Face aux réactions défensives et aux arguments outranciers de certains élus locaux du Haut-Rhin et de certains syndicalistes de la centrale nucléaire de Fessenheim, il importe de rétablir un certain nombre de vérités concernant à la fois la situation énergétique de l’Alsace, la soit-disant “compétitivité” de l’électronucléaire, ou, plus largement les bonnes raisons et la faisabilité objective de l’arrêt des deux plus réacteurs nucléaires du parc français...
Bâtie sur une faille sismique et en zone inondable, raccordée au réseau en 1977, Fessenheim est la plus ancienne des centrales nucléaires en service en France...
ARRÊT DES RÉACTEURS DE FESSENHEIM : POUR UNE PLANIFICATION ÉNERGÉTIQUE SOUTENABLE LOCALE
Si l’on comprend les réactions défensives de certains élus (marqués à droite) locaux du Haut-Rhin et de certains syndicalistes de la centrale nucléaire de Fessenheim qui manifestent leurs craintes de « perdre » des emplois directs ou induits, on reste interloqué devant l’outrance des arguments soulevés.
Ainsi, la Maire de Fessenheim évoque successivement « une décision inique, antiéconomique et antisociale », « la casse » du territoire, voire « les outrances d’une poignée d’activistes, montées en épingle par les médias » (?), tandis qu’une association locale pronucléaire dénonce « un gâchis », « un arrêt arbitraire » , « des bouleversements disproportionnés ». Le député de la circonscription n’hésite pas à énoncer des contre-vérités pour étayer sa position politicienne : « N’oublions pas que les énergies renouvelables sont chères. Leur développement a été payé jusque-là par le nucléaire. Or dans le contexte de crise actuel, qui serait prêt à payer 50 % de plus sur sa facture ? Ni les particuliers ni les entreprises ». (1)
Rappelons que l’énergie hydraulique, qui couvre en moyenne 50 à 60% de la consommation électrique en Alsace (2), est une énergie renouvelable inépuisable et gratuite et qu’elle a été amortie depuis très longtemps.
N’oublions pas non plus les très grandes ressources de la biomasse (bois, déchets forestiers, pailles, rafles, etc.) qui sont immédiatement rentables (3). Quant à l’énergie solaire, les installations solaires thermiques construites en Alsace depuis des décennies (4) ont montré qu’elles permettent de couvrir aisément 50 à 70% des besoins en chauffage et eau chaude des bâtiments d’habitation avec des temps de retour compris entre 8 et 12 ans.
Ce n’est donc évidemment pas l’énergie nucléaire qui a payé les énergies renouvelables, mais ce sont bien les contribuables français qui ont payé l’investissement nucléaire depuis 1974 par le budget de l’État, les effacements de dettes et les crédits attribués à EDF, au CEA, à AREVA (ex Cogéma-Framatome).
Quant à la CSPE (contribution au service public de l’électricité) que chacun paye sur ses factures d’électricité, il faut savoir que plus de 31% de cette taxe est utilisé par les gros fournisseurs d’électricité (EDF, GDF-Suez, Direct Energie – Powéo, Siemens) pour financer des centrales de cogénération à énergies fossiles (essentiellement au gaz et au charbon) et au total plus de 60% part dans les énergies fossiles et nucléaire (5), alors qu’elle devrait non seulement servir à la péréquation nationale (pour la desserte des zones éloignées) et à l’aide sociale contre la précarité énergétique des citoyens en difficulté sociale comme c’est le cas aujourd’hui, mais aussi contribuer à la planification des énergies renouvelables électriques (cogénération biomasse, biogaz, biohydrogène compris) et à la mise en place des réseaux électriques décentralisés automatiques indispensables à la consommation et au stockage LOCAUX de l’électricité !
Risque d’effondrement du réseau contre risque nucléaire
La grande crainte avancée par les opposants à la fermeture des deux réacteurs les plus anciens du parc nucléaire français est le risque de pénurie de courant et de sous-dimensionnement du réseau électrique en Alsace.
Peu leur chaut le risque de rupture de l’acier fissuré des viroles des cuves, fragilisé par l’irradiation neutronique et les variations thermiques depuis 1977 (6) (7) (8) (9), ou le risque sismique avéré de la région. L’autorisation récente donnée par l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire) de prolonger de 10 ans le fonctionnement des réacteurs 1 et 2 de Fessenheim (10), sous réserve de modifications diverses portant sur l’épaississement ridicule des radiers censé freiner de quelques heures la percée inéluctable du béton par le corium radioactif à plus de 2000°C en cas de rupture de cuve et de fusion des cœurs nucléaires, vient fort opportunément apporter de l’eau à leur moulin.
Mais dans ce jeu dangereux, l’ASN, qui est l’émanation du lobby nucléaire est à la fois juge et partie ; l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), organisme scientifique, est beaucoup plus circonspect sur l’état des cuves de Fessenheim (11) (12) et se réserve le droit d’arrêter les réacteurs dès le moment où il aura la certitude que le risque devient insupportable (13).
C’est alors qu’un syndicat maison (syndicat départemental d’électricité et de gaz du Haut-Rhin) vient fort utilement apporter sa contribution au débat en proposant sa propre vision de la gestion du réseau électrique régional dans les décennies à venir (14).
Tout en assurant que son document « n’a aucune connotation polémique » et qu’« il présente les solutions réalistes connues à ce jour », il vient au secours des opposants à la fermeture des réacteurs en agitant la menace d’un écroulement du réseau électrique, reprenant au passage les bases de travail bien connues de RTE en Alsace.
Dans un préambule passablement orienté, il affirme bien légèrement :
« Si la centrale nucléaire de Fessenheim est fermée fin 2016, la production hydroélectrique du Rhin d’une part, les énergies renouvelables et les économies d’énergie en Alsace d’autre part, ne permettront pas d’assurer l’autonomie électrique de l’Alsace, surtout pas lors des pics de consommation. Sans oublier que la production hydroélectrique dépend du débit du Rhin et que les énergies alternatives sont par définition aléatoires ».
Puis il annonce :
« Cela entraîne 3 conséquences immédiates :
1 – L’appel important du réseau alsacien à l’énergie produite en Lorraine : nucléaire et centrales thermiques classiques. Cet appel sur le réseau 400 000 volts de la plaine alsacienne induira un flux désormais orienté Nord/Sud.
2 – En régime dégradé, c’est-à-dire en cas d’interruption de la fourniture d’électricité par un ouvrage de production ou de défaillance d’une ligne de transport, des contraintes apparaissent immédiatement sur les réseaux de 400 000 et 225 000 volts dans tout le Grand-Est, mais plus particulièrement en Alsace. Pour éviter l’écroulement du réseau alsacien, RTE pourra notamment faire appel à la production … nucléaire allemande jusqu’en 2022 et à la production nucléaire suisse, mise en extinction entre 2019 et 2034.
3 – Des travaux à faire en urgence : il s’agit de travaux lourds dans les différents postes de transformation de l’échelon 400 000 volts. a) des travaux au poste 400 000 volts de Muhlbach (Fessenheim) avec : • l’installation de transformateurs déphaseurs pour rééquilibrer les flux sur les grands axes de la région ; • la mise en place de nouvelles possibilités d’aiguillage des lignes reliées à ce poste. b) des travaux au poste 400 000 volts de Scheer (nord de Sélestat) avec : • la création d’une seconde alimentation de ce poste, en le raccordant sur la ligne 400 000 volts double circuit qui passe à proximité ; • des travaux dans le poste lui-même, pour développer de nouvelles possibilités d’aiguillage. c) l’installation de batteries de condensateurs dans plusieurs postes 400 000 et 225 000 volts de la région (Marlenheim, Batzendorf et Graffenstaden).
L’ensemble de ces travaux est estimé par RTE à un montant de 50 à 60 millions d’euros ».
Ces arguments biaisés doivent être relativisés et remis dans la perspective de « planification soutenable » de l’énergie 2013 – 2030, la seule à mettre en place dès aujourd’hui pour préparer la politique énergétique française et européenne de lutte contre le réchauffement climatique à l’horizon 2050.
Quel réseau électrique pour quels besoins électriques ?
Si l’on compare la consommation électrique en Alsace à celle des pays les plus avancés en Europe que sont le Danemark (15) et l’Allemagne (16), on ne peut que se rendre à l’évidence : le gaspillage électrique en Alsace grève fortement le réseau électrique. Les chiffres parlent d’eux-mêmes :
Tableau 1 : consommation électrique par habitant par an
Alors que le Danemark est un pays plus froid, moins ensoleillé, de niveau de vie et d’activité économique beaucoup plus élevé que la région alsacienne, un habitant en Alsace consomme 40% d’électricité de plus qu’un Danois.
Cette comparaison reflète instantanément le gaspillage d’énergie insupportable que représente le chauffage électrique en Alsace comme dans tout le reste de la France, véritable contresens physique qui a été encouragé pendant des décennies par EDF et les gouvernements français successifs. Renforcée par le manque d’investissement dans l’isolation des bâtiments récents, dans la rénovation thermique des anciens bâtiments, la surconsommation électrique en Alsace entraîne plusieurs conséquences néfastes pour l’économie et la structure énergétique du réseau électrique : • une forte dépendance extérieure pendant les pointes de froid en automne et en hiver, obligeant notre pays à acheter à prix très élevé le courant électrique allemand (depuis trois ans produit en excès par les éoliennes allemandes) • une fragilité du réseau électrique local par les pointes de surconsommation inutiles dues au chauffage électrique irrationnel • un accroissement des pertes d’énergie dues au transport électrique sur les lignes (entre 7 et 9% de l’énergie électrique transportée) • un gaspillage d’énergie primaire très élevé (le rendement électrique des centrales nucléaires est de 33%, de sorte que 67% de l’énergie nucléaire est dissipée sous forme de chaleur dans l’eau de refroidissement des centrales) • une forte dépendance de la structure énergétique française (et régionale) vis à vis de l’électricité : alors que le chauffage d’un bâtiment peut être assuré entièrement par le solaire combiné ou non à des chaudières thermique à haut rendement, il est aberrant d’utiliser le réseau électrique pour assurer ce chauffage.
Si l’on engage dès aujourd’hui une politique généralisée et volontaire d’interdiction du chauffage électrique des bâtiments et de son remplacement par des systèmes solaires, des chaudières à biomasse ; d’investissement dans l’isolation des bâtiments, l’isolation des congélateurs et réfrigérateurs commerciaux ; de remplacement des ampoules à incandescence ou à halogènes par des lampes à led blanches ; d’économie d’éclairage public et commercial, etc., ce sont 30 à 50% de la consommation électrique en Alsace qui seront économisés à court terme, rendant inutile tout doublement du réseau national de 400 kV et nécessaire l’arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim dont les difficultés techniques d’adaptation aux fluctuations de la demande et de l’injection massive d’énergie électrique renouvelable à venir s’opposent précisément au bon fonctionnement des réseaux électriques modernes.
Préparer les réseaux électriques décentralisés intelligents
Le Danemark le premier, puis l’Allemagne, l’Espagne et les États-Unis ont commencé à investir massivement (depuis de très nombreuses années pour le Danemark) (17) dans les réseaux électriques décentralisés intelligents (appelés aussi smartgrids) de manière à diminuer fortement la puissance et le nombre des grandes centrales électriques (à charbon, à fioul, à gaz, voire nucléaires, sauf au Danemark qui a rejeté tout recours au nucléaire depuis 1985) sur les réseaux électriques nationaux THT pour pouvoir injecter une part croissante d’électricité renouvelable fluctuante ou régulable produite et consommée localement par les éoliennes, les panneaux photovoltaïques et les petites ou micro-centrales de cogénération à biomasse (bois, paille, biogaz, etc.) sur une myriade de petits réseaux électriques locaux de MT et BT, reliés aux grands réseaux nationaux THT par des centres de gestion automatiques ajustant en permanence le flux local au flux national dont il reçoit la base de fréquence et de tension de régulation.
C’est ainsi qu’en 2011 le Danemark a produit 40,7% de son électricité uniquement à partir d’énergies renouvelables locales, l’énergie éolienne couvrant à elle seule 28,1% de l’énergie électrique produite. Le dernier plan énergétique adopté par le parlement et le gouvernement danois en mars 2012 prévoit même de couvrir 50% de la production électrique en 2020 par les éoliennes, et d’assurer 100% des besoins en électricité et chauffage par les énergies renouvelables dès 2035.
Dans ce pays, toutes les centrales électriques sont en cogénération et la plupart des habitations sont raccordées à des réseaux de chaleurs alimentés uniquement par des centrales ou des microcentrales à cogénération ou géothermiques, de sorte que les rendements des centrales dépassent 90% (18).
Ce sont les recherches scientifiques les plus récentes sur la gestion des smartgrids (19) (20) (21) et les progrès continus des systèmes électroniques et informatiques de régulation de tension et de fréquence des smartgrids (22) qui permettent d’atteindre ces pourcentages très élevés d’injection d’électricité renouvelable fluctuante dans les réseaux électriques les plus avancés et performants au monde (23) (24).
Elles incluent aujourd’hui toutes les formes de stockage et de régulation de puissance possible en faisant appel aux moyens de production les plus souples (hydrogène renouvelable dans les piles à combustibles, turbines ou moteurs à biogaz et biomasse, batteries chimiques de haute densité, véhicules électriques), les excès d’énergie électrique renouvelable étant stockés d’une part sous forme chimique (batteries, hydrogène), d’autre part sous forme de chaleur (pompes à chaleur, eau chaude).
Le développement massif des smartgrids est particulièrement adapté aux structures urbaines (25) où l’essentiel de la consommation peut être assurée localement uniquement par les énergies renouvelables, tant pour la consommation électrique que pour le chauffage ou les transports collectifs.
C’est donc une toute autre orientation qu’il faut proposer pour les investissements dans les réseaux électriques en Alsace. Il ne s’agit pas de renforcer et doubler le réseau THT largement suffisant, mais de créer tous les réseaux électriques décentralisés intelligents et les centres de stockage d’électricité automatiques permettant de produire et de consommer localement sans gaspillage l’électricité réellement nécessaire (avant tout renouvelable dès maintenant, puis entièrement renouvelable d’ici 2050), la chaleur étant produite à partir des énergies renouvelables localement disponibles et fortement économisée par une isolation massive et efficace des bâtiments existants.
Cette politique devra s’appuyer sur une obligation d’efficacité énergétique passive et d’intégration active des énergies renouvelables (solaire thermique et photovoltaïque) dans tous les nouveaux bâtiments, le développement massif de la cogénération et des réseaux de chaleur, la création de parcs automobiles électriques et de transports en commun électriques, l’efficacité des installations de froid, etc.
L’arrêt des deux plus anciens réacteurs PWR (réacteurs à eau pressurisée) du parc nucléaire français à Fessenheim est non seulement utile, mais nécessaire à la future gestion de ces nouveaux réseaux électriques décentralisés intelligents.
Il ne supprimera aucun emploi local ; bien au contraire, il en conservera dans la centrale elle-même pour son démantèlement pendant des décennies et il en dégagera de nouveaux dans la création et la gestion de l’ensemble du système électrique modernisé décrit plus haut, basé sur les smartgrids, les myriades de producteurs électriques renouvelables, les nombreux centres de stockage/déstockage d’électricité intelligents, la mise en place d’une politique d’efficacité énergétique massive.
Au lieu de défendre le maintien risqué et dangereux de l’activité de deux vieux réacteurs nucléaires, les syndicats et les élus devraient au contraire dépenser tout leur temps et leur énergie à préparer les emplois durables du futur pour eux-mêmes, pour les concitoyens et pour leurs enfants. La France, et plus particulièrement la région alsacienne, devrait faire feu de tout bois pour combler son immense retard en matière d’électricité renouvelable et d’efficacité énergétique.
Dans cette perspective, il est urgent que les personnels, techniciens et ingénieurs, du service public de l’électricité et de l’énergie français soient formés à la mise en place et à la gestion des réseaux électriques décentralisés intelligents. Une coopération intense entre les services de distribution et de production électriques français, danois et allemands doit être instaurée dès maintenant pour accompagner et planifier ces investissements humains et matériels : ce sont les emplois de demain qu’il faut promouvoir.
(3) Les énergies de l’Alsace, Projet Alter (T. de Larochelambert, M. Pierre, C. Munsch, F. Walgenwitz), Ed. Syros (1983)
(4) Plancher solaire direct mixte à double réseau en habitat bioclimatique. Conception et bilan thermique réel, T. de Larochelambert, Revue Générale de Thermique 34, 408 (1995) 769-786 [http://arxiv.org/abs/0903.0767]
On y lit notamment [en gras = souligné par l’auteur – note de la rédaction de Global-Chance.org] :
« Les procédés de mise en forme, les traitements thermomécaniques et de revenus de l’acier 16MND5 des cuves REP, induisent des micro-ségrégations en peau interne de la cuve. Ces zones souvent appelées veines sombres, enrichies en élément d’alliage et en impuretés, de structure martensitique, jouent un rôle important sur le comportement mécanique de l’acier et tout particulièrement sur ses propriétés à la rupture comme la ténacité. Les veines sombres de longueur millimétriques ont été décrites en détail au niveau chimique, métallurgique et mécanique (…).
Les veines sombres présentent par rapport à la matrice, un enrichissement en carbone (15 à 30%), en manganèse (20 à 70 %) et surtout en phosphore (25 à 500%) ; la microstructure de la matrice est du type bainitique tandis que les veines sombres sont du type martensitique. La fragilité intergranulaire a été mise en évidence dans les zones micro-ségrégées. Le phosphore ségrégé aux joints de grains en est le principal responsable. Bien que la ségrégation semble affecter tous les joints de grain et joints inter-latte, la rupture intergranulaire suit plus particulièrement les anciens grains austénitiques dont la morphologie se prête mieux à la ségrégation que les joints de paquets de lattes qui présentent une bonne cohésion.
Dans la bainite supérieure, les carbures de forme lenticulaire et regroupés en amas seraient des sites favorables à l’amorçage de la rupture par clivage. Dans la martensite, les carbures sont répartis uniformément, sous formes de fins précipités sphériques qui durcissent la matrice et la rendent moins sensible à la rupture par clivage et donc plus sensible à la rupture intergranulaire. Comme la cohésion des joints de lattes dans la martensite est plus grande que celle de la bainite, la fragilité intergranulaire est mise sur le compte des anciens grains austénitiques. Quant à la contrainte critique de décohésion intergranulaire, elle diminue avec la cohésion des joints et peut devenir inférieure à la contrainte de clivage.
La présence d’inclusions de sulfure de manganèse dans les veines sombres est également considérée comme un facteur d’amorçage de l’endommagement. Cependant, Yahya a mis en évidence deux types de mécanismes de rupture : • des ruptures sous très faible déformation plastique où les sulfures sont des sites d’amorçage, • des ruptures dans des éprouvettes ne contenant pas de sulfure, dont l’origine proviendrait des hétérogénéités de déformation plastique.
En résumé, dans la bainite supérieure, la contrainte critique intergranulaire est plus élevée que la contrainte critique de clivage. L’amorçage de la rupture se fait par clivage et se poursuit par une rupture ductile. Dans la martensite, l’amorçage se ferait par rupture intergranulaire qui induirait une rupture précoce par clivage suivie par une rupture fragile à des températures où la bainite est normalement ductile. Quant à l’amorçage par décohésion des sulfures, il a été objecté que la décohésion relaxe les contraintes internes, même si elle laisse un défaut. »
On y lit notamment [en gras = souligné par l’auteur – note de la rédaction de Global-Chance.org] :
« (…) si la microstructure n’influe pas fortement sur le module d’écrouissage ni sur le comportement activé thermiquement, elle conditionne cependant significativement les propriétés de ténacité de l’acier de cuve.
(…) A déformation fixée, la probabilité de rupture est une fonction décroissante de la température, et croissante de la triaxialité ».
(9) Perform 60 : prediction of the effects of radiation for reactor pressure vessel and in-core materials using multi-scale modelling – 60 years foreseen plant lifetime, A. Al Mazouzi et al., Nuclear Engineering and Design 241 (2011) 3403-3415
On peut y lire notamment :
« (…) the influence of these variations on the material properties cannot be determined straightforwardly from the surveillance program. Moreover, notwithstanding their conservatism, the empirical dose–damage relationships cannot be extrapolated to predict the behaviour of the material if the design lifetime of the reactors (normally 40 years) is to be extended. For this purpose, experimentally validated physically-based models are needed to optimise the life-time of this critical component.
(…) some components inside a pressurised water reactor (PWR) may be exposed to doses reaching around 80 dpa after 40 years of operation (that is more than a thousand times higher than the dpa dose for the RPV). Due to neutron irradiation, nanostructure changes and so consequently do the mechanical properties of internals materials. These changes include the formation of loops, non-equilibrium segregation precipitation and possibly void swelling, features associated with hardening, and a strong decrease in ductility and toughness, irradiation creep, etc.
(…) While predictive models of irradiation-induced hardening are available, reliable predictions of void swelling and IASCC sensitivity are currently unavailable.
(…) the brittle intergranular fracture criterion appears to be still an open issue.
(…) further improvements of the existing models, especially on what concerns the use of crystal plasticity to study the fracture probability distribution of representative volumes, are still needed. »
On y lit notamment [en gras = souligné par l’auteur – note de la rédaction de Global-Chance.org] :
« Lors de précédentes évaluations des risques dans les états d’arrêt du réacteur, l’IRSN avait mis en évidence la nécessité d’améliorer les dispositions prises pour éviter une rupture brutale de la cuve du réacteur lors d’une surpression du circuit primaire à basse température, plus précisément lorsque le circuit primaire est à une température inférieure à 90°C. Lorsque le réacteur est en production, la température du circuit primaire, de l’ordre de 300°C, est très largement supérieure à la température de transition « fragile ductile » des aciers ferritiques de la cuve et il n’y a pas risque de rupture brutale. Cependant, l’effet de l’irradiation neutronique élève la température de transition « fragile ductile » de l’acier en face du cœur. Un refroidissement brutal de l’acier par injection d’eau froide à haute pression par le circuit d’injection de sécurité pourrait entraîner, dans certains cas, un risque de rupture fragile de la cuve. C’est pourquoi ce risque de rupture fragile de la cuve par pressurisation à froid a fait l’objet de plusieurs réunions du Groupe permanent pour les réacteurs nucléaires depuis 1997. Il est ressorti des études menées la nécessité de mettre en œuvre des modifications complémentaires, matérielles ou de conduite, pour pouvoir « pratiquement éliminer » le risque de sollicitations élevées dans les domaines d’exploitation où le matériau de la cuve est en-dessous de sa température de transition « fragile-ductile ».
Lors du réexamen de sûreté VD3 900, l’IRSN a évalué la suffisance d’une modification proposée par EDF, qui consiste à abaisser la pression d’ouverture des soupapes du pressuriseur lorsque le circuit primaire est fermé et le réacteur refroidi par le circuit de refroidissement à l’arrêt. L’IRSN a estimé que la modification proposée permet, en complément des améliorations de conduite déjà mises en place, de réduire significativement le risque de surpression à froid pour les brèches nécessitant l’utilisation de l’injection de sécurité.
En revanche, l’IRSN a estimé que le choix d’EDF de ne pas activer cette modification dans certains domaines d’exploitation où le risque de surpression demeure présent n’était pas satisfaisant : l’IRSN considère en effet que la modification permettant de réduire ce risque doit être disponible dans tous les domaines d’exploitation où le circuit primaire est fermé et la température de l’eau dans la cuve inférieure à 90 °C. »
On y lit en particulier [en gras = souligné par l’auteur – note de la rédaction de Global-Chance.org] :
« Le phénomène de fragilisation des aciers sous irradiation est connu depuis plusieurs décennies et des études sont encore poursuivies pour mieux apprécier les mécanismes correspondants. L’évolution des caractéristiques mécaniques de l’acier constitutif de chaque cuve fait l’objet d’un programme de surveillance d’irradiation (PSI). A cet égard, le rôle fragilisant de certains éléments présents dans l’acier de la cuve, tels que le cuivre (Cu), le phosphore (P), le nickel (Ni), est connu depuis le début des années 1970.
(…) La fragilisation de l’acier se manifeste par une diminution de sa ténacité (résistance à la rupture du matériau en présence d’un défaut). En exploitation, cette ténacité doit rester suffisante pour assurer l’intégrité de la cuve dans toutes les conditions retenues pour le dimensionnement, intégrité essentielle pour la sûreté de l’installation. En particulier, lorsque la cuve est sous pression, un refroidissement rapide et important du fluide primaire pourrait amorcer la propagation d’un défaut, hypothétique ou réel, dans la paroi de la cuve (c’est le phénomène appelé « choc froid pressurisé »).
(…) Outre les différences de fragilisation entre cuves, il existe des différences de fragilisation au sein d’une même cuve. En effet, du fait de son procédé de fabrication, la partie cylindrique d’une cuve présente des hétérogénéités métallurgiques qui peuvent entraîner une fragilisation par irradiation plus élevée.
Entre 2005 et 2008, EDF a mené un réexamen des formules utilisées pour la prédiction de la fragilisation sous irradiation, à l’issue duquel deux nouvelles formules de prédiction de la fragilisation ont été définies : l’une pour les soudures, l’autre pour l’acier des viroles des cuves. Ces nouvelles formules ont été ajustées à partir du traitement statistique des données provenant du PSI des réacteurs de 900 MWe (362 données) et des données acquises dans des réacteurs de recherche (65 données), en particulier sur la ténacité des zones affectées thermiquement par les opérations de soudage du revêtement.
L’IRSN considère que les formules retenues et la méthode d’ajustement adoptée par EDF sont recevables, mais constate, à l’examen des seuls résultats du PSI, qu’elles peuvent conduire à une légère sous-estimation des fluences élevées.
(…) Pour la fragilisation des soudures, la fourchette de dispersion a été déterminée par EDF à partir de l’ensemble des données disponibles pour ces soudures. Par contre, pour les viroles des cuves, EDF n’a pas retenu l’ensemble des résultats disponibles.
Il considère en effet que les valeurs singulières de fragilisation trouvées pour certaines capsules du PSI s’expliquent par un effet de prélèvement sans lien avec la fragilisation due à l’irradiation. L’IRSN considère que ces explications constituent à ce jour une hypothèse qui reste à confirmer. Des expertises menées par EDF sur des échantillons prélevés récemment ne confirment pas pour l’instant les explications précitées. L’IRSN a d’ailleurs constaté que, sur le nombre de valeurs de fragilisations mesurées dans le cadre du PSI dans le matériau des viroles des cuves, la nouvelle formule proposée conduit à un nombre de cas hors prévision supérieur à celui attendu.
(…) Dès lors, compte tenu de la sous-estimation de la fragilisation aux fluences élevées et de la dispersion sous-évaluée des mesures de fragilisation, l’IRSN a recommandé qu’EDF augmente le niveau de fragilisation estimé à 40 ans à l’aide de ses nouvelles formules en relevant de 10°C la RTNDT des viroles de cuves, et de 3°C celle des soudures, la RTNDT étant le paramètre retenu pour évaluer la fragilisation. Cette augmentation pourrait avoir un impact sur la durée de fonctionnement des réacteurs. (La RTNDT correspond à la température de changement de comportement de l’acier en cas de rupture. En dessous de la température de transition, l’acier est considéré comme fragile car il présente une faible ténacité. Au-dessus de cette température, la ténacité de l’acier augmente avec la température et une courbe de référence qui figure dans les codes industriels de conception et de construction permet alors d’évaluer la ténacité de l’acier de la cuve à toutes les températures).
(…) Les études de sensibilité menées par EDF dans le cadre de la première étape de la méthode ont permis de déterminer les trois scénarios d’écoulement menant à un choc froid décrits ci-dessus. Cependant, EDF a estimé que la prise en compte de l’arrêt des pompes primaires (qui intervient automatiquement) permet d’exclure le troisième scénario 3, qui pourrait être très contraignant pour la cuve. Pour sa part, l’IRSN a mis en évidence des cas conduisant à ce scénario indépendamment de l’arrêt des pompes primaires. L’IRSN a donc estimé que les études de sensibilité réalisées par EDF n’étaient pas suffisamment exhaustives pour vérifier que les transitoires retenus dans le dossier transmis étaient bien les plus sévères ; des compléments ont été demandés en conséquence.
(…) EDF va engager un programme de travail en vue de répondre aux réserves exprimées quant à la validation de la méthode et à l’exhaustivité de la démonstration de sûreté. Ce programme devrait aboutir au plus tard 5 ans après les troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 Mwe.
(…) L’IRSN a contesté l’emploi d’un facteur correctif majorant la ténacité de l’acier de cuve. Ce facteur a été introduit par EDF pour tenir compte de l’existence d’un effet d’échelle lié aux différences dimensionnelles entre les défauts présents ou potentiellement présents dans la cuve et ceux présents dans les éprouvettes servant à mesurer la ténacité.
Si l’IRSN admet l’existence de cet effet d’échelle, il considère que son évaluation est contestable et qu’une estimation adéquate pourrait même conduire à minorer la ténacité au lieu de la majorer. Par ailleurs, l’IRSN considère que la courbe de ténacité de référence tient déjà compte de l’effet d’échelle. Enfin, l’analyse a montré que cette courbe constitue une limite inférieure des résultats du PSI.
Les études mécaniques présentées par EDF ont été reprises par l’IRSN sans ce facteur correctif, en supposant une fragilisation plus importante que celle retenue par EDF. Dans ces conditions, certaines cuves ne respecteraient pas complètement les exigences de la démonstration de sûreté (marges par rapport au risque de rupture brutale). »
Le rapport 2010 de l’IRSN conclut ainsi :
« A la suite des remarques issues de l’analyse du dossier par l’IRSN, des éléments complémentaires ont été apportés par EDF, qui permettent de justifier la tenue mécanique des cuves des réacteurs de 900 MWe jusqu’à 40 ans. Des travaux restent à mener pour apprécier la tenue des cuves dans le temps. Ceci s’imposerait d’autant plus qu’EDF souhaiterait prolonger l’exploitation de tout ou partie des tranches de 900 MWe au-delà de 40 ans. Ces travaux devraient viser, d’une part à démontrer la pertinence de l’application des formules de prévision de la fragilisation pour les fluences élevées, d’autre part à évaluer certaines marges éventuellement existantes, mais non explicitées à ce jour, concernant tant la thermohydraulique des transitoires que la mécanique de la rupture. »
Autrement dit, pour des raisons purement commerciales, l’entreprise EDF veut pousser à bout ses vieux réacteurs 900 MWe (dont ceux de Fessenheim), quitte à noyer les variabilités des défauts de cuves ou des fragilisations d’acier sous irradiation par l’utilisation de facteurs correctifs, et à exclure les scénarios de perte de refroidissement les plus dangereux pouvant entraîner la rupture de cuve par choc froid sous pression. EDF n’a pas encore montré que ses calculs sont réalistes ni que les cuves pourraient résister à ces chocs étant donné la sous-estimation de la fluence et du vieillissement des aciers 16MND5 au cuivre, phosphore et nickel de ces tranches, particulièrement sensibles aux vieillissement sous irradiation.
(13) Déclaration de J. Repussard, Directeur de l’IRSN : « Un jour, on verra apparaître des dégradations dans l’acier des cuves [des réacteurs], qui nous feront dire « maintenant, ça suffit ». Et quand on le verra sur une, il est assez vraisemblable qu’on le verra sur toutes les autres de la même génération. » (Agence Reuters, 22-04-2012).
(14) Fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim : quelle alimentation électrique pour l’Alsace ?, Syndicat départemental d’électricité et de gaz du Haut-Rhin, La Lettre n°20 (avril 2013) [http://www.amhr.fr/images/stories/FichiersPDF/fessenheim.pdf]
(18) Les territoires au cœur de la transition énergétique. La stratégie 100% renouvelable du Danemark, K-L. Johansen Geslin, 14èmes Assises de l’énergie (2013) [http://www.assises-energie.net/index.php?id=2301]
(19) Alternative ways for voltage control in smart grids with distributed electricity generation, R. Niemi, P.D. Lund, International Journal of Energy Research 36 (2012) 1032-1043
(20) Decentralized electricity system sizing and placement in distribution networks, R. Niemi, P.D. Lund, Applied Energy 87 (2010) 1865-1869
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(24) Large-scale integration of optimal combinations of PV, wind and wave power into the electricity supply, H. Lund, Renewable Energy 31 (2006) 503-515
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