Audition OPECST : corrosion sous contrainte - 27 octobre 2022

Audition OPECST : phénomène de corrosion sous contrainte - 27 octobre 2022

[@diegozappa9621]

Merci pour toutes ces informations, et de les mettre à disposition du public.

[@SPBDS66]

Merci pour cet accès à la connaissance plus éclairante que certains articles ou certaines interventions médiatiques. C'est rassurant de voir la mobilisation de la part de EDF et du suivi effectué par L'ASN et L'IRSN.

[@TheGdel]

Merci pour cet accès direct au vécu opérationnel du nucléaire civil. Cela compense très largement, factuellement et posément tout le bruit autour de l'énergie nucléaire, qui ressort par conséquent du domaine de l'agit'prop. Merci

[@911gpd]

Merci :)

[@obiwank7275]

Bonjour et merci pour cette vidéo très instructive. J'ai quelques questions: 1) Peut on connaître l'épaisseur critique du tronçon concerné par cette corrosion? 2) Je n'ai pas compris lorsqu'il est dit qu'il y a risque de rupture en cas de mise en route de l'injection de securité, car ce tronçon est à la pression du circuit primaire, or l'injection de sécurité est sensé faire face à une brèche primaire et fonctionne lorsque la pression du circuit primaire est réduite. Donc logiquement, ne devrait on pas avoir une pression de fonctionnement de l'IS plus basse que la pression nominale de fonctionnement? 3) L'injection de securité ne fait elle pas l'objet d'essais périodiques ? Si oui à quelle fréquence et à quel moment? En particulier est ce réalisé avec le réacteur chargé? Si oui, ne devrait on pas réaliser des tests de requalification à plus haute pression réacteur dechargé (en cas de brèche primaire provoqué lors de l'essai?) 4) Il me semble également qu'il y a deux types d'IS qui fonctionnent à différentes pression primaire. Quel IS est concerné? 5) Il est dit que l'analyse des tests realisés lors des précédentes VD a permis d'evaluer la vitesse de propagation, cela ne veut il pas dire que ça aurait pu être identifié lors des précédentes VD? 6) quels sont les critères pour participer à une telle audition. J'ai comme l'un des parlementaire été surpris que l'association négawatt puisse être présente mais personne n'a precisé a quel titre cette association est présente d'une part et pourquoi pas d'autre d'autre part (même si l'intervention du représentant me semble globalement de bonne qualité). Merci

[@julienmeleuc1804]

Qques réponses : 2/ en effet, l'IS ne peut injecter dans le circuit primaire que pour des pressions plus basses que la pression de fonctionnement (sauf pour les plus réacteurs 900MW, mais qui ne sont pas atteints par le pb de CSC). Je n'ai pas encore vu ce passage de la vidéo, je complèterai si besoin. Je pense que l'idée est que le tronçon est toujours à une pression significative (à partir de ~130 bar en gros). 3/ oui il y a des essais périodiques pour vérifier le bon fonctionnement des matériels. Certains sont faits en injectant dans le circuit primaire, pour remplir la piscine qui surplombe la cuve, lors des phases de changement de combustible, donc tous les 18 mois (le primaire est alors à 1 bar). D'autres essais périodiques sont faits alors que le réacteur est en fonctionnement, mais sans injecter dans le circuit primaire, donc sans circuler dans les tronçons concernés par la CSC (la contre-pression vue par les pompes est alors maximale). Je n'ai pas en tête la fréquence de ceux-ci. Cela permet de vérifier la disponibilité des matériels (ex : les pompes démarrent) et leurs performances (ex : débit). Les configurations testées permettent de couvrir toute la plage de pression vue par les pompes ; je ne comprends pas bien à quoi vous pensez par "tests à plus haute pression réacteur dechargé (en cas de brèche primaire provoqué lors de l'essai)" 4/ Tout à fait : il y a des pompes qui ne peuvent injecter dans le circuit qu'en dessous d'une basse pression (ISBP), d'une moyenne pression (ISMP, uniquement sur les réacteurs de type 1300MW, N4 et EPR), ou d'une haute pression (ISHP, uniquement sur les type 900MW). Toutes injectent via les 4 mêmes piquages connectés au circuit primaire (1 piquage sur chaque boucle du circuit primaire), donc la CSC concerne l'ensemble. 6/ J'imagine que c'est l'OPECST qui a convié Negawatt, et que l'OPECST est libre d'auditionné qui ils veulent, comme pour les autres sujets traités lors de leurs réunions (souvent intéressantes, d'ailleurs). Peut-être aussi pour ne pas être trop facilement accusé de n'écouter que le "lobby nucléocrate".

[@obiwank7275]

@@julienmeleuc1804 merci beaucoup pour ces précisions. A la question 4 je fais référence au fait que si l'on teste un circuit à une pression supérieure, a priori on démontre par l'expérience qu'il tient à ce une pression inferieure (sauf si l'épreuve en question conduit à fragiliser l'installation). Par ailleurs, vous semblez confirmer qu'en cas d'accident, l'IS se lance lorsque le circuit primaire est à une pression plus basse que la pression nominale. Donc je ne vois pas en quoi on craint particulièrement une rupture du tuyau concerné au moment de la mise en route de l'IS. Pour moi le risque de rupture est plus important en fonctionnement normal, alors que l'IS n'est pas en fonctionnement et que le circuit primaire est à sa pression maximale. J'entends bien que les délais de réparation ne permettent pas l'instruction d'une modification des installations. Néanmoins cela fait déjà environ 1 an que le problème est connu. De plus il s'agit de pièces non tournantes. Une modification à diamètre constant n'est pas sensé impacter le comportement hydraulique des circuits. Mais peut être qu'une telle modification n'est pas réalisable. Enfin je reste sur ma faim concernant l'évaluation de la gravité: la vidéo n'indique pas quelle est l'épaisseur critique à partir de laquelle il y a un risque de rupture de la tuyauterie ni l'épaisseur exacte des fissures. Ce que l'on sait "juste", c'est qu'en cas de rupture on est face à un accident de brèche primaire...

[@julienmeleuc1804]

@@obiwank7275 OK j'ai compris. La mise en surpression du circuit primaire (= épreuve hydraulique) est faite au moins tous les 10 ans, à une pression (210-250 bar) supérieure à la pression nominale du primaire (155b), et d'autant plus supérieure à la pression à laquelle l'IS réussit à injecter dans le primaire (< 140b). Qques objections que je peux imaginer pour réfuter l'idée que l'épreuve hydraulique permettrait d'éviter des réparations, en démontrant la bonne résistance des circuits : a/ le phénomène évolue trop vite dans le temps pour que 1 test tous les 10 ans soit suffisant (je ne saurais dire dans quelle mesure cela "fragilise" les matériaux, mais les dossiers justificatifs ne prévoient qu'un nb limité d'épreuve sur la vie du réacteur), b/ philosophiquement, on fait une épreuve pour montrer que ça tient, pas pour constater qu'on a fait céder un point fragile (une fissure sur un circuit à 200 bar fera aussi des dégâts matériels autour), c/ il est probable que ce soit le choc thermique subie par la zone sujette à CSC (zone qui passe en gros de 300°C nominal à 20°C lorsque l'eau de l'IS arrive) qui soit le facteur majeur pour mettre en défaut la soudure, plus que la pression en statique (et pour devancer votre question : les épreuves hydrauliques du primaire sont faites à des T° plus élevées (~60°C), pour s'éloigner de domaine de rupture à très haute pression/basse T°). Je mettrais bien une pièce sur le fait que la raison c/ est la bonne. :)

[@julienmeleuc1804]

​@@obiwank7275 Et je comprends votre frustration sur le manque d'infos précises. Il est certain qu'EDF a partagé toutes ces infos avec l'ASN (et qu'EDF les partagera au moins en partie avec d'autres exploitants dans le monde), mais cela reste des données de propriété EDF et l'ASN n'est sans doute pas en droit de les divulguer sans autorisation (en tout cas je n'ai pas trouvé ce type d'infos après une recherche rapide sur le site de l'ASN).

[@didierrogey1091]

Constat : - notre parc nucléaire va fêter ses quarante ans de bons et loyaux services - Pour garantir la sûreté de son fonctionnement, une maintenance de plus en plus lourde et longue est désormais nécessaire - L’intention de renouveler ce parc par la construction de 6 premier EPR2 est très récente (10 février 2022) - L’EPR, tête de série, de Flamanville n’est toujours pas en service - Dans l’intervalle, la recherche a été étouffée avec l’arrêt du démonstrateur SuperPhénix en 1998 Conclusion : le « Gouverner c’est prévoir » a encore été sacrifié sur l’autel de la politique politicienne à courte vue. Alors n’oublions pas la recherche qui doit aussi être relancée d’urgence et notamment pour la réalisation d’un prototype de réacteur nucléaire de 4ème génération (à neutrons rapides et sels fondus), - Qui viendra, en son temps, prendre le relai de nos futurs réacteurs EPR et SMR NUWARD (réacteurs à eau pressurisée dits de 3ème génération) - Dont le combustible sera les 300.000 tonnes de déchets nucléaires accumulés par ces REP (particulièrement les déchets à vie longue) => Suppression de ces déchets - Rendra ainsi la France autonome en combustible nucléaire pendant plusieurs milliers d’année => plus besoin d’extraire l’uranium naturel dans les mines - Dont les principes de fonctionnement allient nativement stabilité et sûreté maximale (conformité à la 4ème génération) - Tout en reprenant les atouts du nucléaire : énergie zéro CO2, pilotable, forte puissance Un projet de SMR (dans un 1er temps pour la mise au point) à neutrons rapides et sels fondus doit être notre urgente priorité.

[@obiwank7275]

Autre question: aurait on eu le même type de corrosion si on avait, comme pour le réacteur, un beurrage bainitique en face interne de tuyauterie? N'aurait il pas été judicieux de faire une modification matérielle avec ce type de beurrage (ou une autre modification permettant d'éviter un remake dans 20 ans)? Si l'on a déjà decoupé les tronçons les plus touchés, n'est on pas en mesure de connaître de fait les fissures les plus profonde? Si oui, n'est on pas en mesure de faire une justification de tenue mécanique de ces tronçons et ainsi, de justifier des délais réparation permettant l'instruction et la mise en oeuvre de modifications matérielles adaptés pour une réparation pérenne et accessoirement de moins impacter la production en cette période de tension internationale?

[@julienmeleuc1804]

Je n'ai pas de certitude, mais j'imagine que compte tenu du risque potentiel affectant un système important pour la sûreté, et compte tenu des délais incontournables pour constituer ces analyses et les instruire par l'ASN (et du manque de sérénité dans lequel ce serait déroulé ce travail dans ce cas...), il a été préféré d'intervenir sans délai (culture de sûreté de l'industrie). Si une solution pérenne est identifiée ensuite, elle pourra tout de même être déployée de façon progressive plus tard, à l'occasion par exemple d'arrêts programmés (par exemple les décennales).

[@julienmeleuc1804]

Complément : à 57min, l'IRSN répond à la question "peut-on rester en l'état"

[@julienmeleuc1804]

Après avoir vu la video, je trouve tout de même que vos questions sont très largement répondues lors des échanges

[@obiwank7275]

@@julienmeleuc1804 précisément à 57:00 il est indiqué que dans certain cas il est possible de justifier plutôt que d'intervenir tout de suite. Justifier veut dire que l'on apporte une argumentation technique permettant de démontrer que le système en question reste disponible et opérationnel malgré le défaut constaté. La raison pour laquelle j'ai posé ma question est que précisément il ne répond pas à la question de la possibilité de justifier. Il n'indique pas quel est le défaut critique et où on se trouve par rapport à ce défaut critique au moins sur les pièces expertisée. Donc non ma question n'est pas pleinement traitée dans la vidéo

[@Luciole485]

C'est dommage que les journaux en ligne ne mettent pas en lien ce genre d'audition.

[@cicccucb1699]

Le soudage par malaxage est-il envisageable ? Si oui, solutionnerait-il les fissures dues à la CSC

[@AsnFr]

Nous vous remercions pour l’intérêt porté à la problématique de fissuration par corrosion sous contrainte (CSC). La technique de soudure par malaxage n’est pas actuellement employée sur les tuyauteries concernées. Pour les opérations de remplacement engagées, EDF a fait le choix de recourir à des procédés couramment employés par la profession intervenant dans le milieu du nucléaire. En parallèle l’ASN a demandé à EDF d’étudier des solutions permettant de prévenir le risque de réapparition de fissures de CSC. Ainsi, dans l’hypothèse où EDF s’orienterait vers cette technique, elle devra s’assurer qu’elle apporte les garanties en matière de tenue mécanique, de contrôlabilité ainsi que de faisabilité de mise en œuvre dans l’environnement en présence et en fonction des compétences des intervenants notamment.

[@Luciole485]

J'ai tout regardé, si c'est bien un problème de géométrie comme ils ont refait à l'identique est ce que cela ne va pas se reproduire ? Quand lèveront ils l'hypothèse chimique ?

[@AsnFr]

Monsieur, un changement de géométrie à été écarté pour les réparations effectuées à court terme, pour des raisons techniques (configuration des locaux) et pour ne pas risquer de rencontrer un problème similaire dans l’avenir (les lignes les plus sensibles à la CSC sont celles dont le dessin a été modifié par rapport aux réacteurs de 900 MW). Pour limiter le risque de fissuration, les réparations ont fait l’objet d’optimisations des procédés de soudage par EDF. Par ailleurs, ces lignes réparées devront faire l’objet d’un suivi en service régulier pour détecter l’apparition d’éventuelles fissures liées à la corrosion sous contrainte.

[@jeromegarnier1298]

Le RIS est-il non isolable du circuit primaire ? 2h07'00''

[@stephaneduchenne7604]

Oui, le problème est entre le primaire et le premier isolement

[@stephaneduchenne7604]

Le premier isolement est un clapet et après une vanne traversée enceinte

[@compulz]

Le circuit RIS est directement connecté au circuit primaire et il y a de nombreuses portion de tuyauterie coudés (situé ans le bâtiment réacteur) avant le premier robinet d'isolement

[@AsnFr]

Le système RIS est relié au circuit primaire principal par des branches de tuyauterie qui contiennent, comme c’est le cas pour l’ensemble des tuyauteries auxiliaires de ce type connectées au circuit primaire principal, deux organes d’isolement en série (qui peuvent être des vannes, ou des clapets). Cependant, il existe alors une portion de la tuyauterie auxiliaire située entre ces organes d’isolement, et le piquage de connexion au circuit primaire principal, qui n’est donc pas isolable du circuit primaire. Ce sont ces portions des circuits RIS qui sont concernées par la problématique de CSC.

[@prenomnom7325]

Quelqu'un peut m'expliquer la nature de la contrainte dans un tuyau qui n'est pas utilisé ? Oui parce-qu'il disent que c'est un circuit de secours

[@compulz]

Lorsque les tuyaux sont soudés ensemble ils doivent être parfaitement aligné. Lorsqu'une soudure est réalisé, elle peut du fait des fortes températures, crée une contraintes. En fonctionnement le circuit primaire est entre 280°C et 320°C selon si c'est une branche froide ou chaude. Le circuit RIS étant un bras mort sa température est d'environ 30°C

[@prenomnom7325]

​@@compulz C'est à dire que le tuyau "travaillent" à froid après la soudure ? Donc en fait il forcent ? Et avec le temps ça se fissure ?

[@compulz]

@@prenomnom7325 oui les fissures se situent justes après les soudures. Voir à 13:30

[@prenomnom7325]

@@compulz ​Merci pour ta réponse, tu as l'air bien renseigné. Je me demande si les soudures refaites x fois sur les nouveau EPR ne favorisent pas la contrainte et donc le risque de corrosion. Enfin j'imagine qu'ils y ont pensé...

[@AsnFr]

Le système RIS est relié au circuit primaire principal par des branches de tuyauterie qui contiennent, comme c’est le cas pour l’ensemble des tuyauteries auxiliaires de ce type connectées au circuit primaire principal, deux organes d’isolement en série (qui peuvent être des vannes, ou des clapets). Cependant, il existe alors une portion de la tuyauterie auxiliaire située entre ces organes d’isolement, et le piquage de connexion au circuit primaire principal, qui n’est donc pas isolable du circuit primaire. Ce sont ces portions des circuits RIS qui sont concernées par la problématique de CSC.

[@bernardbrachet5375]

bof , c'est sur un dispositif de secours donc qui ne doit pas être utilisé encore un truc qui ne doit pas servir !!!! euhhhhh il n'existe pas un dispositif supplémentaire au cas ou le dispositif de secours tombe en panne ??? et un dispositif complémentaire au cas ou ??? en fait on arrête un réacteur pour rien et on pourrait réparer ce problème durant le fonctionnement du réacteur? encore des pieds nickelés à l'ASN !