Untitled - Europa.eu

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Emission initiale
DATE
N° CHRONO
18/11/2004
2002/0008
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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
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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.
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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.
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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 :
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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
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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.
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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.
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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
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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 ».
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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 :
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-
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
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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),
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-
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,
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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>).
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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,
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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 :
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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,
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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
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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.
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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
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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,
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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.
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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.
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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.
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