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Nucléaire : la corrosion sous contrainte n’est plus un problème selon l’ASNR
Simple réévaluation des risques, ou aveux d’échec ? L’ASNR change son fusil d’épaule au sujet de la corrosion sous contrainte et ne le voit plus comme un problème majeur, mais comme un élément de la vie des installations. Une annonce qui arrive seulement quelques mois après la découverte de nouvelles microfissures.
Après le terrible hiver 2022-2023, lors duquel le parc nucléaire français a compté jusqu’à 32 réacteurs à l’arrêt, on imagine que plus personne, chez EDF, ne veut entendre parler de corrosion sous contrainte. Et pourtant, il va sans doute falloir s’y habituer. C’est en tout cas ce qu’a sous-entendu le président de l’ASNR Pierre-Marie Abadie lors de ses vœux à la presse le 28 janvier dernier. Ce dernier a ainsi déclaré : « La corrosion sous contrainte va faire partie de la vie des installations », ajoutant ensuite qu’on en retrouverait au gré des contrôles, et que les microfissures qui y sont associées ne seraient plus des sujets hors du commun.
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Au premier abord, ce discours surprend, tant le sujet avait défrayé la chronique il y a seulement quatre ans. En réalité, il fait suite à deux découvertes récentes associées à ce problème de la corrosion sous contrainte. Déjà, en juin dernier, les équipes d’EDF avaient découvert deux microfissures sur le réacteur Civaux 1. Si l’une de ces deux fissures avait simplement été causée par de la fatigue mécanique, la deuxième est bien due à de la corrosion sous contrainte.
Plus récemment, en octobre dernier, une nouvelle fissure a été détectée sur un tronçon pourtant déjà remplacé à la fin de l’année 2021. Cette microfissure, située sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, aurait une profondeur de 2,8 mm.
Des causes encore mal comprises
Si ce phénomène a été étudié en long, en large et en travers par EDF et l’ASNR, pour l’instant, son origine exacte est mal comprise. Il semblerait qu’il s’agisse d’une accumulation de facteurs déterminants comme la géométrie des circuits de refroidissement, ou encore la qualité de l’eau utilisée. Dans ses circuits primaires, EDF n’utilise pas d’eau désaérée contrairement à de nombreux autres pays. Or, la présence d’oxygène dissous pourrait favoriser l’apparition de ces fissures, en particulier dans les nombreuses phases de modulation de puissance. Ce sont les réacteurs les plus puissants du parc français qui sont les plus concernés, à l’image des deux unités de Civaux qui sont les plus puissantes de France derrière Flamanville 3.
Un nouveau procédé pour repousser le remplacement
Pour éviter de devoir systématiquement arrêter les réacteurs concernés, EDF peut compter sur un nouveau procédé : le Mechanical Stress Improvement Process (MSIP). Importée des États-Unis, cette technique consiste à positionner un collier métallique autour de la conduite concernée pour la contraindre mécaniquement, ce qui permet d’attendre un prochain arrêt programmé pour remplacer le tronçon touché. En l’occurrence, le prochain arrêt de Civaux 1 est prévu pour février 2027. À cette occasion, les équipes d’EDF devraient démonter les tuyaux concernés pour les faire expertiser auprès du Laboratoire intégré d’expertise de Chinon (LIDEC) afin d’en savoir plus sur ce phénomène.
En attendant une meilleure compréhension du mécanisme, EDF souhaite mettre en place une stratégie de surveillance à long terme associée à une maintenance adaptée pour les tronçons concernés. L’ASNR devrait examiner cette solution et rendre son verdict dans le courant de l’année 2026.
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