Corrosion sous contrainte : inquiétude sur le parc nucléaire d’EDF - L'EnerGeek

Corrosion sous contrainte : inquiétude sur le parc nucléaire d’EDF

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Ce 21 avril 2022, l’ASN a annoncé que le réacteur 3 de la centrale nucléaire de Cattenom, en Moselle, avait été arrêté en mars 2022 à la demande du Luxembourg voisin, pour vérifier qu’il n’était pas touché par le soucis de corrosion sous contrainte et les risques de fissures sur le système de sécurité du circuit primaire qu’il provoque. Ce défaut générique a déjà provoqué la fermeture de 11 réacteurs du parc nucléaire d’EDF, la plupart des deux dernières générations (de 1450 MW et 1300 MW), et pourrait toucher également les réacteurs plus anciens (900 MW).

La corrosion sous contrainte : un défaut générique inquiétant pour le parc nucléaire d’EDF

La crise énergétique actuelle, avec une envolée de prix du gaz naturel et de l’électricité en Europe, est sans doute la pire période pour découvrir un défaut générique sur les réacteurs nucléaires d’EDF en France.

Voici pourtant plusieurs mois que les ingénieurs de l’énergéticien ont découvert un soucis touchant de nombreux réacteurs, celui de la corrosion sous contrainte, susceptible de provoquer des fissures sur les tuyauteries de leur système d’injection de sécurité – celui qui a pour vocation de refroidir le circuit primaire en cas d’incident.

EDF a déjà mis à l’arrêt 11 réacteurs pour réparer les fissures ou analyser en détails les tuyauteries. L’énergéticien a ainsi découvert, entre le second semestre 2021 et début 2022, des fissures sur cinq réacteurs, mis à l’arrêt le temps de réparer le défaut : deux à Civaux (Vienne), deux à Chooz (Ardennes) et un à Penly (Seine-Maritime).

Ce 14 avril 2022, EDF a pointé quatre autres centrales qui pourraient être concernés par le même défaut : à Flamanville (Manche), Golfech (Tarn-et-Garonne), Cattenom (Moselle) et Chinon (Indre-et-Loire), pour un total de six réacteurs. Un doute demeure, après des contrôles « par ultrasons sur des portions de tuyauterie ».

“C’est un écho qui est vu lors d’un contrôle par ultrason mais ce n’est pas forcément lié à la présence de corrosion sous contrainte. La prochaine étape va être de procéder à une découpe de la soudure concernée pour expertise en laboratoire” ; pointe Julien Collet, directeur adjoint de l’ASN. Cette découpe imposera donc de mettre également à l’arrêt ces six réacteurs.

Le réacteur 3 de Cattenom arrêté à la demande du Luxembourg

Ce 21 avril 2022, l’Autorité de Sûreté Nucléaire a d’ailleurs indiqué que c’est le Luxembourg qui a exigé, en mars 2022, l’arrêt immédiat du réacteur 3 de la centrale de Cattenom, situé à proximité de la frontière avec le Grand-Duché, par crainte d’un incident sur la centrale. EDF a confirmé qu’aucune fissure n’existe sur les réacteurs 1 et 2 de la centrale, que le réacteur 4 est en cours d’analyse et que, pour le réacteur 3, il faudra attendre une étude plus poussée.

L’inquiétude du Luxembourg se comprend : Cattenom est de la même génération que Penly, sur lequel des fissures ont été identifiée. Le risque est donc réel. Un risque qui pourrait d’ailleurs toucher l’ensemble du parc nucléaire français.

En effet, jusqu’ici, les fissures ont été repérées sur des réacteurs de dernières génération (de 1450 MW), à Chooz et Civaux, et d’avant-dernière génération (1350 MW), à Penly. Flamanville, Golfech et, donc, Cattenom. Mais l’ajout de Chinon dans la liste, ce 14 avril, ouvre la porte à un niveau supérieur d’inquiétude.

Chinon est ainsi un réacteur de 900 MW, la catégorie la plus ancienne et la plus répandue – 32 réacteurs par 56. Jusqu’ici, EDF espérait que cette génération n’était pas touchée par ce défaut. En fonction des résultats des études poussées à Chinon, le risque de voir encore plus de fermetures de réacteur pour travaux anti-corrosion pourrait fortement augmenter.

Entre les effets cette corrosion sous contrainte et les fermetures « classiques » pour entretien ou visite décennale, seuls 30 réacteurs sur 56 fonctionnaient en France au 21 avril 2022, soit à peine plus de 50 % de la capacité totale du parc.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Question : est-ce que le Luxembourg, qui importe la quasi totalité de l’électricité qu’il consomme, a arrêté ses importations d’électricité nucléaire en provenance de France, soupçonnée d’être un pays dangereux, comme il est question de le faire pour le gaz russe ?
    Et se préoccupe-t-il du reste de ses importations, en provenance d’Allemagne où c’est le charbon qui sert majoritairement à produire l’électricité et qui tue des milliers de personnes chaque année en raison de la pollution aux particules fines ?
    Non ?
    Alors qu’il ferme sa g…

    Répondre
  • Les énergies renouvelables n’ont pas ces problèmes à risques élevés et ceux qui en parlent sont nettement plus polis, tolérants et compétents que ceux qui promeuvent le nucléaire !

    Stabilité du réseau américain avec 100% d’énergies renouvelables (Wind, Water, Solar WWS) pour tous les usages, examinée dans six États isolés (Alaska, Californie, Floride, Hawaii, New York et Texas) et le continent américain.

    L’étude et les modélisations de l’Université de Stanford démontrent que tous les États et toutes les régions peuvent maintenir la stabilité du réseau (éviter les pannes), même si le réseau est instable, malgré des conditions météorologiques variables et extrêmes, avec :

    – l’élimination d’environ 53 200 décès et millions de maladies par an aux États-Unis, liés à la pollution de l’air d’ici 2050.

    – des coûts énergétiques privés par unité d’énergie en Californie, à New York, et au Texas plus bas, mais les coûts en Floride sont légèrement plus élevés lorsque ces États sont interconnectés avec les réseaux de l’Ouest, du Nord-Est, Midwest et du Sud-Est, respectivement, que lorsqu’ils sont isolés. De même, les coûts annuels dans le CONUS bien interconnecté sont inférieurs à ceux additionnés entre toutes les régions isolées du réseau du CONUS.

    – Alors que l’interconnexion des régions augmente les coûts de transmission à longue distance, elle réduit les coûts énergétiques annuels en diminuant la capacité nominale de stockage et de production excédentaire.

    – Les réductions dans les deux cas diminuent également le délestage et les besoins en terrains. Cependant, chaque État et chaque région est suffisamment grande pour fournir sa propre électricité et sa propre chaleur, fiables et à faible coût, pour tous les besoins énergétiques.

    Cette nouvelle étude confirme qu’un système 100 % WWS renouvelables peut éviter les pannes d’électricité en hiver, comme celle qui s’est produite au Texas en 2021, et les pannes d’été, comme celle qui s’est produite en Californie en 2020.

    Cela s’explique en partie par un changement dans la structure de la demande découlant de la transition vers les WWS. Le reste est dû à un changement dans les structures d’approvisionnement et de stockage. Les coûts de maintien de la stabilité du réseau
    au Texas et en Californie sont moins élevés lorsque ces États sont interconnectés avec le Midwest (MRO), connectés aux réseaux du Midwest (MRO) et de l’Ouest (WECC), respectivement, que lorsque ces États sont isolés.

    Le Texas étant actuellement isolé, son interconnexion avec le MRO pourrait réduire son coût de transition.

    – Les résultats obtenus indiquent qu’aucune batterie avec un stockage de plus de 4 h n’est nécessaire.

    Cependant, les batteries de stockage de 8 à 62 heures peuvent fournir un rapport plus optimal entre la capacité de stockage de pointe par rapport au taux de décharge de pointe.

    Étant donné que l’électricité excédentaire qui serait autrement perdue est utilisée pour produire de la chaleur, du froid et de l’hydrogène vert, le gaspillage d’électricité et le coût par unité d’énergie dans un système qui utilise l’excédent de WWS pour produire de la chaleur, du froid et de l’hydrogène vert sont inférieurs à ceux d’un système qui se débarrasse de tous les WWS excédentaires.

    Le coût d’investissement initial d’une transition de 50 États américains est d’environ 8,9 billions de dollars si le CONUS est bien interconnecté et de 10,95 trillions de dollars si les 50 États sont divisés en huit réseaux isolés.

    Si TRE et MRO sont fusionnées pour former TXMRO, et si cette région et les sept autres régions de réseau sont isolées, le coût d’investissement s’élève à 10,3 billions de dollars.

    En 2050, les coûts énergétiques privés et sociaux annuels cumulés de la transition des États-Unis à 100 % de WWS renouvelables pour tous les usages sont inférieurs de 63 % et de 86 % respectivement que l’absence de transition.

    Une grande partie de la réduction des coûts privés est due à la réduction substantielle (57 %) des besoins énergétiques de l’utilisation finale dans le système WWS.

    Le reste est dû à la réduction plus faible du coût par unité d’énergie.

    La réduction des coûts sociaux est favorisée par l’élimination de la plupart des coûts de santé (700 milliards de dollars par an) et des coûts climatiques (3 600 milliards de dollars par an) des émissions américaines.

    Alors que le coût social d’une transition est en moyenne de 146 (119 $ – 257 $)/tonne-CO2 e-éliminée, celui de l’absence de transition est de 1060 $ (1015 $ à 1300 $) par tonne de CO2 e-éliminée.

    La transition du modèle BAU se traduit par des temps de retour moyens sur investissement de 5,7 ans et de 1,5 an en raison des économies annuelles d’énergie privées et sociales respectivement.

    Ainsi, le 100% WWS renouvelables s’amortit rapidement.

    Les subventions ne sont pas nécessaires pour le retour sur investissement mais sont cruciales pour accélérer la transition.

    Elle permet également de créer 4,7 millions d’emplois à long terme et à temps plein de plus que ceux perdus aux États-Unis et ne nécessite que ~0,29% et 0,55% de la superficie des États-Unis pour l’empreinte et l’espacement, respectivement, des nouvelles technologies énergétiques. La somme est inférieure aux 1,3 % occupés par l’industrie des combustibles fossiles aujourd’hui.

    La faisabilité de la transition de régions et d’États américains isolés, chacun avec des systèmes différents, n’est pas évidente, chacun ayant des ressources en WWS et des conditions météorologiques spécifiques.

    Les petits et les grands pays peuvent également effectuer une transition. C’est d’ailleurs ce qu’ont révélé de nombreuses études antérieures. Chaque pays cependant a ses propres défis sociaux, politiques, et économiques.

    Les forces sociales et politiques peuvent être les plus difficiles à surmonter. Cependant, si elles le sont, une transition permettra d’assurer la sécurité énergétique des générations à venir

    https://web.stanford.edu/group/efmh/jacobson/Articles/I/21-USStates-PDFs/21-USStatesPaper.pdf

    .

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  • @studer
    Commentaire on ne peut plus stupide.
    Les Luxembourgeois se foutent bien que les allemands s’empoisonnent au charbon, mais ils savent bien que si la centrale nucléaire saute c’est bien des Luxembourgeois qui morfler ont.
    Un peu d’intelligence dans les remarques ne feraient pas de mal.

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