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DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 2/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice OBJET DES REVISIONS 0 Emission initiale DATE N° CHRONO 18/11/2004 2002/0008 DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 3/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Sommaire 1. Introduction _________________________________________________________________________________4 2. Gestion de la durée de vie des centrales nucléaires __________________________________________________5 2.1 Contexte international ____________________________________________________________________5 2.2 Arrêt et prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires : le retour d’expérience international sur les REP ___________________________________________________________________________________6 3. Problématique d’un programme « durée de vie » ___________________________________________________8 4. Identification des systemes, structures et composants (SSC) critiques __________________________________12 5. Les modèles de vieillissement __________________________________________________________________16 5.1 LARM (Linear Aging Reliability Model) : Taux de défaillance linéaire___________________________17 5.1.1 Modélisation des effets du vieillissement sur le taux de défaillance _____________________________17 5.1.2 Modélisation des différentes actions mises en œuvre (maintenance, tests, ...) ______________________18 5.2 Loi de Weibull__________________________________________________________________________19 5.3 Actualisation des données du retour d’experience ou « comment evaluer la derive des données avec le temps »______________________________________________________________________________________19 6. Exploitation d’un modele EPS pour simuler les effets du vieillissement sur les SSC_______________________22 7. Intégration des EPS dans un programme durée de vie ______________________________________________26 7.1 Evaluation de la durée de vie restante ______________________________________________________27 7.2 Extension de la durée de vie_______________________________________________________________27 7.2.1 Identification des SSC et intégration au sein des EPS ________________________________________27 7.2.2 Optimisation des stratégies d’action______________________________________________________29 8. Conclusions ________________________________________________________________________________35 9. Bibliographie _______________________________________________________________________________36 DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 4/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Abréviations et glossaire AMDE : AMDEC : AMP : APSA : ASME : CNPE : EDF : EIReDA : EPRI : EPS : ESReDA : GV : ISI : IST : LARM : NEA : NRC : OCDE : OMF : PBMP : PLIM : PSA : RAW : REB : REP : REX : RCM : RI-ISI : RI-IST : RRW : SSC : 1. Analyse des Modes de Défaillances et de leurs Effets Analyse des Modes de Défaillances et de leurs Effets et de leur criticité Ageing Management Programme (Programme durée de vie) Age dependant PSA American Society of Mechanical Engineers Centrale Nucléaire de Production d’Electricité Electricité De France European Industry Reliability Data Bank Electric Power Research Institute Etude Probabiliste de Sûreté European Safety and Reliability and Data Association Générateur de Vapeur In Service Inspection In Service Testing Linear Aging Reliability Model Nuclear Energy Agency Nuclear Regulatory Commission Organisation de Coopération et de Développement Economique Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité Programme de Base de Maintenance Préventive nuclear Power plant LIfe Management Probabilistic Safety Assessment Risk Achievement Worth Réacteur à Eau Bouillante Réacteur à Eau Pressurisée Retour d’Expérience Risk Centered Maintenance Risk Informed In Service Inspection Risk Informed In Service Testing Risk Reduction Worth System, Structure and Components INTRODUCTION La gestion de la durée de vie des centrales nucléaires (PLIM : nuclear Power plant LIfe Management) a été définie comme étant la prise en compte des aspects liés au vieillissement et des facteurs économiques et réglementaires afin de : - optimiser l’exploitation, la maintenance et la durée de vie des systèmes, structures et composants (SSC : System, Structure and Components) : l’usure des SSC dépend notamment de leur âge, de leurs conditions de fonctionnement et des actions de maintenance auxquelles ils sont soumis, - maintenir un niveau de sûreté et de disponibilité acceptable : le niveau de sûreté de l’installation doit rester conforme au référentiel de sûreté en vigueur, référentiel qui peut évoluer en fonction des modifications des réglementations ou de la création de nouvelles règles, - maximiser le retour sur investissement sur la durée de vie globale : il est nécessaire que la compétitivité des installations reste acceptable par rapport aux autres moyens de production d’énergie. La note <25> présente une réflexion interne EDF sur l’apport des EPS dans le projet « Durabilité EDF », dont l’un des objectifs est de fournir « des méthodes et des outils permettant de calculer les indicateurs aptes à éclairer les décideurs au niveau "local" (composant, dossier spécifique) et au niveau tranche. La sûreté fait partie des problématiques à prendre en compte (avec, en particulier, la disponibilité et les coûts). » Un vieillissement de composants ou de systèmes peut être détecté via une dégradation des indicateurs de suivi et d’exploitation d’une tranche, comme « nombre et gravité des ESS (Evènements Significatifs Sûreté), rejets radioactifs, nombre d'Arrêts Automatiques Réacteur, taux d'indisponibilités fortuites, etc. » Mais une telle dégradation visible d’un indicateur impliquera une remise en question de la tranche, et éventuellement son arrêt. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 5/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice La note <25> précise que le problème concerne le « vieillissement maîtrisé », c’est-à-dire qui ne conduit pas à une dégradation manifeste de ces indicateurs évidents, et donc la caractérisation de l'impact sur la sûreté d'un vieillissement sans conséquences directes sur les résultats de sûreté et d'exploitation des tranches concernées. Une conséquence du vieillissement serait une augmentation de la probabilité d'initiateurs d'accidents et/ou une dégradation des lignes de défense constituées par les systèmes de sauvegarde et les systèmes supports. Utiliser les EPS (Etudes Probabilistes de Sûreté) des tranches, pour évaluer le niveau de sûreté, paraît alors une approche adaptée à cette problématique. En effet, les EPS évaluent le risque en tenant compte (dans l'idéal) de l'ensemble des incidents/accidents susceptibles d'affecter une tranche. Elles constituent donc une mesure globale de la sûreté, en quantifiant la probabilité annuelle de conséquences inacceptables de type "endommagement du cœur" (<25>). Depuis le début des années 90, de nombreux travaux ont été menés pour analyser l’apport et proposer des méthodologies notamment basées sur l’utilisation des EPS de niveau 1 pour : - évaluer l’impact des effets du vieillissement des différents équipements et des stratégies de maintenance sur la fréquence annuelle d’endommagement du cœur, - identifier les équipements « sensibles » et les stratégies de maintenance prioritaires pour gérer les risques liés à l’âge des centrales, - proposer des éléments de stratégie permettant de gérer la fiabilité et la disponibilité des équipements « sensibles ». Le présent document dresse une synthèse du rôle potentiel des EPS dans le cadre des programmes « durée de vie ». Les chapitres 2 et 3 rappellent respectivement le contexte de la durée de vie des centrales nucléaires et la problématique d’un programme « durée de vie » ou « optimisation de la gestion du cycle de vie d’une installation ». Le chapitre 4 précise l’identification des structures et composants critiques. Le chapitre 5 rappelle quelques modèles de vieillissement, qui peuvent être utiles si on modifie un modèle EPS pour prendre en compte les effets du vieillissement (cf. chapitre 6). Le chapitre 7 montre quelle est la place des EPS dans un programme de durée de vie. 2. GESTION DE LA DUREE DE VIE DES CENTRALES NUCLEAIRES 2.1 CONTEXTE INTERNATIONAL Fin 1998, 345 centrales nucléaires, représentant une puissance de 292 GW et environ 24% de l’électricité produite par les pays membres, étaient en service au sein de l’OCDE (cf. <2>). Environ un tiers de ces centrales est en fonctionnement depuis plus de 20 ans. L’âge moyen des réacteurs de type REP est de 18,1 ans pour les réacteurs français et de 24,9 ans pour les réacteurs étrangers (cf. <4>). Dans la plupart des pays de l’OCDE, les moyens de production d’électricité, dont les centrales nucléaires, appartiennent et sont exploités par le secteur privé. A la fin des années 80, alors que, dans ce domaine, la compétition économique devenait de plus en plus forte et que l’investissement nécessaire au développement de nouvelles centrales augmentait, l’intérêt pour l’extension de la durée de vie des installations existantes est devenu grandissant. Les acteurs industriels souhaitent poursuivre l’exploitation des centrales aussi longtemps que le niveau de sûreté et la rentabilité seront satisfaisants. Ainsi, aux Etats-Unis (cf. <4>), compte-tenu de l’augmentation prévue de la consommation d’électricité, le gouvernement américain prévoit une augmentation d’un tiers de la production d’électricité d’origine nucléaire d’ici 2020 du fait : - de l’investissement nécessaire pour la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires dont le coût est jugé comme étant relativement faible, - des prévisions de coût du gaz naturel élevées. L’extension de la durée de vie des centrales de 40 à 60 ans est donc un enjeu particulièrement important aux Etats-Unis. Le gouvernement américain estime qu’environ 27 réacteurs auront dépassé leur durée de vie de 40 ans et seront encore en fonctionnement en 2020. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 6/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice A ce jour, la NRC a autorisé l’extension à une durée de vie de 60 ans de 10 réacteurs (Calvert-Cliffs 1-2, Oconee 1-2-3, Arkansas Nuclear 1, Edwin Hatch 1-2 et Turkey point 3-4) et a été sollicité pour 28 autres réacteurs. En France, les 58 réacteurs à eau pressurisée (REP : Réacteurs à Eau Pressurisée) produisent 76% de l’électricité nationale. Certaines spécificités françaises doivent être soulignées. Il s’agit notamment de : - la standardisation du parc électronucléaire français : 34 REP 900 Mwe (paliers CP0 et CPY), 20 REP 1300 Mwe (paliers P4 et P’4), 4 REP 1450 Mwe (palier N4). Cette standardisation peut engendrer des risques de problèmes de vieillissement générique. Néanmoins, elle permet également de disposer d’une quantité d’informations plus importante (700 Années Réacteur en 1996), offre la possibilité de mener des analyses en profondeur et permet de mettre en place des solutions communes à l’ensemble du parc, - le fort pourcentage d’électricité produite par les centrales nucléaires, imposant que ces centrales assurent le suivi du réseau ce qui peut engendrer des phénomènes de fatigue, - l’existence d’un unique exploitant ce qui permet une harmonisation des programmes liés à la durée de vie notamment. L’exploitant EDF envisage de prolonger la durée de vie des centrales jusqu’à 40 ans, voire davantage (cf. <5>). èmes L’autorité de sûreté (cf. <3>) estime que les 3 visites décennales (VD3) seront « fondamentales dans la connaissance précise de l’état des réacteurs et dans l’analyse de votre capacité [EDF] à poursuivre le cas échéant leur exploitation ». Ainsi, l’exploitant EDF doit préparer, pour chaque réacteur concerné et en préalable aux VD3, « la démonstration de sa possible extension au-delà de cette échéance dans des conditions de sûreté satisfaisantes.» La démarche proposée par l’autorité de sûreté repose sur : èmes - des actions de préparation préalable aux 3 visites décennales : identification et surveillance des composants sensibles dont le vieillissement peut particulièrement affecter la sûreté du réacteur et conditionner ainsi sa durée de vie et mise en œuvre des programmes permettant l’étude des phénomènes de vieillissement et leurs cinétiques d’évolution ainsi que la définition du programme des VD3, - l’établissement, pour chaque réacteur, d’un dossier d’aptitude à la poursuite de l’exploitation : prise en compte des données du retour d’expérience et de fiabilité entre les VD2 et VD3, des résultats de la phase préparatoire à la VD3 et des justifications de l’aptitude au service des composants retenus, - l’établissement, pour chaque réacteur, d’un programme détaillé de gestion du vieillissement au-delà des VD3 : ce programme a pour objectif d’apporter la preuve que les aspects liés au vieillissement ou à l’obsolescence des matériels sont maîtrisés pour assurer une exploitation ultérieure dans des conditions de sûreté satisfaisantes. 2.2 ARRET ET PROLONGATION DE LA DUREE DE VIE DES CENTRALES NUCLEAIRES : LE RETOUR D’EXPERIENCE INTERNATIONAL SUR LES REP Les politiques en matière de durée et de renouvellement de licence des centrales nucléaires diffèrent selon les pays (cf. <2>) : - certains pays accordent des licences limitées dans le temps, éventuellement renouvelables, - d’autres accordent des licences illimitées avec en parallèle des réexamens périodiques de sûreté. Le Tableau 2-1 ci-dessous présente les règles en vigueur dans la plupart des pays. Dans le cadre de la conférence récente « International Seminar on Lifetime Management » (cf. <4>) menée sous l’égide d’ESReDA, une publication d’A. LANNOY d’EDF (Analysis of the efficiency of old PWRs – Developpment of a behaviour model, A. LANNOY) présente l’analyse, pour les REP : DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 7/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - des principaux facteurs ayant conduit à l’arrêt prématuré de certaines centrales, et par suite, des facteurs pris en compte pour la prolongation de l’exploitation des centrales. L’étude réalisée porte sur 67 réacteurs dont l’état de fonctionnement est présenté dans le Tableau 2-2. A l’issue du recensement des données internationales et de leur validation (notamment pour traiter le cas de données incomplètes), l’étude réalisée repose sur : - une analyse qualitative sur les principales causes d’arrêt prématuré des centrales, - une analyse quantitative afin de faire ressortir les principales causes d’arrêt prématuré et de prolongation des centrales. Tableau 2-1 : Comparaison des règles selon les pays. Durée de licence limitée Canada 0,5 – 3 ans Etats-Unis 40 ans Finlande 10 - 20 ans (avec un réexamen de sûreté au bout de 10 ans) Hongrie 12 ans Korée en cours d’élaboration Durée de licence illimitée avec réexamens périodiques de sûreté Allemagne Belgique France 10 ans 10 ans 10 ans Japon Royaume-Unis Suède 10 ans 10 ans 8 - 10 ans Tableau 2-2 : Base de l’étude EDF Réacteurs arrêtés : Réacteurs en fonctionnement : Réacteurs ayant reçu une autorisation de prolongation Réacteurs ayant formulé une demande d’autorisation de prolongation Hors Europe réacteurs fonctionnant depuis au moins 25 ans En Europe réacteurs fonctionnant depuis au moins 20 ans TOTAL 12 7 19 15 14 67 Le Tableau 2-3 présente les résultats de l’analyse qualitative ainsi que les résultats obtenus par une enquête américaine récente. Tableau 2-3 : Résultats des études EDF et Duke Power Principales raisons ayant conduit à l’arrêt des réacteurs - Analyse Qualitative Etude d’A. LANNOY Etude Duke Power (1998) Faible disponibilité : coefficient de disponibilité qui décroît au cours des 3 dernières années précédent l’arrêt. Coût de maintenance non maîtrisé Unique réacteur implanté sur le site, ce qui rend impossible l’étalement des coûts inhérents à l’exploitation, … Problèmes liés au facteur humain Problèmes liés à la cuve du réacteur Faible coût des moyens concurrentiels de production d’électricité Coût d’exploitation et de maintenance élevé Taux de production décroissant Coût trop important compte-tenu de la durée de vie Nombre d’années restant avant l’amortissement complet de l’installation Coût du kWh Sur-production d’électricité dans la région d’implantation de la centrale Investissement nécessaire trop important pour remettre à Durcissement de la réglementation niveau le réacteur en regard du référentiel de sûreté Contexte politique Unique réacteur implanté sur le site Stratégie de l’exploitant Dérégulation et conditions économiques du marché Contexte politique local Conditions économiques régionales Retour sur investissement incertain DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 8/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice L’analyse quantitative réalisée dans un second temps a permis d’identifier les facteurs ayant le plus de poids dans le cadre de l’arrêt ou de la prolongation des REP : - arrêt prématuré : 1. disponibilité, 2. coût du kWh, 3. problèmes liés au facteur humain (conflits entre les industriels, incidents), 4. niveau d’exposition (dose collective), 5. taux d’accidents, - prolongation de la durée de vie : . facteurs liés à la conception : matériel et épaisseur de la cuve du réacteur, pression de dimensionnement de l’enceinte élevée, type du GV, rendement thermique élevé, . autres facteurs : 1. bonne disponibilité, 2. bons indicateurs de performance sur le plan de la sûreté : faible sollicitation des systèmes de sécurité (RIS HP : injection de sécurité haute pression, ASG : eau alimentaire de secours des GV, AC Power System : système électrique de courant alternatif), 3. maintenance exceptionnelle, notamment sur les GV et les instrumentations de contrôlecommande. Il s’agit là des résultats indicatifs intermédiaires de l’étude, une analyse plus détaillée et complète étant en cours de finalisation au sein d’EDF. 3. PROBLEMATIQUE D’UN PROGRAMME « DUREE DE VIE » La gestion de la durée de vie des centrales nucléaires (PLIM : nuclear Power plant LIfe Management) a été définie comme étant la prise en compte des aspects liés au vieillissement et des facteurs économiques et réglementaires afin de : - optimiser l’exploitation, la maintenance et la durée de vie des systèmes, structures et composants (SSC : System, Structure and Components) : l’usure des SSC dépend notamment de leur âge, de leurs conditions de fonctionnement et des actions de maintenance auxquelles ils sont soumis, - maintenir un niveau de sûreté et de disponibilité acceptable : le niveau de sûreté de l’installation doit rester conforme au référentiel de sûreté en vigueur, référentiel qui peut évoluer en fonction des modifications des réglementations ou de la création de nouvelles règles, - maximiser le retour sur investissement sur la durée de vie globale : il est nécessaire que la compétitivité des installations reste acceptable par rapport aux autres moyens de production d’énergie. Les échanges internationaux et le transfert de connaissances permettent de mettre en évidence les efforts nécessaires et les orientations les plus pertinentes dans le cadre général du développement du nucléaire. Un retour d’expérience important existe aujourd’hui au niveau international sur les aspects liés au vieillissement, la mise en œuvre des premières centrales remontant aux années 50. Bien qu’il existe des différences entre les différentes centrales, les similitudes de conception sont importantes. Les liens historiques entre les principaux vendeurs, Westinghouse, Framatome et Mitsubishi renforcent ce constat. De plus, les processus liés au vieillissement (érosion, corrosion, fatigue, …) sont universels. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 9/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Les programmes inter-gouvernementaux (cf. <1> et <2>) sur ces aspects menés sous l’égide de l’AIEA, l’OCDE/NEA, …, ont permis de poser les bases communes et la problématique globale sur les aspects liés à la durée de vie des centrales nucléaires. A ce titre, le document publié en 1999 sous l’égide de l’AIEA (cf. <20>) et auquel EDF a participé précise le cadre général d’un programme « durée de vie » (AMP : Ageing Management Programme). Les caractéristiques principales d’un programme AMP « durée de vie » (cf. <20>) sont la complétude ainsi que l’approche systématique et anticipative : (cf. Figure 3-1) - la coordination avec différents programmes contribuant à la gestion des effets du vieillissement des SSC, dont est tirée une partie des données d’entrée et sur lesquels les programmes AMP peuvent apporter des modifications. On peut notamment citer : . les programmes de maintenance préventive, qui constituent l’une des priorités des programmes « durée de vie », . les programmes d’inspection en service, de surveillance, de test, … Ces différents programmes constituent des données d’entrée notamment sur les conditions d’exploitation des équipements permettant d’analyser les mécanismes de dégradation liés au vieillissement, de définir et d’optimiser le type et la périodicité des actions de maintenance notamment et enfin de vérifier que les dégradations potentielles sont contrôlées de façon adéquate, . les programmes de collecte de données, constituant des données d’entrée pour l’identification des composants critiques et l’évaluation du vieillissement des équipements, . les programmes de qualification des équipements, . les programmes spécifiques à certains équipements, les plus critiques, notamment les GV, la cuve, …, - l’identification systématique des SSC critiques permettant de garantir que la couverture du programme « durée de vie » est ciblée de façon pertinente, - la démarche anticipative, la mise en œuvre la plus pertinente d’un programme AMP se situant au démarrage de l’installation. L’expérience internationale montre par exemple que la démarche réactive mise en œuvre sur les phénomènes de corrosion des GV a nécessité l’augmentation des opérations de maintenance et des coûts associés, la constitution de données d’entrée adaptées, généralement utilisées dans le cadre de l’exploitation de l’installation (base de données spécifique à une tranche). Elles sont identifiées lors de la mise en œuvre du programme et si elles n’existent pas, leur développement constitue une des phases du programme. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 10/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Planifier Améliorer l’efficacité du programme Agir 5 Maintenance des SSC Maintenance préventive, Maintenance corrective, Gestion des pièces de rechange, Remplacement, Historique de maintenance 2 Coordination du programme « durée de vie » Identification des Exigences règlementaires et des critères de sûreté, Description de l’organisation de coordination, Identification des documents justificatifs, Optimisation du programme basée sur la compréhension des phénomènes en jeu au travers de la connaissance de la conception, de la fabrication, de l’exploitation et de la maintenance, d’évaluations spécifiques et les revues périodiques de sûreté. 1 Compréhension des phénomènes de vieillissement des SSC Propriétés des matériaux, Conditions d’exploitation et de stress, contrainte, Mécanismes de vieillissement, zones de dégradation, Indicateurs sur l’état d’entretien, Conséquences des dégradations et des défaillances liées au vieillissement. Limiter les potentielles dégradations Réaliser 3 Exploitation des SSC Exploitation des équipements conformément aux procédures et aux spécifications techniques, Contrôle chimique, Contrôle de l’environnement, Suivi historique de l’exploitation, notamment des états transitoires. Vérifier Corriger les inacceptables dégradations 4 Inspection des SSC, surveillance et évaluations Tests et calibration, Inspection en exploitation, Surveillance, Détection des fuites, Evaluation des aptitudes fonctionnelles, … Figure 3-1 : Conduite d’un programme Durée de Vie (traduction figure 1 de <20>) Suivre les dégradations DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 11/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Depuis le début des années 90, de nombreux travaux ont été menés (cf. <6> à <19>) pour analyser l’apport et proposer des méthodologies notamment basées sur l’utilisation des EPS de niveau 1 pour : - évaluer l’impact des effets du vieillissement des différents équipements et des stratégies de maintenance sur la fréquence annuelle d’endommagement du cœur, - identifier les équipements « sensibles » et les stratégies de maintenance prioritaires pour gérer les risques liés à l’âge des centrales, - proposer des éléments de stratégie permettant de gérer la fiabilité et la disponibilité des équipements « sensibles ». Le document en référence <13>, publié en 1998, présente une synthèse de l’utilisation potentielle des EPS dans le cadre d’un programme « Durée de Vie ». La démarche globale proposée (cf. <13>) est présentée par la Figure 3-2. Les trois étapes proposées consistent en : - étape 1 : identification des SSC et des mécanismes de défaillance au travers du retour d’expérience d’exploitation, de l’utilisation du jugement d’experts, de l’utilisation de Bases de Données existantes de façon indépendante ou combinée, - étape 2 : modélisation des effets du vieillissement et évaluation (déterministe, probabiliste, experts) des dégradations et de la probabilité de défaillance associée. L’utilisation potentielle des EPS suppose que les différents SSC soient intégrés au sein du modèle de l’EPS (modification des données de fiabilité, intégration ou modification de séquences accidentelles au sein des arbres d’événement, modifications des missions de sauvegarde, …). Il est notamment important de noter que les équipements passifs ne sont généralement pas modélisés au sein des EPS. Une phase préalable d’intégration des SSC et notamment des équipements passifs est donc nécessaire, - étape 3 : intégration des probabilités de défaillance des SSC au sein de l’EPS et évaluation de l’impact lié au vieillissement notamment par le recalcul de mesures telles que la fréquence de fusion du cœur. L’étape ultime étant l’optimisation des stratégies d’action : maintenance, préventive ou corrective, l’inspection en service, la maintenance exceptionnelle, etc. Ainsi, les paragraphes développés par la suite présentent : - l’analyse des travaux menés pour l’identification des composants (SSC) critiques, qui reposent à ce jour essentiellement sur des études déterministes, - la modélisation des effets du vieillissement sur les équipements et l’élaboration des probabilités de défaillance associées, - l’analyse des travaux menés pour l’exploitation d’un modèle EPS afin de simuler les effets de vieillissement des SSC sur la probabilité de fusion du cœur, - l’intégration potentielle des EPS dans un programme « Durée de Vie ». DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 12/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Etape 1 Sélection des SSC et des mécanismes de défaillance Retour d’expérience d’exploitation Jugement d’expert n Liste des SSC Etape 2 Modélisation des effets du vieillissement sur les SSC Fatigue Fragilisation Inspection, Tests, Maintenance Autres mécanismes de vieillissement Probabilité de Défaillance (équipements, structure) Etape 3 : Utilisation des EPS EPS Informations sur la centrale Corrosion / Erosion Analyse par Arbre d’événements Analyse par Arbre de défaillance Résultats de l’EPS Figure 3-2 : Démarche globale proposée par <13> 4. IDENTIFICATION DES SYSTEMES, STRUCTURES ET COMPOSANTS (SSC) CRITIQUES Concernant les aspects technologiques, à ce jour, les analyses réalisées pour l’estimation de la durée de vie des centrales nucléaires sont essentiellement déterministes (Cf. <1>, <2>). Dans chaque pays, des études ont été menées afin de déterminer parmi les composants des centrales nucléaires : DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 13/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - - les composants « critiques » : . catégorie I : composants critiques vis-à-vis de la sûreté, de la fiabilité, du coût ou de la dosimétrie. La défaillance de ces composants peut être à l’origine d’une décision d’arrêt définitif de la centrale, . catégorie II : composants fonctionnellement critiques mais dont le remplacement est possible et économiquement rentable. Ces composants peuvent être remplacés et les actions de test, d’inspection et de maintenance préventive permettent de limiter leurs probabilités de défaillance, les composants « non-critiques ». Ces analyses sont généralement basées sur : - l’évaluation des risques pour la sûreté de l’installation, qui dépendent des phénomènes de dégradations potentielles et des risques de défaillance associés sur certains équipements, et des conséquences éventuelles de telles défaillances, - les difficultés et le coût inhérents au remplacement ou à la réparation de ces équipements. Le processus généralement suivi pour l’identification des composants « critiques » est détaillé sur la Figure 4-1 (cf. <2>). Les critères retenus pour juger de la criticité des composants sont différents selon les pays. Malgré tout, les équipements « critiques » de catégorie I identifiés au niveau international sont assez similaires : (cf. <2>) : - pour les REP : la cuve du réacteur, les internes de cuve, le pressuriseur, les GV, les tuyauteries primaires principales, les pompes primaires principales, l’enceinte de confinement, les câbles électriques, les structures en béton, - pour les REB : la cuve du réacteur, les internes de cuve, les tuyauteries primaires principales, les pompes de recirculation, l’enceinte de confinement, les câbles électriques et les structures en béton. Dix-sept matériels sensibles ont été recensés et présentés dans le Tableau 4-1 (équipements dont le remplacement ne pouvait être intégré dans le cadre d’opérations de maintenance classiques et qui impliquait des travaux lourds, complexes et onéreux). Tableau 4-1 : Liste des matériels sensibles Circuit Primaire Principal Cuve du réacteur Tuyauteries CPP de gros diamètre Autres Tuyauteries CPP GV Corps des pompes primaires Pressuriseur Autres matériels mécaniques de la chaudière Tuyauteries classées 2 ou 3 au niveau sûreté Mécanismes de commande des grappes Structures internes de la cuve Enceinte de confinement et structure de génie civil Enceinte de confinement et traversées Puits de cuve Ancrages Salle des machines Turbine Alternateur Contrôle commande Equipements électriques Câbles électriques Réfrigérants atmosphériques Matériels Divers Pont tournant DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 14/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Composants des centrales Criticité du composant pour composant La sûreté ? La disponibilité ? Les coûts ? NON OUI OUI Remplacement du composant impossible ou très couteux NON Composant CRITIQUE généralement unique dont la défaillance peut engendrer l’arrêt définitif de la centrale Efforts sur les programmes de gestion de durée de vie pour identifier les points clés vis-à-vis de ces composants Composant fonctionnellement CRITIQUE pouvant être remplacé Accent sur les programmes de tests, surveillance, inspection et maintenance préventive pour éviter les défaillances. Composant NON CRITIQUE Composant non critique pour les aspects sûreté, disponibilité… Maintenance corrective (attente de la défaillance pour agir : run to fail) et actions de détection des défaillances. Figure 4-1 : Processus d’identification des composants critiques DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 15/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Pour ces équipements, ont été évalués : - la durée de vie restante (par expertise essentiellement et par des études de fonctionnement), - les différentes solutions potentielles : réparations majeures possibles, remplacement (générateurs de vapeur, pressuriseur, etc.), prolongation de leur durée de vie pour certains matériels obsolètes (contrôle commande). Les études sont basées sur le retour d’expérience national et international, les méthodes probabilistes type EPS, la fiabilité des structures, et surtout sur le jugement d’experts . Des méthodes comme la démarche bayésienne, l’évaluation du vieillissement par expertise, et la théorie de la décision statistique sont utilisées pour l’aide à la décision. Deux matériels sont jugés non remplaçables pour des raisons économiques : la cuve et l’enceinte de confinement (cf. Tableau 4-2). Tableau 4-2 : Catégories de matériels 1 2 3 Composants non remplaçables Composants critiques Catégorie I Maintenance classique ou exceptionnelle Composants fonctionnellement critiques Catégorie II Cuve du réacteur Enceinte de confinement Tuyauteries CPP de gros diamètre 4 Tuyauteries classées 2 ou 3 au niveau sûreté 5 GV 6 Pressuriseur 7 Structures internes 8 Contrôle-commande, convertisseurs 9 Câbles électriques 10 Turbine 11 Alternateur 12 Pompes primaires (GMPP) 13 Mécanismes de commande des grappes 14 Puits de cuve 15 Ancrages 16 Réfrigérants atmosphériques 17 Installations de manutention 18 Doigt de gant RIC (Instrumentation du cœur) 19 Liaisons bimétalliques 20 Zone Inconel 21 Pompes de charge, Pompes de secours GV 22 Echangeurs nucléaires 23 Condenseur 24 Réchauffeur / Séparateurs / Surchauffeur Turbine 25 Réducteur pompe de circulation DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 16/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice 26 Pompes alimentaires 27 Diesels de secours 28 Transformateurs 29 GC (Génie Civil) Ilot Nucléaire 30 Vannes Mais il faut noter qu'ils peuvent subir des actions de rajeunissement comme le traitement thermique pour la cuve dans la mesure où la réglementation l'autorise (fluence intégrée pour l'instant limitée réglementairement), et la mise en place d'une peau d'étanchéité pour le confinement. Pour les autres matériels de structure, éléments passifs, le jugement d'experts et la démarche déterministe sont utilisés. La démarche probabiliste émerge. La synthèse des résultats de cette seconde phase est présentée dans le Tableau 4-2. A noter que pour les composants actifs rien n'est proposé, dans la mesure où ils sont remplaçables ou maintenables. C'est pourtant essentiellement dans ce domaine que les EPS permettraient d'optimiser les actions à entreprendre, car les conséquences de leur défaillance sont bien modélisées dans les modèles EPS. 5. LES MODELES DE VIEILLISSEMENT Pour mémoire, il est fréquent de faire l’hypothèse que l’évolution du taux de défaillance d’un équipement en fonction du temps suit une courbe « en baignoire » (cf. Figure 5-1). Taux de défaillance Période de défaillance précose Période de défaillance à taux constant Période de défaillance d’usure Temps Figure 5-1 : Modélisation par une courbe « en baignoire » Dans le cadre des programmes durée de vie, la collecte de données doit permettre : - de modéliser les effets du vieillissement sur les différents composants (taux de défaillances au cours de la période de défaillance d’usure), - de modéliser les différentes actions mises en œuvre telles que la maintenance (préventive ou corrective), l’inspection en service, les tests, … et leurs effets sur les taux de défaillance des différents équipements. Différentes approches ont été proposées et les principales sont présentées ci-après. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 17/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice 5.1 LARM (LINEAR AGING RELIABILITY MODEL) : TAUX DE DEFAILLANCE LINEAIRE 5.1.1 Modélisation des effets du vieillissement sur le taux de défaillance Cette approche a été proposée par Vesely dans le cadre du programme NPAR (Nuclear Plant Aging Research) mené sous l’égide de la NRC aux Etats-Unis à la fin des années 80. Elle est présentée en détail dans les documents en référence <17>, <18> et <13> et des exemples complémentaires d’applications sont notamment présentés au sein des documents en référence <6> et <8>. Le taux de défaillance λ(t) est modélisé par une fonction linéaire du temps (t) : λ(t)=λ + at avec : λ : taux de défaillance constant, a : taux de vieillissement Taux de défaillance λ λ(t)=λ +at Période de défaillance d’usure Temps Figure 5-2 : Modèle LARM Dans le cadre du programme NPAR ont été développées en 1988-1989 des bases de données définissant les taux de vieillissement « a » : - TIRGALEX : les taux de vieillissement sont des valeurs génériques, moyennes basées sur les taux de défaillance estimés pour les modes de défaillances identifiées sur les différents systèmes et centrales. Les données d’entrée utilisées pour le développement de cette base de données étaient limitées et ont été ajustées par jugement d’experts, - TIRGALEX-MOD1 : les taux de vieillissement de la base de données TIRGALEX ont été modifiés en intégrant une étude spécifique indépendante menée par l’INEL (Idaho National Engineering Laboratory) pour certains composants (pompes, vannes, soupapes notamment), - TIRGALEX-MOD2 et TIRGALEX-MOD3 : des études de sensibilité pour prendre en compte différents types de vieillissement pour certains équipements ont été menées, les résultats ayant permis de développer ces deux bases de données complémentaires. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 18/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Ces différentes bases de données sont présentées au sein des rapports de la NRC en référence <19> et <21>. L’étude réalisée au Japon (cf. <8>) pour l’optimisation des intervalles de maintenance pour les pompes RSW des BWR s’est basée sur les taux de vieillissement proposés dans la base de données TIRGALEX. Des travaux complémentaires menés notamment dans le cadre du programme NPAR ont permis de compléter et de faire évoluer ces bases de données. Dans le cadre de l’analyse réalisée par Westinghouse (cf. <6>) en 1999, pour chaque équipement analysé, les différents documents de référence sur les taux de vieillissement, essentiellement des NUREGs, ont été passés en revue. Les limitations du modèle linéaire, comme l’illustrent le document en référence <13> sont notamment : - l’absence de seuil définissant la frontière entre dégradation et défaillance. Il n’existe, en effet, pas de seuil au bout duquel le cumul de dégradations engendre la défaillance de l’équipement, ni de seuil de latence à partir duquel s’amorce la dégradation, - l’inadéquation de l’hypothèse de linéarité avec certains mécanismes de dégradation due au vieillissement [par exemple la fatigue, l’érosion-corrosion (amorçage puis propagation), …], - la simplification trop importante d’un tel modèle paramétrique en regard de la complexité des phénomènes liés au vieillissement. Enfin, la rareté des données sur les taux de vieillissement ne permet pas la vérification de l’adéquation des modèles et des hypothèses prises en compte. 5.1.2 Modélisation des différentes actions mises en œuvre (maintenance, tests, ...) La périodicité des actions de maintenance et de tests ont un impact sur la probabilité de défaillance des équipements. Prise en compte des actions de maintenance : Un composant est périodiquement maintenu. L’état de fonctionnement à l’issue de l’opération de maintenance est considéré comme étant « aussi performant qu’un équipement neuf » (as good as new), hypothèse jugée souvent trop optimiste. La périodicité de maintenance étant L, l’impact sur l’indisponibilité ∆q(L) est donné par la formule : L L ∆q(L)=exp§¨ − ³0 λdt ·¸−exp§¨ − ³0 (λ + at)dt ·¸ © ¹ © ¹ dont une approximation au premier ordre est donnée par : ∆q(L)= 1 a L2 2 L’impact moyen sur l’indisponibilité ∆q est : ∆q = 1 a L2 6 Prise en compte des actions de tests et de surveillance : Un composant est périodiquement vérifié pour analyser l’impact des effets du vieillissement. L’action menée permet de garantir que le fonctionnement du composant sera conforme aux exigences d’exploitation. Cependant, aucune partie de l’équipement n’est changée. L’état de fonctionnement à l’issue du test est considéré comme étant « aussi bon qu’avant » (as good as old), le « vieillissement apporté » par le test n’est pas pris en compte. La périodicité de surveillance étant T et de maintenance L, l’impact sur l’indisponibilité ∆q(t0,u) est donné par la formule : § t +u · ∆q(t0 ,u)=1−exp¨¨ − ³ 0 λ(t')dt' ¸¸ t © 0 ¹ DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 19/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice avec : t0 : durée entre le dernier test et la dernière opération de maintenance u : variant entre 0 et T dont une approximation est donnée par : t +u ∆q(t0 ,u)= ³ 0 t0 at'dt' ∆q(t0 )= 1 a 2t0 u +u 2 2 [ ] [ ] la valeur moyenne de u étant T/2 : ∆q(t0 )= 1 a t0T +T 2 3 2 En considérant t0 comme une variable continue et la valeur moyenne de ∆q(t0) de t0 = 0 à t0 = T-L, l’impact moyen sur l’indisponibilité ∆q est : [( ) ] ∆q(t0 )= 1 a L − T T +T 2 3 2 2 5.2 LOI DE WEIBULL La loi de Weibull (cf. <22>) permet de décrire le comportement des composants dans leurs périodes de jeunesse et de vieillesse. Dans le domaine de la fiabilité mécanique, c’est la loi la plus représentative de la cinétique de vieillissement des pièces mécaniques pour différents modes de dégradation tels que l’usure, l’érosion, la corrosion, la fatigue, … Le taux de défaillance λ(t) est modélisé par une fonction du temps (t) : λ(t)= β t β −1 η β β : paramètre de forme (β>0), η : paramètre d’échelle (η >0). avec : Le paramètre de forme, β, définit la cinétique d’évolution du taux de défaillance en fonction du temps : - β < 1 : le taux de défaillance λ décroît avec le temps : période de défaillance précoce, - β = 1 : le taux de défaillance λ est constant : période de défaillance à taux constant, - β >1 : le taux de défaillance λ augmente avec le temps : période de défaillance d’usure. Plus β est différent de 1, plus l’évolution du taux de défaillance (accroissement ou diminution) est rapide. Le paramètre d’échelle, η, dans le cadre de l’analyse du vieillissement, est lié à l’amorce du vieillissement. 5.3 ACTUALISATION DES DONNEES DU RETOUR D’EXPERIENCE OU « COMMENT EVALUER LA DERIVE DES DONNEES AVEC LE TEMPS » Dans le cadre d’un programme Durée de Vie, il faut s’assurer que les matériels importants pour la sûreté, la disponibilité ou les coûts de maintenance d’une centrale ne présentent pas de dérive sensible avec le temps. L’objectif est la constitution de données pour les équipements actifs. Il faut en effet assurer une maintenance efficace sur ces équipements pendant leur durée de vie restante, afin de ne pas augmenter le risque de fusion du cœur du réacteur. L’étude EPS permet de sélectionner les équipements à suivre plus particulièrement. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 20/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Les données recueillies et intégrées au sein de bases de données telles que EIReDA (European Industry Reliability Data Bank, H.Procaccia, S.Arsenis, P.Aufort) prennent en compte le retour d’expérience cumulé sur l’ensemble des tranches (jeunes et anciennes) et les actions de maintenance préventive ou corrective, ce qui ne permet pas de mettre en évidence une éventuelle dérive due au vieillissement, pour la plupart des équipements suivis par la base de données. La démarche bayésienne a donc été utilisée en France par EDF pour vérifier pour les centrales les plus anciennes, si une dérive était constatée sur les taux de défaillance et probabilités de défaillance à la sollicitation (plus généralement les données de fiabilité d’une EPS) entre les dix premières années d’exploitation (information a priori) et les dix suivantes (vraisemblance). Cette étude pourra se renouveler tous les 10 ans sur chacune des centrales à l’occasion des mises à niveau décennales (cf. Figure 5-3). Jugement d’experts Retour d’expérience Densité de probabilité a priori Nouvel a priori THEOREME DE BAYES Données de défaillances Retour d’expérience Fonction de vraisemblance données D Densité de probabilité a posteriori sachant D Figure 5-3 : Démarche de mise à jour des données Cette étude préliminaire permet de constater une stabilité générale pendant les 20 premières années d’exploitation des centrales et donc une stabilité du niveau de sûreté. On peut trouver plusieurs explications à ce constat : - le retour d’expérience sur le comportement des matériels est pris en compte par les exploitants. Des modifications tant sur la conception que sur la maintenance ou l’exploitation (tests) conduisent à observer de meilleurs résultats après les dix premières années d’exploitation, - le Programme de Base de Maintenance Préventive (PBMP) est bien adapté à la fiabilité intrinsèque des matériels. Cette maintenance préventive se traduit par un rajeunissement partiel de ces derniers qui ne voient donc pas évoluer sensiblement leurs paramètres de fiabilité (pas de vieillissement). - a contrario, le PBMP peut être trop riche (trop de maintenance), ce qui se traduit par une nonévolution des paramètres de fiabilité, et par un surcoût de la maintenance. Les études d’Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité (OMF) devraient conduire dans ce cas à une meilleure adaptation des cycles de maintenance, - pour certains matériels les défaillances complètes n’évoluent pas en nombre ce qui entraîne une stabilité de la sûreté de l’installation. Par contre, les dégradations augmentent : le maintien du niveau de sûreté s’obtient grâce à une augmentation de la maintenance corrective, - enfin, pour les matériels qui semblent « vieillir » avec le temps, on note qu’ils correspondent à des matériels particuliers par leur conception ou par la sollicitation d’exploitation qu’ils subissent, ou DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 21/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice alors parce qu’ils ne peuvent subir d’actions de maintenance préventive (échangeurs, générateurs de vapeur, réservoirs..). Parmi ces derniers on note, en particulier, en première analyse et sur un échantillon non encore représentatif : - les pompes à acide borique avec une augmentation sensible des dégradations dues à l’acide borique, - les clapets à eau borée avec augmentation des défaillances complètes, mais un nombre constant de dégradations, - les robinets de régulation pneumatiques de l’eau alimentaire de secours, - les coupleurs 24 kV avec une augmentation des défaillances complètes, - les générateurs de vapeurs, - les échangeurs, - les alternateurs d’alimentation des barres de contrôle , - enfin, les moteurs d’entraînement des pompes de réfrigération intermédiaire et des pompes de circulation. Ces premiers constats, non encore significatifs, doivent être confirmés par l’observation d’un nombre plus important de centrales anciennes, et par un suivi spécifique. La démarche bayésienne s’accompagne, comme nous l’avons vu précédemment, du développement de méthodes de recueil et d’analyse de l’expertise. Le logiciel Fiabayes pour les matériels réparables sans vieillissement a été développé dans ces intentions. Il s’agit d’un outil de calcul bayésien permettant une actualisation en ligne des paramètres de fiabilité des matériels. Il est ainsi intégré à la base de données EIReDA afin de permettre des actualisations « vivantes » des paramètres de fiabilité des équipements. Une centrale particulière, Saint-Laurent des Eaux avait mis en place, à titre expérimental sur quelques années, un système d’évaluation en ligne des dérives des évaluations de sûreté en fonction des dérives de fiabilité constatées sur des matériels (EPS vivante). Il s’agit de la banque de données locale RDFS (Recueil de Données de Fiabilité de Site). Les données de fiabilité nationales servent d’informations a priori et sont confrontées aux données recueillies localement (FIDEMIS : Fiches de Défaillance des Matériels Importants pour la Sûreté) qui constituent la fonction de vraisemblance dans le cadre de la démarche bayésienne. Les paramètres de fiabilité a posteriori calculés grâce à FIABAYES alimentent la base de données locale RDFS. Toute dérive des paramètres de fiabilité locaux par rapport aux retour d’expérience national est ainsi immédiatement mise en évidence. La base de données RDFS alimente directement le logiciel Risk-Spectrum ce qui permet de constater immédiatement la dégradation de sûreté entraînée par la défaillance d’un matériel. La Figure 5-4 présente la structure de cette application. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 22/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Données de fiabilité Nationales FIches de DEfaillance des Matériels Importants pour la Sûreté Densité de probabilité a priori Nouvel a priori FIDEMIS THEOREME DE BAYES Fonction de vraisemblance données D FIABAYES Densité de probabilité a posteriori sachant D RDFS Recueil de Données de Fiabilité de Sites EPS (Risk-Spectrum) Impact sur la sûreté de la tranche Figure 5-4 : Structure de l’application mise en œuvre à St-Laurent des Eaux 6. EXPLOITATION D’UN MODELE EPS POUR SIMULER LES EFFETS DU VIEILLISSEMENT SUR LES SSC De nombreux travaux ont été menés, dès le début des années 90, pour analyser l’apport potentiel des EPS dans le cadre de l’analyse du vieillissement. Ainsi, la notion de APSA (Age dependent PSA) a été proposée par Vesely (cf. <17>). Le Tableau 6-1 présente les principales différences entre une EPS « classique » et une EPS intégrant les effets du vieillissement. Les deux approches d’utilisation des modèles d’EPS sont résumées dans le document en référence <6> : - 1° méthode : méthode de simulation des risques (Figure 6-1). L’EPS est modifiée pour prendre en compte les aspects liés au vieillissement au sein des « événements de base » du modèle d’EPS : . intégration des effets du vieillissement (notion de défaillance), . intégration des éléments de planification de maintenance (notion d’indisponibilité). Ces différentes données d’entrée sont réévaluées pour chaque année d’exploitation de la centrale et l’EPS est réévaluée, en fonction de l’âge de la centrale, en vue : d’évaluer la fréquence de dégradation du cœur, d’identifier les séquences prépondérantes, d’identifier les équipements et les événements initiateurs prépondérants. L’analyse des résultats permet d’identifier les composants dont le vieillissement a le plus d’impact sur le niveau de risque et pour lesquels il faut éventuellement mener des analyses complémentaires. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 23/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice La Figure 6-1 présente les différentes étapes de la méthode de simulation des risques. Tableau 6-1 : Différences entre une EPS et une EPS intégrant les effets du vieillissement EPS intégrant les effets du vieillissement (APSA) EPS “classique” Taux de défaillance des composants Taux de défaillance constant Taux de défaillance dépendant de l’âge doivent être modélisés. Surveillance et tests Les tests affectent uniquement le statut « fonctionnement / non fonctionnement » du composant (statut « up or down ») Maintenance Seules les durées d’indisponibilité pour maintenance sont pris en compte Réparation, remplacement Non pris en compte. Evaluation des risques Hiérarchisation Evaluation de l’efficacité de la maintenance Les effets des tests sur vieillissement sont modélisés. Les effets de la maintenance sur le vieillissement sont modélisés. Les effets des réparations et remplacements sur le vieillissement sont modélisés. Le niveau de risque constant est calculé Le niveau de risque en fonction de l’âge de la centrale est calculé. La hiérarchisation est réalisée par rapport au La hiérarchisation est réalisée par niveau de risque constant. rapport au niveau de risque en fonction de l’âge de la centrale. La contribution au niveau de risque des durées L’apport de la maintenance pour la d’indisponibilité est évaluée. gestion des effets du vieillissement est également évalué. Modèle EPS Niveau 1 Extraction des informations : Description des événements de base, Probabilités de défaillances, Durée de mission, Intervalle de tests, …. Données issues de l’exploitation : Programme « durée de vie » et Programme de maintenance Probabilité de défaillance pour chaque défaillance prise en compte dans l’EPS Calcul de fiabilité en fonction du temps Nouvel ensemble d’événements de base Réévaluation du Modèle EPS Niveau 1 pour chaque année de vie restante Taux de défaillance, Taux de vieillissement, Intervalle de tests, Plannification de remise en état, Plannification des inspections, …. Résultats de l’EPS de niveau 1 pour chaque année de vie restante Résultats finaux Analyse Coupes minimales Analyse de sensibilité Points clés Modifications de certains paramètres Etudes de sensibilité Figure 6-1 : Méthode de simulation des risques - le 2° méthode : approche statistique proposée par Vesely (cf. Figure 6-2) Cette approche a été proposée par Vesely dans le cadre du programme NPAR (Nuclear Plant Aging Research) mené sous l’égide de la NRC aux Etats-Unis à la fin des années 80. Elle est présentée en détail dans le document en référence <19>, et dans ses grandes lignes au sein des documents en référence <18>, <17> et<6>. De l’EPS est extraite l’équation de la fréquence d’endommagement du cœur (C) en fonction des données d’entrée qi : indisponibilités des différents composants, probabilités de défaillance des structures et fréquences d’occurrence des événements initiateurs. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 24/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Les effets du vieillissement induisent une augmentation ∆qi sur ces différentes données d’entrée qi, dont l’impact sur la fusion du cœur est ∆C. Le développement de Taylor appliqué à ∆C en fonction des ∆qi donne la formule suivante : ∆C =¦Si∆qi+¦Sij∆qi∆qj + ¦Sikj∆qi∆qj∆qk +...+ S123...n∆q1∆q2....∆qi....∆qn i> j i A où i > j >k B C A est la somme des contributions des effets individuels liés au vieillissement, B est la somme des contributions des interactions de deux effets liés au vieillissement, C est la somme des contributions des interactions de trois effets liés au vieillissement. Les coefficients de sensibilité Sij correspondent à la j° dérivation de C divisée par j. Ils peuvent être obtenus à travers l’EPS initiale indépendamment des effets du vieillissement. Le logiciel CAFTA permet de calculer ces coefficients de sensibilité ; Risk Spectrum sous Windows ne le permet pas. De ce fait, une fois ces coefficients déterminés, l’évaluation des effets liés au vieillissement peut être réalisée indépendamment de l’EPS initiale. Résultats de l’EPS de Niveau 1 Calcul du résultat exact de fusion du coeur Coupes minimales Calcul des Coefficients de sensibilité (Sij) Extraction des informations : Evenements de base, Probabilités de défaillances Données issues de l’exploitation : Taux de défaillance, Taux de vieillissement, Intervalle de tests, Plannification de remise en état, Plannification des inspections, …. Base de Données de Référence Calcul de l’impact sur la probabilité de fusion du cœur (∆C) Comparaison entre le résultat exact et son approximation Evaluation des modifications sur les indisponibilité (∆qi) Prise en compte d’un ordre supplémentaire pour Coefficients de sensibilité No Erreur Acceptable ? Etude de sensibilité Oui Identification des points clés Résultats finaux Analyse d’incertitude Calcul de la probabilité de fusion du cœur en fin de vie Calcul de la probabilité de fusion du cœur Programme « durée de vie » et Programme de maintenance Figure 6-2 : Approche statistique Cette approche, proposée dans le cadre du programme NPAR, a été appliquée par Vesely pour une EPS réalisée sur un REP et sur un REB (cf. <18>) : - en prenant pour hypothèse une évolution linéaire du taux de défaillance due au vieillissement (LARM, Cf. § 5.1 ci-dessus), DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 25/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - en analysant plusieurs hypothèses sur les intervalles de tests et de maintenance (la prise en compte de ces éléments dans l’évolution de l’indisponibilité d’un équipement est présentée dans le § 5.1 ci-dessus). Le développement de Taylor appliqué à ∆C en fonction des ∆qi a été réalisé à l’ordre 2. L’analyse réalisée a permis : - d’évaluer l’impact sur la fréquence annuelle de fusion du cœur du vieillissement des équipements pris en compte dans l’EPS en fonction de différentes stratégies de tests et de maintenance. Les résultats ont mis en évidence des écarts importants en fonction des stratégies de tests et de maintenance retenues, - de hiérarchiser l’importance des différents équipements afin de cibler les analyses de vieillissement et les actions de contrôle prioritaires. Quelles que soient les hypothèses prises en compte, les résultats ont montré que peu d’équipements sont impliqués dans l’augmentation de la fréquence de fusion du cœur. Cela a permis de mettre en évidence l’utilité de programmes de maintenance ciblés pour maîtriser les effets du vieillissement, - d’appréhender au travers des analyses de sensibilité menées : . la sensibilité importante des résultats en fonction des données d’entrée sur les effets du vieillissement, . l’apport d’une stratégie combinée de tests et de maintenance sur les différents équipements. Une analyse récente par Westinghouse (cf. <6>) a été réalisée en utilisant les deux méthodes d’utilisation des EPS et en comparant les résultats et les enseignements obtenus. Afin de mener à bien l’approche statistique proposée par Vesely, le logiciel NU-AGES a été développé : - module 1 : calcul des coefficients de sensibilité à l’ordre 1, 2 et 3 à partir des coupes minimales de l’EPS de niveau 1, - module 2 : calcul des modifications engendrées par le vieillissement sur les probabilités des événements de base de l’EPS de niveau 1, - module 3 : sur la base des évaluations issues des modules 1 et 2, évaluation de l’impact sur la fréquence de fusion du cœur et hiérarchisation des différents équipements, - module 4 : calcul de l’impact exact sur la fréquence de fusion du cœur afin de vérifier que l’ordre de troncature retenu (ordre 3) permet d’obtenir des résultats satisfaisants, - module 5 : simulation de Monte-Carlo en se basant sur une loi de distribution log-normale pour les coefficients de sensibilité, taux de vieillissement, intervalles de maintenance et de tests. La comparaison des deux méthodes a mis en évidence les points suivants : - l’approche statistique, plus rapide à mettre en œuvre, permet d’appréhender les effets de vieillissement sur la fréquence de fusion du cœur, - la méthode de simulation, plus complexe à mettre en œuvre, permet d’obtenir des résultats pour chaque année de vie de la centrale et surtout d’appréhender l’impact non seulement des programmes de tests et de maintenance mais également de leur planification dans le temps pour chaque équipement. Les principaux résultats mis en évidence sont : - au travers de la méthode de simulation : l’importance de la planification dans le temps des actions de maintenance et de tests. La méthode de simulation a en effet mis en évidence une évolution « cyclique » et une amplitude de variation importante des résultats dont l’origine provenait de la planification dans le temps des tests et maintenance, DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 26/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - au travers de l’approche statistique : concernant les équipements passifs, dont la probabilité de défaillance hors effets dus au vieillissement est généralement assez faible, même si leur probabilité de défaillance augmente de façon importante, leur contribution reste néanmoins généralement plus faible que celles des composants actifs. Ainsi, les outils de l’EPS (modélisation par arbres de défaillance et arbres d’événements) peuvent être particulièrement utiles dans le cadre d’un programme durée de vie : - prise en compte au niveau des événements initiateurs des arbres d’événements de la dégradation d’un élément passif avec l’âge (approche déterministe et expertise), - évaluation de la probabilité de défaillance des différentes barrières (alarmes, inspection, intervention, …), et intégration au sein des arbres de défaillances pour les matériels actifs, - évaluation de la probabilité de fusion du cœur en fonction du temps. 7. INTEGRATION DES EPS DANS UN PROGRAMME DUREE DE VIE Au préalable, il convient de définir les spécificités des équipements actifs et passifs car leur intégration au sein des EPS et les objectifs visés dans le cadre d’un programme « durée de vie » sont différents. Les équipements passifs se distinguent des équipements actifs car ils sont soumis à des processus de dégradation dont la cinétique est en général beaucoup plus lente. D’autre part, la maintenance, quand elle est possible, est une application généralement lourde. Par suite les données du retour d’expérience d’exploitation sont rares ou inexistantes : peu de défaillances sont recensées. Par conséquent, les taux de défaillance des équipements passifs sont beaucoup plus faibles (environ 1000 fois) que ceux des équipements actifs. C’est l’un des facteurs qui a conduit à ne pas les intégrer au sein des EPS. L’évaluation de leur probabilité de défaillance ne peut être basée directement sur l’analyse du retour d’expérience d’exploitation. A ce jour, la durée cumulée de fonctionnement des tranches n’est pas suffisante pour permettre l’observation d’un cycle de vie complet de ces équipements du fait de la lente cinétique de leur dégradation (GV, couvercle de cuve, …). Par contre, on peut néanmoins mettre en évidence des dégradations (amorçage, propagation de fissures, …) avec un échantillon statistique important. De plus, le nombre des équipements passifs est très important (tuyauteries, …). C’est également l’un des facteurs qui a conduit à ne pas les intégrer au sein des EPS. L’utilisation potentielle des EPS dans le cadre d’un programme durée de vie n’a pas à ce jour été mise en œuvre de façon explicite. La déclinaison du rôle potentiel des EPS dans le cadre de l’extension de la durée de vie d’une centrale est définie en regard des différentes étapes : - étape 1 : identification des SSC et des mécanismes de défaillance, - étape 2 : modélisation des effets du vieillissement et évaluation des dégradations et de la probabilité de défaillance associée, - étape 3 : intégration des probabilités de défaillance des SSC au sein de l’EPS et évaluation de l’impact lié au vieillissement. L’étape ultime étant l’optimisation des stratégies d’action : maintenance, préventive ou corrective, l’inspection en service, la maintenance exceptionnelle, … Cependant il faut manipuler avec précaution les résultats obtenus d’une EPS car ils dépendent des analyses de sûreté préliminaires et de leur domaine de couverture, en particulier la cuve du réacteur et l’enceinte de confinement ne sont pas modélisées. Ces limites intrinsèques aux EPS impliquent qu’elles permettent de détecter un problème important pour la sûreté, pour les systèmes dont l’impact d’une défaillance fonctionnelle est modélisée, mais elles ne permettent pas trouver tous les problèmes de sûreté potentiels ni de proposer sans ambiguïté une solution à un problème (cf. aussi <25>). DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 27/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice 7.1 EVALUATION DE LA DUREE DE VIE RESTANTE L’évaluation de la durée de vie restante est à ce jour essentiellement basée sur une démarche déterministe (Cf. § 2 et 4 ci-dessus). L’analyse probabiliste a été utilisée pour évaluer la durée de vie restante de certains équipements. Pour les composants actifs et passifs, les démarches sont généralement basées sur l’application de l’analyse bayésienne. Ce type de démarche a notamment été utilisé en France par EDF : - pour la durée de vie restante par la fiabilité des structures : GV, cuve, tuyauteries secondaires, … - pour l’optimisation de l’exploitation des centrales thermiques sur la période 2000 à 2010 (cf. <10>). Dans le cadre de l’étude sur la durée de vie des centrales thermique classique (cf. <10>), l’évaluation du risque associé à l’exploitation de ces centrales a été réalisée en se basant sur les avis d’experts et l’utilisation des techniques bayésiennes : - évaluation de la durée de vie restante des équipements compte-tenu de leur histoire d’exploitation et de maintenance. Cette estimation s’est basée sur l’exploitation du retour d’expérience au travers de la base de données EIREDA pour les matériels actifs et l’analyse des avis d’experts pour les matériels passifs. A l’issue de cette première étape, les paramètres de fiabilité des différents équipements ont été évalués ; - classement des différentes centrales en fonction de l’intérêt économique inhérent à leur exploitation. Les techniques de décision statistiques, notamment les arbres de décision binaire, philosophiquement assez proches des arbres d’événements, ont alors permis d’identifier les meilleurs compromis en tenant compte des enjeux de sûreté (risques) et des enjeux économiques (coûts). 7.2 EXTENSION DE LA DUREE DE VIE 7.2.1 Identification des SSC et intégration au sein des EPS L’identification des SSC est à ce jour essentiellement basée sur une démarche déterministe (Cf. § 4 cidessus). L’utilisation potentielle des EPS repose sur la capacité de hiérarchisation des différents systèmes, au moyen notamment des facteurs d’importance. Les EPS peuvent permettre : - d’une part d’aider à l’identification des systèmes à étudier (dans l’hypothèse où les équipements de structure sont intégrés) compte tenu de leur impact sur la sûreté, - d’autre part de faciliter l’identification pour ces systèmes des modes de défaillances et des équipements ayant la plus forte contribution. Pour les équipements actifs, intégrés au sein du modèle de l’EPS, la philosophie générale de sélection est alors proche de celle mise en œuvre dans le cadre des démarches RCM (Risk Centered Maintenance) ou OMF (Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité). L’identification des éléments « critiques » est basée sur l’utilisation des facteurs d’importance, indicateurs de risque de fusion du cœur : ∂ p(S) p(S) - Facteur d’importance de Fussel-Vesely : permettant d’apprécier la modification ∂ p(e) p(e) fractionnelle de probabilité de fusion suite à une modification fractionnelle de la probabilité de défaillance d’un équipement, - Facteur d’importance d'augmentation potentielle du risque (RAW : Risk Achievement Worth) : p[S p(e)=1] permettant d’apprécier l’augmentation de la probabilité de fusion du cœur RAW(S,e) = p(S) lorsqu’un équipement est défaillant, DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 28/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - Facteur d’importance de diminution potentielle du risque (RRW : Risk Reduction Worth) : p(S) RRW(S,e) = permettant d’apprécier la diminution de la probabilité de fusion du cœur p[S p(e)=0] lorsqu’un équipement est parfaitement fiable. avec : p[S /(p(e) =1)] probabilité conditionnelle de fusion du cœur l’équipement e étant défaillant, p[S /(p(e) = 0)] probabilité conditionnelle de fusion du cœur l’équipement e étant parfaitement fiable, p(S) probabilité de fusion du cœur, Pour les équipements passifs, il est important de rappeler qu’ils ne sont généralement pas modélisés au sein des EPS. Plusieurs philosophies peuvent être mises en œuvre en fonction de l’intégration préalable ou pas des équipements passifs au sein de l’EPS. L’intégration de façon explicite des équipements passifs au sein de l’EPS doit être réalisée au niveau : - des taux de défaillance associés aux différents équipements passifs intégrés dans l’EPS, - des fréquences des événements initiateurs, - des arbres de défaillance, - des arbres d’événements. L’identification des éléments « critiques » est alors basée, comme pour les équipements actifs, sur l’utilisation des facteurs d’importance, indicateurs de risque de fusion du cœur. La philosophie générale de sélection est alors similaire à celle définie pour les composants actifs. A ce jour, compte-tenu de l’investissement nécessaire pour intégrer au sein d’une EPS l’ensemble des équipements passifs, il ne semble pas qu’un tel projet ait été réalisé de façon complète ou soit envisagé. Les alternatives possibles sont alors d’utiliser les enseignements de l’EPS existante. Différentes approches sont présentées dans la suite de ce paragraphe. La philosophie générale de sélection est alors proche de celle mise en œuvre dans le cadre des démarches RI-ISI (Risk-Informed In Service Inspection) ou OMF-Structure (Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité pour les éléments passifs). Le programme OMF-Structure a été mis en œuvre à EDF en 1996 dans l’objectif de définir une stratégie d’optimisation de la maintenance des tuyauteries (cf. <7>). Les EPS sont utilisées pour évaluer l’impact des ruptures de tuyauteries. Néanmoins, afin de ne pas intégrer de façon explicite la description complète des conséquences des ruptures de tuyauteries au sein du modèle, les facteurs d’importance d’augmentation et de diminution du risque ont été adaptés à ce type de matériels : p[S / Init(p(e)=1)]+ p[S / Sauv(p(e)=1)] - FAR = RAW(S,e) ≅ p(S) avec FDR = RRW(S,e) ≅ p[S / Init(p(e) =1)]xλta + p[S / Sauv(p(e) =1)]xλT p(S) p[S / Init(p(e) =1)] probabilité conditionnelle de fusion du cœur, l’occurrence de la rupture de tuyauterie ayant engendré un événement initiateur, p[S / Sauv(p(e) =1)] probabilité conditionnelle de fusion du cœur, l’occurrence de la rupture de tuyauterie ayant impacté des fonctions de sauvegarde, probabilité de fusion du cœur, p(S) λ taux de défaillance associé à la rupture de la tuyauterie, nombre d’heures annuelles au cours desquelles la rupture de la tuyauterie peut engendrer un ta scénario accidentel, T durée de fonctionnement de la fonction de sauvegarde. Une autre possibilité consiste à ne retenir comme équipements passifs que ceux appartenant à des systèmes identifiés comme critiques au sein de l’EPS (cf. <15>, <16> et <17>. Notons cependant que ces 3 articles font référence à la même étude dont les résultats ont été présentés dans le cadre de plusieurs publications). L’EPS est alors utilisée : DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 29/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - dans un premier temps, pour hiérarchiser la contribution relative des différents systèmes dans le risque de fusion du cœur permettant ainsi d’identifier les équipements passifs pour lesquels des analyses complémentaires doivent être menées, - ultérieurement, éventuellement, si les analyses menées sur les équipements passifs identifiés montrent que leur taux de défaillance est élevé, l’EPS peut alors être complétée pour intégrer les défaillances de ces équipements (intégration de façon explicite au sein de l’EPS). Compte-tenu du travail correspondant, cette intégration doit être limitée aux équipements passifs pour lesquels des évaluations précises de l’impact sur le risque de fusion du cœur sont requises. Le cas particulier des structures doit être abordé. L’article en référence <14> présente une analyse réalisée sur le CNPE de Zion aux Etats-Unis visant à évaluer les effets du vieillissement sur les structures au travers d’une EPS. La couverture d’une EPS de niveau 1 limitée à l’analyse des événements internes est sans doute trop limitée pour analyser de façon pertinente l’impact du vieillissement des structures. La démarche proposée vise à étudier ces aspects au travers d’une EPS prenant en compte les agressions externes, notamment le séisme. En effet, le séisme est caractérisé par une excitation instantanément généralisée à l’ensemble de l’installation dont les structures, ce qui représente un mode commun de défaillance. 7.2.2 Optimisation des stratégies d’action Comme nous l’avons précédemment exposé (cf. § 3 ci-dessus), un programme durée de vie est de fait mené en coordination avec les programmes de maintenance, d’inspection en service, de tests, … Dans ce cadre, l’utilisation éventuelle des EPS repose sur leurs applications dérivées potentielles pour la prise de décision basée sur la notion de risque (’Risk informed decision making’’) : - RCM – Risk Centered Maintenance ou OMF – Optimisation de la Maintenance par la Fiabibilité ayant pour objectif de définir des actions de maintenance nécessaires. - RI-IST – Risk Informed In Service Testing – optimisation des stratégies de tests basée sur la notion de risque et RI-ISI – Risk Informed In Service Inspection – optimisation des stratégies d’inspection en service basée sur la notion de risque (cf. <23>). 7.2.2.1 Risk Centered Maintenance Les techniques RCM développées initialement dans les années 70 pour le domaine aéronautique ont été transposées à partir des années 80 dans le domaine nucléaire aux Etats-Unis notamment par l’EPRI puis en France par EDF. La méthode RCM repose sur l’analyse systématique des fonctions des différents systèmes, sous-systèmes et équipements, les modes de défaillance de ces fonctions, l’importance associée à chaque fonction et à sa défaillance. Concernant les systèmes de sûreté, les EPS sont utilisées pour évaluer l’impact des défaillances des différents équipements au moyen des facteurs d’importance. Ainsi, les EPS permettent dans le cadre des programmes de RCM de cibler les analyses sur les équipements prépondérants. Le champ d’application et les bénéfices de l’utilisation des EPS sont donc la hiérarchisation de l’importance des différents équipements en regard du niveau de risque, l’évaluation de l’impact sur le niveau de sûreté des activités de maintenance (prévues ou exceptionnelles) et l’apport d’informations dans le processus de décision notamment par l’évaluation de l’impact sur le niveau de risque de nouvelles stratégies de maintenance. La méthodologie RCM est désormais répandue aux Etats-Unis (en 1994, environ 50 tranches appliquaient ces techniques pour optimiser leur stratégie de maintenance). En France, le programme OMF, initié par EDF en 1985, vise à maintenir les tranches au meilleur niveau de sûreté possible tout en optimisant leur disponibilité et les coûts de maintenance. La démarche mise en œuvre est structurée en trois étapes : - évaluation des enjeux dont l’objectif est de déterminer si les modes de défaillance potentiels des différents équipements sont critiques. La criticité est évaluée en regard, hiérarchiquement, des enjeux de sûreté, de disponibilité et de coût de maintenance. Elle est estimée par le couple [fréquence d’occurrence – gravité des effets]. Cette étape repose sur une analyse fonctionnelle des différents systèmes (AMDE) complétée par l’analyse de la criticité des modes de défaillance identifiés (AMDEC) objet de la seconde étape, DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 30/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - évaluation des performances dont l’objectif est la détermination de données de fiabilité et de données économiques constituant les données d’entrée pour l’évaluation de la criticité des modes de défaillances au sein de l’AMDEC. Ainsi, à l’issue de ces deux premières étapes, les équipements ainsi que les modes de défaillance critiques sont identifiés, - optimisation de la maintenance dont l’objectif vise à définir les scénarios de maintenance les plus adéquats en regard des résultats obtenus précédemment. Lorsque les équipements sont modélisés dans l’EPS, cette dernière joue un rôle pour l’identification des équipements critiques et ainsi l’orientation de la stratégie de maintenance. La Figure 7-1 présente le processus simplifié de la démarche OMF et l’utilisation des EPS (cf. <24>). NON OUI Conséquence du Mode de Défaillance intégrée dans l’EPS Part relative du risque induit par la défaillance Evaluation du Facteur de Diminution de Risque (FDR ou RRW). Mode de Défaillance pouvant conduire à un accident (entrée dans procédure accidentelle) OUI FDR > Seuil Seuil = 0,1% (augmentation de 0,1% de la fréquence de fusion du cœur). OUI NON NON Evaluation du Facteur d’Augmentation de Risque (FAR ou RAW). A Mode de Défaillance pouvant conduire à un incident (entrée dans procédure incidentelle) OUI FAR > Seuil Seuil = 5% (augmentation de 5% de la fréquence de fusion du cœur). OUI NON OUI Mesure relative de la défiabilisation du système si le composant est défaillant de façon certaine. B NON Mode de Défaillance pouvant conduire à une indisponibilité (Evt de groupe 1 ou 2 au sens des STE) A Maintenance Préventive NON B NON Equipement classé sûreté (IPS classe 1,2, 3) OUI B B Maintenance Corrective C C Légende : A : Mode de Défaillance et équipement CRITIQUE, B : Equipement CRITIQUE sûreté C : Equipement non critique Figure 7-1 : Processus simplifié de la démarche OMF DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 31/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Le programme OMF est désormais appliqué à l’ensemble des systèmes des REP 900 MWe et 1300 MWe à fort enjeux. 7.2.2.2 Risk Informed In Service Testing et Risk Informed In Service Inspection Les programmes de tests en service sont le plus souvent basés sur les règles déterministes définies par les documents tels que le code ASME (American Society of Mechanical Engineers) aux Etats-Unis, le RSE-M en France, … Les programmes d’inspections en exploitation visent à identifier les structures passives (portions de tuyauteries, points de soudure, bâches, …) qui sont les plus sujettes à des dégradations et à définir les mesures de suivi adéquates. L’utilisation d’une démarche probabiliste dans le cadre de ces programmes est encore assez peu développée mais a cependant fait l’objet d’études prospectives essentiellement aux Etats-Unis (par l’ASME notamment). Des études pilotes ont été menées sur des REP et des REB : - RI-ISI sur les tuyauteries des CNPE de Millstone 3 (REP), Surry 1 (REP), Fitzpatrick (REB), ANO 1 et 2 (REP) et Vermont Yankee (REB), - RI-ISI sur les pompes et les vannes des CNPE de Comanche Peak (REP) et Palo Verde (REP). Le champ d’application et les bénéfices de l’utilisation des EPS sont donc : - l’identification des éléments devant être intégrés au sein des programmes d’inspection et de test, - la hiérarchisation de l’importance des différents équipements en regard du niveau de risque, - l’apport d’informations dans le processus de décision notamment par l’évaluation de impact sur le niveau de risque de nouvelles stratégies de test ou d’inspection. Peu de démarches ont été définies pour l’utilisation potentielle des EPS dans le cadre d’un programme RIIST. Néanmoins, dans le cadre des travaux réalisés par l’ASME sur les vannes et les pompes, la méthode préconisée conjuguant les approches déterministes et probabilistes est schématisée Figure 7-2 (cf. <23>). Concernant les programmes RI-ISI, l’EPRI a défini une méthodologie conjuguant les approches déterministes et probabilistes applicables aux tuyauteries (cf. Figure 7-3 et <23>) : Outre les tuyauteries, des extensions possibles de cette démarche sont envisageables pour le génie civil et des études exploratoires ont été initiées aux Etats-Unis. Les objectifs visés sont d’une part l’optimisation des stratégies de maintenance mais également le ciblage des équipements pouvant limiter la durée de vie des tranches. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 32/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Analyse déterministe des équipements Identification des équipements devant faire l’objet de tests en service, des modes de défaillance potentiels, des fonctions de sûreté concernées, Evaluation déterministe des intervalles de tests. Analyse probabiliste des équipements Identification des équipements devant faire l’objet de tests en service, des modes de défaillance potentiels, des fonctions de sûreté concernées, Hiérarchisation des différents équipements en regard de leur impact sur le niveau de risque. Analyse qualitative des équipements intégrant les enseignements tirés de l’EPS Analyse des équipements non modélisés au sein de l’EPS. Analyse des équipements de structure. Intégration des résultats : combinaison des résultats issues des analyses déterministes et probabilistes. Evaluation d’experts : Hiérarchisation finale des différents équipements basée sur l’expertise (conception, exploitation, maintenance, EPS, …) afin de prendre en compte les aspects complémentaires liés notamment : - au respect du principe ALARA, - aux exigences reglementaires, - à l’impact des éléments non pris en compte dans l’EPS (par exemple les agressions externes telles que l’incendie, le séisme, …), … Définition finale de la stratégie de test Figure 7-2 : Approche ASME pour un programme RI-IST DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 33/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Sélection des systèmes Sélection des systèmes, Identification des fonctions et des limites fonctionelles. Analyse fonctionelle (AMDE) Evaluation des conséquences des défaillances et des mécanimes de dégradation (Ces deux aspects permettent de décomposer les systèmes en segments de tuyauteries possédant des caractéristiques communes vis-à-vis des conséquences et des mécanismes de dégradation). Evaluation des risques Décomposition des systèmes en fonction des mécanismes de dégradation : analyse qualitative des mécanismes de dégradation (érosion, corrosion, fatigue vibratoire, …). Les données de fiabilité sur les tuyauteries sont alors utilisées pour évaluer la sévérité et la fréquence des mécanismes de dégradation en vue de définir la classe de dégradation (Faible, Médiane, Forte), Décomposition des systèmes en fonction des conséquences des dégradations : analyse quantitative des conséquences des dégradation au travers de l’évaluation via l’EPS de leur impact sur la fréquence conditionelle d’endommagement du cœur (CCDF : Conditional Core Damage Frequency). Les classes de conséquences définies sont : Faible : CCDF < 10-6, Médiane : 10-6 ≤ CCDF ≤ 10-4, Forte : CCDF > 10-4. La combinaison des classes de dégradation et de conséquence permettent de déterminer la classe de risque. Hiérarchisation des segments de tuyauteries en fonction des risques et analyses complémentaires Deux catégories principales sont identifiées : - catégorie de risque haute et médiane, - catégorie de risque faible. Dans l’étude pilote réalisée par l’EPRI, au moins 1/4 des segments de tuyauteries à haut risque et 1/10 des segments de tuyauteries à risque moyen sont selectionnées pour des examens détaillés, les segments de tuyauteries à risque faible étant soumis à des tests de fuite uniquement. Figure 7-3 : Approche EPRI pour un programme RI-ISI En France, le programme OMF-Structure (cf. <7>), initié en 1997, vise à optimiser les programme de maintenance préventive des tuyauteries en regard, à l’identique du programme OMF, des enjeux sûreté, disponibilité et coûts. La démarche mise en œuvre, inspirée des techniques de RI-ISI et notamment des travaux réalisés par l’EPRI, est structurée autour des trois même étapes que la démarche OMF (évaluation des enjeux, évaluation des performances, optimisation de la maintenance). Les étapes du processus de décision sont les suivantes : - analyse fonctionnelle : cette analyse a pour objectif d’identifier les différents segments de tuyauterie à analyser. Ils sont identifiés sur la base de l’analyse des fonctions du système et les conséquences de leur défaillance, DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 34/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice - réalisation d’une AMDE : pour chaque mode de défaillance identifié, la gravité des conséquences sur la tranche de leur occurrence est évaluée. Les conséquences sont analysées en regard des enjeux sûreté, disponibilité, coûts de maintenance, dosimétrie, - réalisation d’une AMDEC : l’objectif visé est l’identification des modes de défaillance et des composants critiques. - optimisation de la maintenance dont l’objectif vise à définir les scénarios de maintenance les plus adéquats en regard des résultats obtenus précédemment. Lorsque les équipements sont modélisés dans l’EPS, cette dernière joue un rôle pour l’identification des équipements critiques et ainsi l’orientation de la stratégie de maintenance. Le processus de la démarche OMF-Structure et l’utilisation des EPS est similaire au programme OMF. Dans le cadre du programme OMF-Structure : - l’évaluation de la gravité d’un mode de défaillance est basée sur l’indicateur Facteur d’Augmentation de Risque, les seuils définis au nombre de trois étant : - . FAR < 5% : Mode de défaillance Non Grave, . 5% ≤ FAR < 1000% : Mode de défaillance Grave, . FAR ≥ 1000% : Mode de défaillance Très Grave. L’évaluation de la criticité d’un mode de défaillance complète l’évaluation de la gravité et est notamment basée sur l’indicateur Facteur de Diminution de Risque : . Mode de défaillance Très Grave pour lequel il existe au moins un mécanisme de dégradation pertinent (au sens d’avis d’expert éventuellement) sur un composant, . Ou Mode de défaillance Grave pour lequel il existe au moins un mécanisme de dégradation pertinent sur un composant et dont le FDR > 0,1%. La Figure 7-4 présente le processus simplifié de la démarche OMF-structure et l’utilisation des EPS pour l’évaluation de la gravité d’un mode de défaillance. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 35/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice NON OUI Mode de Défaillance intégrée dans l’EPS Evaluation du Facteur d’Augmentation de Risque (FAR ou RAW). Mode de Défaillance pouvant conduire à un accident (entrée dans procédure accidentelle) OUI OUI Mesure relative de la défiabilisation du système si le composant est défaillant de façon certaine. FAR > Seuil Seuil = 1000% NON NON A Mode de Défaillance pouvant conduire à un incident (entrée dans procédure incidentelle) OUI FAR > Seuil Seuil = 5% NON B NON OUI OUI Mode de Défaillance pouvant conduire à une indisponibilité (Evt de groupe 1 ou 2 au sens des STE) NON Equipement classé sûreté (IPS classe 1,2, 3) Légende : A : Mode de Défaillance TRES GRAVE, B : Mode de Défaillance GRAVE C : Mode de Défaillance NON GRAVE NON OUI B B C Figure 7-4 : Processus simplifié de la démarche OMF-Structure L’ensemble des travaux support aux programmes OMF et OMF-Structure constituent des données pouvant être riches d’enseignements dans le cadre du programme durée de vie : indicateurs permettant d’analyser l’impact du remplacement de certains équipements, modifications des intervalles d’inspections, … De plus, les modèles de dégradation élaborés permettent de mieux appréhender les lois de vieillissement des équipements et leur probabilité de défaillance en fonction de l’augmentation de durée de vie envisagée. 8. CONCLUSIONS Après un rappel de la problématique de la gestion de la durée de vie, la synthèse d’une étude bibliographique sur la place des Evaluations Probabilistes de Sûreté de niveau 1 dans cette problématique est présentée. DEN DER NT - STR/LCFR - 2002/0008 0 36/37 REFERENCE INDICE PAGE Indice Cette question est pertinente car l'exploitation d'une tranche nucléaire ne sera pas autorisée sans un maintien d'un bon niveau de sûreté et les EPS se sont imposées comme l'un des moyens de s'assurer de ce niveau de sûreté, dans leur domaine d'application. Dans la mesure du possible, l'impact sur la sûreté du vieillissement physique devra donc être évalué à l'aide des EPS. L’une des premières tâches sera de détecter une éventuelle dérive des données de fiabilité d’une EPS. Une approche site serait peut-être à privilégier à une approche palier. Il pourrait être nécessaire de modifier la modélisation EPS de référence, en particulier pour l’analyse des Dossiers Locaux (cf. <25>). Les points suivants ont aussi été abordés : intégration de modèles de vieillissement dans les EPS, évolution des données de fiabilité au cours du temps, utilisation des EPS de niveau 1 dans un programme d’optimisation de la maintenance ou d’inspection ou de tests. Sur ce dernier point, nous distinguons les composants actifs, pour lesquels les modèles EPS sont généralement représentatifs, des composants passifs, qui sont plus ou moins bien modélisés. Dans tous les cas d'application des EPS, les limites de leur domaine de couverture, ainsi que les incertitudes liées à leur méthode, imposent d'insérer l'analyse EPS dans une analyse de sûreté globale. Par exemple, nous notons que les défaillances des deux composants les plus critiques, la cuve du réacteur et l’enceinte de confinement, ne sont pas modélisés dans les modèles EPS de niveau 1. 9. <1> <2> <3> <4> <5> <6> <7> <8> <9> <10> <11> <12> <13> <14> <15> <16> <17> <18> <19> <20> <21> BIBLIOGRAPHIE Safe management of NPP ageing in the European Union. European Commission EUR 19843 EN. 2001. Status report on Nuclear Power Plant Life Management. Rapport OCDE NEA/SEN/NDC(2000)6. 2000 Lettre de la DSIN à l’exploitant EDF : Vieillissement : exploitation des réacteurs au-delà des troisièmes visites décennales. DSIN-GRE/SD2/ni 34-2001. 2001 Actes de la conférence ESREDA – International Seminar on Lifetime Management. Erlangen (Allemagne). Novembre 2001 Revue Contrôle : Dossier le vieillissement des installations nucléaires. Revue de l’ASN n° 129. 1999 Aging Risk Assessment Performed for two-loop Westinghouse Plant (part I and II). 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