346 à l’apparition de fissures, parfois rapidement comme observé sur les tubes de GV dès le début des années 1980 ou sur les piquages d’instrumentation des pressuriseurs des réacteurs de 1300 MWe à la fin des années 1980. L’ASN a demandé à EDF d’adopter une approche globale de surveillance et de maintenance pour les zones concernées. Plusieurs zones du circuit primaire en alliage Inconel 600 font ainsi l’objet d’un contrôle particulier. Pour chacune d’elles, le programme de contrôle en service, défini et mis à jour annuellement par l’exploitant, doit répondre à des exigences portant sur les objectifs et la périodicité des contrôles. En outre, les GV font l’objet d’un programme de remplacement important (voir point 3 4 4). En 2004, des fissures imputées à la corrosion sous contrainte ont été observées sur la cloison d’un GV qui sépare la branche chaude de la branche froide, pour la circulation du fluide primaire, dans la partie basse du GV. La prise en compte du retour d’expérience international et la découverte de fissures sur cette partie du GV qui était considérée a priori par EDF comme non sensible à ce type de dégradation, ont conduit l’ASN à demander à EDF d’adapter sa stratégie globale de maintenance des zones en Inconel 600 pour prendre en compte ces dégradations. Ainsi, l’ensemble des GV équipés d’une cloison en alliage Inconel 600 sera contrôlé avant les troisièmes visites décennales des réacteurs. Les contrôles réalisés en 2011 sur les cloisons GV n’ont pas mis en évidence de nouvelles indications de fissuration par corrosion sous contrainte. Fin 2011, 10 cloisons GV sont affectées par la corrosion sous contrainte et font l’objet d’un suivi particulier. A ce jour, ces contrôles de suivi n’ont montré aucune variation significative des indications de corrosion sous contrainte. En septembre 2011, des fissures attribuées au phénomène de corrosion sous contrainte ont été découvertes sur une pénétration de fond de cuve du réacteur 1 de Gravelines. C’est la première fois qu’une dégradation de ce type est observée sur un réacteur français. (voir point 5 7). 3I 4 I 3 S’assurer de la résistance des cuves des réacteurs La cuve est l’un des composants essentiels d’un réacteur à eau sous pression. Ce composant, d’une hauteur de 14 mètres et d’un diamètre de 4 mètres pour une épaisseur de 20 cm (pour les réacteurs de 900 MWe), contient le cœur du réacteur ainsi que son instrumentation. Entièrement remplie d’eau en fonctionnement normal, la cuve, d’une masse de 300 tonnes, supporte une pression de 155 bar à une température de 300 °C. Le contrôle régulier et précis de l’état de la cuve est essentiel pour les deux raisons suivantes : – la cuve est un composant dont le remplacement n’est pas envisagé, à la fois pour des raisons de faisabilité technique et de coût ; – la rupture de cet équipement n’est pas prise en compte dans les études de sûreté. C’est une des raisons pour lesquelles toutes les dispositions doivent être prises dès sa conception afin de garantir sa tenue pendant toute la durée d’exploitation du réacteur. En fonctionnement normal, le métal de la cuve se fragilise lentement, sous l’effet des neutrons issus de la réaction de fission du cœur. Cette fragilisation rend en particulier la cuve plus sensible aux chocs thermiques sous pression ou aux montées brutales de pression à froid. Cette sensibilité est par ailleurs accrue en présence de défauts, ce qui est le cas pour quelques cuves des réacteurs de 900 MWe qui présentent des défauts dus à la fabrication, sous leur revêtement en acier inoxydable. Pour se prémunir contre tout risque de rupture, les mesures suivantes ont été prises dès le démarrage des premiers réacteurs d’EDF: – un programme de contrôle de l’irradiation : des éprouvettes réalisées dans le même métal que la cuve ont été placées à Contrôle de la soudure par l’ASN d’un joint sur un générateur vapeur lors de l’épreuve hydraulique du circuit primaire de la centrale nucléaire de Cattenom Machine d’inspection en service de la cuve en situation de contrôle
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