Les programmes de durée de vie des centrales EDF

Pour les vingt ans passés, le choix du pro­gramme nucléaire a per­mis à la fois une marge impor­tante de com­péti­tiv­ité à la pro­duc­tion, d’as­sur­er l’indépen­dance énergé­tique et de réduire les rejets de CO2. Ce parc amor­ti à près de 50 % représente un cap­i­tal tech­nique et financier d’im­por­tance stratégique tant pour EDF que pour la France.

Au plan régle­men­taire, même si les rap­ports de sûreté pren­nent en compte une durée de vie de con­cep­tion de quar­ante ans pour la chaudière, la lég­is­la­tion française ne spé­ci­fie pas de lim­ite de temps à l’ex­ploita­tion des instal­la­tions dans le décret d’au­tori­sa­tion de créa­tion. Cepen­dant l’au­torité de sûreté peut à tout moment exiger un réex­a­m­en de sûreté.

L’ob­jec­tif d’EDF est d’at­tein­dre a min­i­ma cette durée de vie de quar­ante ans et aller au-delà. À ce titre les pre­miers renou­velle­ments de licence qui vien­nent d’être accordés aux USA pour une exploita­tion allant jusqu’à soix­ante ans mon­trent que cela est pos­si­ble. L’at­teinte de cet objec­tif néces­site cependant :

• de main­tenir dans la durée, voire d’amélior­er le niveau de per­for­mance actuel de l’ex­ploita­tion en matière : de sûreté, disponi­bil­ité, coûts, sécu­rité et environnement,
• de con­solid­er l’ac­cep­ta­tion du nucléaire reposant large­ment sur la con­fi­ance de l’opinion.
   

Le man­age­ment du vieil­lisse­ment et de la durée de vie d’une instal­la­tion indus­trielle est une préoc­cu­pa­tion qui doit être prise en compte le plus tôt pos­si­ble dans les activ­ités quo­ti­di­ennes. À cet égard la com­para­i­son avec le corps humain et la san­té est totale­ment appro­priée, le vieil­lisse­ment com­mence très tôt et des mau­vais­es pra­tiques peu­vent être nuis­i­bles dans le court terme comme dans le long terme, et les con­séquences ont un impact considérable.

Le management de la durée de vie

EDF a recon­nu très tôt l’im­por­tance de ce besoin pour ses cen­trales nucléaires, ce qui l’a con­duit à retenir un pre­mier principe de base : ” la recherche de l’ex­cel­lence dans les actions quo­ti­di­ennes de con­duite et de main­te­nance avec une organ­i­sa­tion du retour d’ex­péri­ence tirant avan­tage du haut niveau de standardisation “.

La maîtrise de la sûreté est évidem­ment un des élé­ments fon­da­men­taux de la péren­nité du nucléaire. La régle­men­ta­tion française exige que l’in­stal­la­tion soit en per­ma­nence con­forme au rap­port de sûreté.

En accord avec l’au­torité de sûreté, il a été con­venu de procéder tous les dix ans à l’ex­a­m­en de con­for­mité des tranch­es par rap­port au référen­tiel de sûreté et à la réé­val­u­a­tion de ce référen­tiel en ten­ant compte de l’évo­lu­tion des règles de sûreté et à l’ex­péri­ence acquise puis à la mise en con­for­mité des tranch­es par rap­port à ce nou­veau référen­tiel de sûreté. Ceci con­stitue le deux­ième principe de base.

Enfin, EDF a mis en place très tôt un pro­gramme durée de vie au niveau cor­po­rate chargé de sur­veiller en per­ma­nence les activ­ités de con­duite et de main­te­nance pour iden­ti­fi­er les déci­sions qui pour­raient altér­er la durée de vie et de suiv­re les pro­grammes de recherche et développe­ment con­cer­nant la com­préhen­sion des phénomènes de vieil­lisse­ment. Ce troisième principe de base a per­mis d’ac­quérir une con­nais­sance appro­fondie du com­porte­ment du parc et des prin­ci­paux modes de vieil­lisse­ment et de dégradation.

Après cette phase d’ac­qui­si­tion, le pro­gramme durée de vie s’ori­ente main­tenant vers une phase plus opéra­tionnelle. En effet, jusqu’à mi-vie, les grandes opéra­tions de main­te­nance excep­tion­nelle (change­ment de généra­teur vapeur, cou­ver­cles de cuve) peu­vent se décider indépen­dam­ment les unes des autres à par­tir de l’hy­pothèse réal­iste que le reste de la cen­trale a, a pri­ori, la durée de vie de conception.

Au-delà de trente ans, cette hypothèse n’est plus admis­si­ble, il faut être pré­dic­tif sur la durée de vie, d’une part des prin­ci­paux com­posants, (la déci­sion de chaque rem­place­ment étant con­di­tion­née à l’e­spérance de vie des autres gros com­posants, et plus glob­ale­ment de la tranche con­cernée), et d’autre part sur les familles de com­posants de moin­dre impor­tance (mais présents en grand nom­bre) qui ris­queraient de devoir être rem­placés en même temps, occa­sion­nant ain­si une très forte baisse de la disponi­bil­ité de la tranche.

La maîtrise du vieillissement

Les mécan­ismes de dégra­da­tion à l’œu­vre dans une cen­trale nucléaire sont en général des phénomènes liés au temps. La con­cep­tion a nor­male­ment pris en compte ces mécan­ismes et rejeté au-delà de la durée de vie prévue de l’in­stal­la­tion le moment cri­tique où la dégra­da­tion devient telle que les con­di­tions néces­saires au fonc­tion­nement sûr et économique­ment rentable du com­posant ne sont plus réunies.

La maîtrise du vieil­lisse­ment con­siste à véri­fi­er que les marges de dimen­sion­nement ini­tiales cou­vrent suff­isam­ment l’in­flu­ence néfaste des mécan­ismes de dégra­da­tion prévus ou imprévus et, dans le cas con­traire, à effectuer les opéra­tions néces­saires à la recon­sti­tu­tion d’une par­tie de ces marges.

L’é­tude des mécan­ismes de dégra­da­tion a fait l’ob­jet d’im­por­tants pro­grammes inter­na­tionaux impli­quant les cen­tres de recherch­es, les con­struc­teurs et les com­pag­nies d’électricité.

Les modes de dégradation

Une pre­mière famille con­cerne les mécan­ismes qui dégradent les pro­priétés mécaniques des matéri­aux util­isés pour la réal­i­sa­tion des équipements et donc leur capac­ité à résis­ter aux charge­ments qui résul­tent des con­di­tions d’ex­ploita­tion nor­males ou acci­den­telles, cette capac­ité pou­vant être amoin­drie par la présence de défauts tolérés ou non détec­tés au moment de la fabrication.

On cit­era par­mi les principaux :

• la frag­ili­sa­tion sous irra­di­a­tion qui con­cerne en pre­mier lieu les matéri­aux util­isés pour réalis­er la cuve et ses équipements internes,
• le vieil­lisse­ment ther­mique de l’aci­er austéno­fer­ri­tique moulé, util­isé notam­ment pour les coudes, les volutes de pom­pes et cer­tains piquages du cir­cuit pri­maire principal,
• le flu­age — retrait de béton qui met en cause la résis­tance et l’é­tanchéité des enceintes de confinement,
• le vieil­lisse­ment ther­mique, éventuelle­ment aggravé par l’ir­ra­di­a­tion, des isolants entourant les câbles électriques.

Une deux­ième famille est liée à l’at­taque chim­ique du matéri­au par le milieu qui le baigne, plus ou moins favorisée par divers paramètres comme la tem­péra­ture, l’é­tat de sur­face du matéri­au, les con­traintes per­ma­nentes ou alternées qu’il subit, etc., il s’ag­it bien sûr de la cor­ro­sion. La perte d’é­pais­seur des parois ou la prop­a­ga­tion de fis­sures dans celles-ci affaib­lit la résis­tance du com­posant ou met en cause son étanchéité.

Par­mi ces mécan­ismes, on citera :

• la cor­ro­sion sous con­trainte de l’al­liage 600 en milieu pri­maire et secondaire,
• la cor­ro­sion des inox en milieu stagnant,
• l’éro­sion — cor­ro­sion de l’aci­er en milieu secondaire,
• la cor­ro­sion sous con­trainte de l’aci­er des rotors de tur­bines frettés.

Une troisième famille con­cerne la fis­sur­a­tion des aciers par fatigue mécanique ou ther­mique résul­tant de phénomènes non prévus tels que les vibra­tions anor­males, les mélanges impar­faits de flu­ides à des tem­péra­tures différentes…

Approche méthodologique

La maîtrise du vieil­lisse­ment se traduit par l’élab­o­ra­tion d’une stratégie de main­te­nance appropriée.

Opéra­tion de change­ment de généra­teur de vapeur. © EDF

Cette stratégie dépend bien évidem­ment du mode de dégra­da­tion con­cerné mais les grandes étapes de ce proces­sus ont un car­ac­tère assez générique :

• iden­ti­fi­ca­tion et mod­éli­sa­tion du mécan­isme d’endommagement,
• éval­u­a­tion des paramètres déterminants,
• analyse de sensibilité,
• état des lieux,
• analyse de propagation,
• analyse de nocivité,
• mod­èle prévisionnel,
• traite­ments préven­tifs ou correctifs,
• stratégie de maintenance.

Par ailleurs l’ap­proche ” durée de vie ” con­duit à con­sid­ér­er plusieurs familles de composants :

• les com­posants non rem­plaçables : la cuve et l’enceinte,
• les com­posants rem­plaçables dont le coût de rem­place­ment est élevé : généra­teur de vapeur, pompe pri­maire, pres­suriseur, alternateur…,
• les com­posants rem­plaçables dont le coût uni­taire n’est pas très élevé mais pou­vant con­duire à des baiss­es de disponi­bil­ité impor­tantes : com­posants élec­tron­iques, câbles…

Le proces­sus sera évidem­ment adap­té à chaque famille de com­posants en ren­forçant telle ou telle étape ; par exem­ple, pour la cuve qui est non rem­plaçable, il fau­dra avoir une con­nais­sance très appro­fondie des paramètres déter­mi­nants afin de pou­voir opti­miser l’ex­ploita­tion des tranch­es en fonc­tion de ceux-ci.

Composant non remplaçable : exemple du vieillissement de la cuve sous l’effet de l’irradiation neutronique

L’ir­ra­di­a­tion neu­tron­ique des aciers et soudures con­sti­tu­tifs des cuves de réac­teurs à eau sous pres­sion a été l’un des pre­miers phénomènes iden­ti­fiés comme con­duisant à une frag­ili­sa­tion pro­gres­sive du matéri­au et donc à un proces­sus de vieil­lisse­ment qu’il con­ve­nait de pren­dre en compte.

L’ir­ra­di­a­tion par des neu­trons suff­isam­ment énergé­tiques crée par col­li­sions de grandes quan­tités de défauts ponctuels : lacunes et inter­sti­tiels. Compte tenu de la tem­péra­ture de ser­vice rel­a­tive­ment élevée ces défauts vont se recom­bin­er et s’an­ni­hiler très vite en grande majorité mais un cer­tain nom­bre d’en­tre eux pour­ront se regrouper en con­fig­u­ra­tion plus sta­ble et sub­sis­ter, créant ain­si des obsta­cles au mou­ve­ment des dis­lo­ca­tions, il se pro­duit ain­si un dur­cisse­ment avec une aug­men­ta­tion de la tem­péra­ture de tran­si­tion ductile-fragile.

À par­tir des années 1980 des out­ils très puis­sants surtout util­isés en recherche fon­da­men­tale : dif­fu­sion de neu­trons aux petits angles, sonde atom­ique et anni­hi­la­tion de posi­ton ont per­mis de con­stater que l’ir­ra­di­a­tion induit des amas d’atomes de sili­ci­um, de man­ganèse, de nick­el et de cuiv­re. Pour mieux com­pren­dre le rôle joué par les dif­férents élé­ments résidu­els les recherch­es fon­da­men­tales se pour­suiv­ent notam­ment à l’aide de la sim­u­la­tion numérique de type dynamique molécu­laire qui a déjà per­mis de repro­duire les prin­ci­paux mécanismes.

De façon plus prag­ma­tique, et à par­tir d’une base de don­nées expéri­men­tales con­sti­tuée des aciers représen­tat­ifs des généra­tions récentes de cuves de réac­teurs, des for­mules prévi­sion­nelles ont été établies. Elles per­me­t­tent de prédire l’aug­men­ta­tion moyenne de la tem­péra­ture de tran­si­tion duc­tile-frag­ile (DT) en fonc­tion des teneurs (en %) de phos­pho­re, cuiv­re et nick­el et de la flu­ence (dose de neu­trons par cm²) :

DT = [17,3 + 1 537 (P‑0,008) + 238 (C_u-0,08) + 191.N_i²Cu] (F/10¹⁹)^0,35

La tem­péra­ture de tran­si­tion qui peut être de l’or­dre de — 20° à — 30° à la mise en ser­vice va aug­menter au cours du temps. Les valeurs estimées à quar­ante ans sont com­pris­es entre 42° et 87° pour les cuves du parc français. Ces valeurs sont très éloignées des tem­péra­tures en ser­vice nor­mal (290°).

Cepen­dant, lors de cer­tains tran­si­toires, la tem­péra­ture du cir­cuit pri­maire peut baiss­er et il ne faut surtout pas que lorsque les con­traintes max­i­males sont atteintes, la tem­péra­ture soit proche de la tem­péra­ture de tran­si­tion. Ceci mon­tre tout l’in­térêt d’avoir des tem­péra­tures de tran­si­tion qui soient les plus faibles pos­si­bles afin d’obtenir une durée de vie la plus longue pos­si­ble, et con­duit donc à :

• spé­ci­fi­er à la con­cep­tion des valeurs les plus faibles pos­si­bles en phos­pho­re, cuiv­re et nick­el ; EDF a pu prof­iter du retour d’ex­péri­ence des pre­mières cen­trales améri­caines pour spé­ci­fi­er des valeurs très faibles plaçant ain­si ses cuves dans une sit­u­a­tion extrême­ment favor­able en matière de durée de vie,
• lim­iter autant que faire se peut la flu­ence, pour cela EDF vient d’adopter des plans de charge­ment du com­bustible à faible fluence,
• effectuer une sur­veil­lance appro­fondie à par­tir de cap­sules de sur­veil­lance placées dans la cuve et com­prenant des éprou­vettes de résilience et des dosimètres per­me­t­tant ain­si de con­forter les deux objec­tifs précédents.

Composants remplaçables : anticipation en maintenance exceptionnelle

Le fait que les instal­la­tions soient très stan­dard­is­ées impose de dis­pos­er d’une vision prospec­tive sur les dégra­da­tions majeures pou­vant affecter les com­posants prin­ci­paux et lorsque le risque estimé est sig­ni­fi­catif de déter­min­er des straté­gies de rénovation/remplacement aus­si robustes que pos­si­ble sur le long terme. La déci­sion d’une opéra­tion de main­te­nance est essen­tielle­ment tech­ni­co-économique. Il s’ag­it de com­par­er les coûts directs et indi­rects, actuels et futurs, asso­ciés aux dif­férentes straté­gies possibles.

Les coûts directs con­cer­nent d’une part les coûts de main­te­nance et d’ex­ploita­tion présents et à venir si l’on n’en­gage pas l’opéra­tion de rem­place­ment (y com­pris le coût des défail­lances majeures pondérées par leur prob­a­bil­ité d’oc­cur­rence), et d’autre part, le coût de l’opéra­tion de rem­place­ment à la date envis­agée. Bien évidem­ment, les coûts et les con­séquences d’une stratégie sont à éval­uer et à inté­gr­er sur la durée de vie cible de l’in­stal­la­tion. Cette vision long terme est impor­tante car, à l’in­térieur d’une stratégie de rem­place­ment, elle peut con­di­tion­ner cer­tains choix tech­nologiques, ain­si, le généra­teur de vapeur de rem­place­ment a été choisi dans l’op­tique de ne procéder au change­ment qu’une seule fois dans la vie des cen­trales concernées.

Dans ce cas, il était très impor­tant d’avoir une con­nais­sance appro­fondie du phénomène ren­con­tré (fis­sur­a­tion sous con­trainte de l’in­conel 600), d’une part pour estimer avec le plus de pré­ci­sion pos­si­ble la durée de vie restante des généra­teurs de vapeur pour effectuer leur rem­place­ment dans les meilleures con­di­tions pos­si­bles, et d’autre part pour pou­voir effectuer le bon choix du matéri­au de rem­place­ment afin que la durée du nou­veau généra­teur de vapeur soit com­pat­i­ble avec la durée de vie restante de la tranche.

Pour répon­dre au pre­mier de ces deux objec­tifs, EDF a dévelop­pé un mod­èle prob­a­biliste de rup­ture d’un tube à par­tir de la con­nais­sance des nom­breux fac­teurs inter­venant ain­si que de leurs incer­ti­tudes : la dis­tri­b­u­tion sta­tis­tique de la taille des défauts mesurés lors des con­trôles, la pré­ci­sion des con­trôles, la dis­per­sion dans les lois de prop­a­ga­tion et d’ini­ti­a­tion des défauts, la vari­abil­ité des paramètres inter­venant dans l’équa­tion de rup­ture d’un tube.

Cette méthode s’ap­puie sur un mod­èle mécanique décrivant la ciné­tique de prop­a­ga­tion de défauts et la taille cri­tique de défauts con­duisant à la rup­ture comme fonc­tion des paramètres de fonc­tion­nement et des car­ac­téris­tiques des tubes. Pour obtenir ces mod­èles pré­dic­tifs et leurs incer­ti­tudes, il a fal­lu engager des efforts très impor­tants pour accu­muler la con­nais­sance néces­saire : sur­veil­lance et exper­tise sur des com­posants en exploita­tion, sim­u­la­tion en lab­o­ra­toire, mod­éli­sa­tion numérique, recherche et développe­ment en support.

Cette approche prob­a­biliste per­met de pren­dre en compte les paramètres d’en­trée comme des vari­ables aléa­toires sans accu­mu­la­tion d’hy­pothès­es pes­simistes, et de quan­ti­fi­er l’in­flu­ence de la poli­tique de main­te­nance et des pro­grammes d’in­spec­tion (péri­od­ic­ité, pour­cent­age de tubes inspec­tés, test d’é­tanchéité, critère de bouchage) sur les risques de rup­ture. L’u­til­i­sa­tion sys­té­ma­tique du mod­èle per­met de fournir des rela­tions explicites entre la main­te­nance, la disponi­bil­ité et la durée de vie du com­posant tout en respec­tant le critère de fia­bil­ité (risque de rup­ture d’un tube au cours d’un cycle inférieur à une valeur imposée), four­nissant ain­si tous les élé­ments néces­saires à une opti­mi­sa­tion technico-économique.

Conclusion

Exploitées dans de bonnes con­di­tions et avec une main­te­nance et une sur­veil­lance des com­posants appro­priées, les tranch­es de 900 MWe et 1 300 MWe doivent pou­voir fonc­tion­ner au-delà de leur durée de vie de con­cep­tion (quar­ante ans).

EDF dis­pose main­tenant d’un bon niveau de con­nais­sance des prin­ci­paux mécan­ismes de dégra­da­tion ; des pro­grès sont cepen­dant encore néces­saires pour amélior­er la pré­ci­sion sur les com­porte­ments à long terme afin de pou­voir estimer la durée de vie opti­male d’une cen­trale sat­is­faisant à la fois les exi­gences de sûreté et de rentabil­ité économique.

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