chinon B3 présence de CSC sur une soudure du circuit RRA.
    Bugey 3, Bugey 4, Cattenom 3, Civaux 2, Chooz 2, Flamanville 1, Flamanville 2, Golfech 1 : contrôles et investigations en cours au 19/05/2022
    Tricastin 3, Gravelines 3, Dampierre 2, Blayais 1, Saint Laurent B2 : doivent être contrôlés dans le cadre de leur programme de maintenance décennal en 2022
    Programme de contrôles des réacteurs du palier 1300 MW : établi ultérierement après enseignements tirés expertises et contrôles en cours sur les circuits auxiliaires du réacteur de Penly 1
(4) https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/2003/50376-2003-45-46.pdf
(5) https://inis.iaea.org/search/search.aspx?orig_q=RN:17040680
(6) https://pastel.archives-ouvertes.fr/tel-00407846/document
(7) https://gazettenucleaire.org/2022/Gazette-296.pdf
(8) https://www.cea.fr/Documents/monographies/Corrosion-alt%C3%A9ration-mat%C3%A9riaux-nucl%C3%A9aire-r%C3%A9acteurs-eau.pdf
(9) https://wwwold.mat.minesparis.psl.eu/Donnees/data15/1535-resume_seminaire_30-03-2012.pdf
(10) https://pastel.archives-ouvertes.fr/pastel-00818372/document


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photos : DR