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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