Source: https://solar-club.web.cern.ch/gazette/1997/155_156_25.html
Timestamp: 2020-08-03 12:32:02+00:00
Document Index: 49137314

Matched Legal Cases: ['arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', '§ 2', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ']

Voici le dernier dossier du CCSIN.
La première fiche concerne les barres de commande qui se cassent, se bloquent. Paluel 3 a connu le cumul de tous les types d'incidents. Ces anomalies sont dues probablement à des déformations des assemblages, d'ailleurs EDF ne rechargera pas quatre des cinq assemblages qui sont arrivés en fin de vie.
Une autre préoccupation est la découverte de problème sur les barres d'ancrage garantissant une tenue aux séisme. D'ores et déjà on descend d'un cran dans la protection mais surtout 24 réacteurs sont touchés. Il a fallu faire un compromis entre le risque lié à ces barres cassées et les doses que les travailleurs vont recevoir pour resserrer ou changer les boulons. Il est surprenant de lire
" La DSIN note que la mise en conformité est reculée d'un an et que la stratégie de mise en conformité n'a pas été présentée par EDF."
On a dit et répété que la DSIN serait vraiment un organisme de contrôle si elle peut arrêter un réacteur pour raisons de sûreté. Une telle phrase est pour le moins inquiétante mais ...
Autre phénomène plutôt inquiétant ; les fissures sur les protections thermiques des pompes primaires. Les 900 MWé sont tous atteint par contre sur les 1300 cela se borne à une déformation. C'est une affaire à suivre. En particulier parce que le circuit RRI (Refroidissement intermédiaire) ne tiendrait pas la pression du primaire en cas de rupture de la bride incriminée.
Le générateur fuyard de Tihange a permis d'engager une réflexion sur ce sujet délicat, en effet notre procédure en cas de rupture de tube pourrait rendre la mise en sauvegarde du réacteur délicate. A suivre..
Comme vous avez pu le constater le premier site en enquête est celui de la Vienne, alors que la DSIN préférait la Meuse. En effet il est écrit:
" Un site apparaît particulièrement favorable; celui de l'est. Les deux autres sites, celui du Gard et de la Vienne, sont à la fois plus complexes et moins connus."
Les dossiers ont été instruits par les Préfets, celui de la Vienne vient de gagner. J'ai bien noté que:
"L'analyse de la capacité géologique d'un site à confiner la radioactivité des déchets ne peut se faire que sur un site précis et ne peut qualifier définitivement que les formations géologiques présentes sur ce site, dans les conditions d'environnement où elles se trouvent. Un des sites sélectionnés pour accueillir un laboratoire souterrain pourra donc être proposé ultérieurement au Parlement pour l'implantation d'un centre de stockage."
Le dossier se termine par Phénix, le petit frère de SPX. qui est arrêté depuis 1995. Donc, normalement le 7 avril 1997 il devrait bénéficier d'une nouvelle enquête, sauf si on le déclare arrêté mais marchant quand même. Il faut bien maintenir le sodium chaud!!
A part cela il y a pas mal de travaux avant de pouvoir de nouveau utiliser ce réacteur. Comme soi-disant SPX devait prendre son relais ( ce que nous savons impossible) les officiels ont bluffé en affirmant pouvoir utiliser SPX à la place de Phénix. Quand on voulait sauver SPX on travaillait déjà pour faire repartir Phénix. Décidément quand cesseront ces parties de poker-menteur?
Bon courage . Bella vous a concocté un joli dossier sur tous ces problèmes d'acier et autres fissures.
suite: I Conseil Supérieur de la Sûreté et de l'Information Nucléaires
Réunion du 10 décembre 1996
1) ANOMALIES SUR LES GRAPPES DE COMMANDE
DES RÉACTEURS À EAU SOUS PRESSION
Pour contrôler la réaction nucléaire du réacteur dans le coeur, c'est à dire maîtriser l'évolution du nombre de neutrons qui peuvent créer des fissions, l'exploitant dispose de deux moyens principaux :
- ajuster la concentration en bore du fluide du circuit primaire, le bore ayant la propriété d'absorber les neutrons,
- introduire les grappes de commande dans le coeur, ou les en retirer, celles-ci contenant des matériaux absorbant les neutrons.
Pour assurer les arrêts de sécurité du réacteur, et étouffer immédiatement la réaction nucléaire, ces grappes doivent pouvoir chuter rapidement sous l'effet de leur propre poids.
Depuis août 1995, dix incidents de mauvais fonctionnement de grappes de commande ont été recensés. Ces incidents n'ont toutefois pas eu de conséquence réelle ou immédiate sur la sûreté des réacteurs dans la mesure où les études de sûreté tiennent compte de la possibilité que la grappe la plus anti-réactive reste bloquée en haut du coeur. Toutefois, touchant la disponibilité d'une fonction de sûreté primordiale, ces anomalies sont préoccupantes.
Cinq de ces incidents sont dus à la détérioration d'une vis à l'intérieur du mécanisme de commande réalisant l'insertion ou l'extraction des grappes. Pour trois autres incidents, la cause demeure inexpliquée à ce jour, et des expertises menées par l'exploitant se poursuivent. Les deux derniers incidents ont trait à des difficultés d'insertion des grappes en fin de chute, vraisemblablement dues à une déformation des assemblages combustibles.
Ces incidents sont différents de ceux survenus sur la centrale chinoise de Daya-Bay en 1995, où, lors d'essais de temps de chute, certaines grappes chutaient dans le coeur avec un temps légèrement supérieur au critère de sûreté spécifié dans les règles générales d'exploitation. Les investigations menées avaient conclu que la nouvelle conception des tubes guidant les grappes induisait un ralentissement de ces grappes au début de leur chute.
Les dégradations des vis du mécanisme de commande
Des anomalies affectant les grappes et se traduisant par des déplacements incontrôlés (chutes partielles ou déplacement insuffisants lors de manoeuvres), puis par un blocage des grappes ont été constatées sur les sites de Nogent 1, Nogent 2 et Saint-Alban 2 en 1995, ainsi que sur Belleville 2 et Paluel 3 en 1996. Ces incidents ont été classés au niveau 0 de l'échelle de gravité INES.
Les investigations menées par l'exploitant ont mis en évidence, dans les cinq cas, la rupture d'une petite vis d'un diamètre de 5 mm à l'intérieur du mécanisme de commande. La tête de vis rompue, en venant au contact d'autre pièce du mécanisme, induit dans un premier temps des dysfonctionnements lors du mouvement de la grappe, puis son blocage.
Ces anomalies sont, à ce jour, circonscrites aux réacteurs de 1300 MWé. Les mécanismes des réacteurs de 900 MWé sont en effet d'une conception et d'un dimensionnement différents. Elles n'ont pas été observées sur les mécanismes des réacteurs de 1450 MWé, qui présentent néanmoins une conception similaire à ceux des réacteurs de 1300 MWé.
Suite à ce constat, EDF a lancé un certain nombre d'actions afin de mieux appréhender les phénomènes mécaniques conduisant à la rupture de la vis, de cerner les impacts de ces blocages sur la sûreté du réacteur, de définir une stratégie de remise en état du parc et de mettre en place un programme de surveillance et de contrôle en l'attente de cette remise en état.
Le programme de surveillance en exploitation est basé sur la détection, par une instrumentation adéquate, des dysfonctionnements du mécanisme précurseurs d'un blocage. Dans un tel cas, le réacteur est mis à l'arrêt afin de changer le mécanisme défaillant avant le blocage effectif. L'exploitant développe par ailleurs une méthode de contrôle télévisuel permettant, pendant les arrêts de tranche, de s'assurer de l'intégrité de la vis sans avoir à dessouder le mécanisme du couvercle de cuve.
Au vu de ces actions, la DSIN a demandé à EDF :
- de renforcer son programme de surveillance en exploitation afin de détecter au plus tôt des blocages susceptibles de survenir,
- concernant l'aspect "préventif", de définir un programme d'examen et de contrôle des grappes de commande lors des arrêts de tranches de 1997, y compris en cas de retard dans la mise au point de la méthode d'inspection télévisuelle des mécanismes montés sur couvercle,
- concernant la remise en état du parc, de définir une stratégie globale et cohérente de traitement de ces dysfonctionnements au-delà de 1997, tenant compte des modifications techniques à réaliser, des mécanismes neufs actuellement en commande, des délais de fabrication et de mise en oeuvre.
Par ailleurs, afin de mieux comprendre les phénomène en jeu et leurs conséquences, la DSIN a demandé à l'exploitant d'élargir ses actions dans ce domaine, et en particulier de se prononcer sur la nécessité ou non de prendre des dispositions pour les réacteurs de 900 MWé.
Les blocages d'origine non connue à ce jour
Le 14 octobre sur Paluel 3, et le 6 avril 1996 sur Belleville 1, lors d'un arrêt automatique du réacteur, une grappe devant participer à l'étouffement de la réaction nucléaire est restée en position haute. Le 27 juillet 1996, lors de la réalisation d'un essai consistant à vérifier la manoeuvrabilité des grappes, sur Belleville 1, la même grappe que lors de l'incident du 6 avril n'a pas répondu à la manoeuvre.
Les trois incidents ont été classés au niveau 1 de l'échelle INES. Toutefois, l'incident de Belleville 1 du 6 avril 1996 a été reclassé au niveau 2 dans la mesure où l'arrêt d'urgence était requis du point de vu de la sûreté du réacteur.
Des investigations et des expertises sont en cours sur l'ensemble des éléments des grappes de commande et les assemblages combustibles. Elles n'ont pas, à ce jour, mis en évidence d'éléments particuliers permettant de déterminer l'origine de ces anomalies.
A titre préventif, EDF a renforcé son programme d'essai de manoeuvrabilité des grappes. L'exploitant a également défini et mis en oeuvre une stratégie de surveillance fondée sur l'instrumentation des grappes présentant certains dysfonctionnements.
La DSIN a demandé à EDF de renforcer les critères d'arrêt du réacteur en cas de détection de dysfonctionnements par l'instrumentation de surveillance.
Les anomalies d'insertion des grappes dans leur amortisseur
Le 17 octobre 1996, sur le réacteur 3 de Paluel, lors d'un essai de temps de chute, cinq grappes ne se sont pas insérées complètement dans leur amortisseur, système qui permet de ralentir les grappes lors de leur arrivée en bas du coeur.
Cette anomalie n'a eu aucune conséquence réelle ou immédiate sur la sûreté de l'installation. En effet, aucun critère de sûreté n'est associé au temps de chute dans l'amortisseur. La DSIN a toutefois jugé cet incident préoccupant : Paluel 3 a été le premier réacteur ayant cumulé les trois types de dysfonctionnement mentionnés.
Les premières investigations menées par EDF ont conclu à un freinage des grappes de commande en fin de course dû à des déformations d'assemblages combustibles. Des anomalies similaires se sont déjà produites à Nogent en octobre 1995, ainsi qu'à l'étranger, à Doel en Belgique notamment, où une grappe s'est bloquée légèrement avant son entrée dans l'amortisseur.
La DSIN, au vu d'analyses complémentaires, a autorisé le réacteur à redémarrer pour une courte durée (2 mois), en demandant à l'exploitant :
- de réaliser des essais de temps de chute fréquents de toutes les grappes pour surveiller les éventuelles évolutions du phénomène et d'arrêter le cas échéant le réacteur. Ces essais donneront des indications sur la cinétique du phénomène. Un essai a déjà été réalisé trois semaines après le redémarrage du réacteur, et aucune évolution notable n'a été constatée à cette occasion.
- de fonctionner "en base", régime qui permet de limiter les mouvements des grappes, et donc de limiter les risques d'usure ou de blocage des vis du mécanisme;
- d'anticiper le prochain arrêt programmé.
Des investigations et des expertises plus complètes seront réalisées lors du prochain arrêt afin de déterminer les causes de déformation des assemblages combustibles.
De même, le 16 novembre 1996, l'exploitant du réacteur 1 de Belleville a réalisé un essai de temps de chute des grappes avant l'arrêt pour rechargement : cinq grappes arrivaient en fin de chute avec une vitesse quasi-nulle, alors qu'ordinairement un rebond de la grappe est constaté en fin de course.
Ces anomalies, sans conséquences sur la sûreté du réacteur, semblent symptomatiques de déformations des assemblages combustibles, et pourraient, au cours du cycle à venir, s'amplifier. Il est à noter que le réacteur 1 de Belleville cumule également les deux autres types de dysfonctionnement.
L'exploitant envisage de ne pas recharger quatre des assemblages combustibles incriminés, arrivés en fin de vie, et de recharger le cinquième assemblage sur une position sans grappe. Il réalise par ailleurs un certain nombre d'expertises.
La DSIN a demandé à EDF de renforcer son programme d'expertise et de l'étendre non seulement aux cinq assemblages combustibles et aux cinq grappes incriminées, mais également à l'ensemble des assemblages ayant effectué deux cycles de combustion, et à un échantillon représentatif des assemblages n'ayant effectué qu'un seul cycle. L'autorisation de rechargement du réacteur est conditionnée aux résultats de ces expertises.
Enfin, les dispositions à prendre sur le réacteur 1 de Nogent et sur les autres réacteurs du parc seront définies au début de l'année 1997.
2) DÉGRADATIONS DES TIRANTS DE PUITS DE CUVE DE 24 RÉACTEURS À EAU SOUS PRESSION DE 900 MWé
Le puits de cuve des réacteurs de 900 MWé (CPY) est une enveloppe en béton entourant la cuve du réacteur. Il est maintenu latéralement par 18 butées, fixées chacune dans le béton du radier par 8 barres d'ancrage précontraintes. Ces butées doivent reprendre les efforts horizontaux en cas de séisme et ne jouent aucun rôle en fonctionnement normal.
Au mois de mai 1996, lors de l'arrêt pour rechargement du réacteur B1 de Chinon, l'exploitant a découvert que plusieurs barres d'ancrage étaient desserrées. L'Autorité de sûreté a alors demandé que l'ensemble des butées de la tranche soient contrôlées et de nombreuses barres ont été trouvées desserrées, quelques unes étant même cassées. Une remise en tension des barres desserrées a été effectuée, sans pouvoir atteindre dans tous les cas le niveau de tension nominal. La tenue du puits de cuve n'est ainsi garantie que pour un séisme d'intensité inférieure de 1 degré sur l'échelle MSK à celle du séisme retenu pour la conception.
Cet incident a été classé au niveau 2 de l'échelle INES, compte tenu de la dégradation du matériel mettant en cause l'exigence de tenue au séisme figurant au rapport de sûreté et d'une lacune dans le programme de contrôle.
Par ailleurs, ce défaut ayant un caractère générique, la DSIN a demandé à EDF de contrôler, au cours des arrêts de 1996, les butées des 24 réacteurs potentiellement concernés et de présenter un programme d'actions afin d'identifier l'origine des anomalies et de définir les mesures correctives à mettre en oeuvre pour retrouver dès que possible la conformité avec les exigences de dimensionnement. La DSIN a également demandé que soient arrêtés les réacteurs 1 et 4 de Tricastin pour réaliser ce contrôle dès l'été 1996 compte tenu de la sismicité de la vallée du Rhône et du caractère lointain des prochains arrêts pour rechargement.
EDF a répondu, en juillet 1996, en précisant que les contrôles seraient effectués et que le programme d'actions prévoyait une remise en conformité à partir de 1997.
A la fin de l'année 1996, la situation est la suivante :
- 20 tranches ont été contrôlées en 1996 : elles présentent toutes à des degrés divers le même défaut,
- les 6 examens exploitables effectués sur des barres cassées montrent une fragilité du métal utilisé, en particulier à la corrosion,
- les défauts de serrage proviendraient d'une part d'anomalies lors de la mise en oeuvre à la construction et d'autre part du fluage de l'acier, non pris en compte à la conception.
- une méthode de resserrage amélioré a été mise au point,
- les solutions de réparation et de remplacement seront étudiées en 1997,
- la mise en conformité n'est prévue par EDF qu'à partir de 1998.
La DSIN note que la mise en conformité est reculée d'un an que la stratégie de mise en conformité n'a toujours pas été présentée par EDF. Elle va demander à EDF de réexaminer sa position sur ces 2 points.
3) FISSURATION DES PROTECTIONS THERMIQUES DES POMPES PRIMAIRES DES RÉACTEURS À EAU SOUS PRESSION
La barrière thermique, disposée juste au-dessus de la roue de la pompe primaire, a pour rôle d'empêcher le flux de chaleur provenant du fluide primaire, de remonter vers les parties supérieures de la pompe et notamment les joints d'étanchéité, placés autour de l'arbre d'entraînement de la roue.
Cette barrière thermique est constituée d'un serpentin parcouru par de l'eau froide provenant du circuit de refroidissement intermédiaire (RRI), contenu dans une enveloppe fixée par soudure à la bride de barrière thermique.
Cette bride, qui sert à fixer sur le corps de la pompe l'ensemble du système assurant l'étanchéité autour de l'arbre, constitue la limite du circuit primaire principal et doit donc résister à la pression de 155 bars.
En 1990, l'exploitant a découvert, lors de la visite décennale du réacteur 2 de Fessenheim, des fissures sur l'enveloppe de barrière thermique d'une pompe primaire. L'extension du contrôle a confirmé la présence de fissures sur la face interne de plusieurs enveloppes de barrières thermiques sur des réacteurs de 900 MWé.
Un phénomène de fatigue, dû à l'existence de fortes contraintes thermiques, serait à l'origine du défaut.
Par ailleurs, lors du remplacement des enveloppes fissurées effectué dans l'atelier spécialisé de la SOMANU, d'autres phénomènes de fissuration ont été mis en évidence sur la bride, dans des zones habituellement inaccessibles et non contrôlables sans démontage de l'enveloppe.
Un premier type de fissure a été découvert en 1992 sur la face inférieure des brides. Les examens entrepris depuis ont mis en évidence ce même type de défauts sur d'autres brides avec une profondeur maximale de 8 mm à ce jour.
Un deuxième type de fissure a été mis en évidence début 1996, toujours sur la bride, au niveau de la face d'emboîtement de l'enveloppe. Ce nouveau problème revêt un caractère générique puisque plus de 70% des brides de barrière thermique en cours de maintenance à la SOMANU au cours de 1996 ont été trouvées fissurées. La profondeur maximale mesurée actuellement pour ces défauts est de 16 mm.
Les expertises réalisées sur les deux types de fissures précédemment décrits montrent que ces défauts se sont propagés progressivement sous l'effet d'un phénomène de fatigue.
Les conséquences potentielles de la rupture d'une enveloppe ou bride de barrière thermique sont la blocage du rotor de la pompe, l'émission de corps migrants métalliques dans le circuit primaire ainsi qu'un risque d'accident de perte de réfrigérant primaire par dégradations du circuit RRI ou, dans un cas extrême, par une rupture de la bride.
Afin de détecter précocement une éventuelle fuite vers le circuit RRI et d'arrêter la pompe suffisamment tôt dans un tel cas, EDF a mis en place une instruction temporaire de conduite sur l'ensemble des réacteurs de 900 MWé.
Devant le caractère générique des fissurations, la DSIN a demandé à EDF de lui présenter un programme de contrôles et de réparations ou remplacements, ainsi qu'une étude du comportement dans le temps des fissures observées.
C'est ainsi que, pour les enveloppes, EDF a :
- développé une méthode de contrôle par ultrasons,
- défini des dimensions de défauts au-delà desquels l'enveloppe de la barrière thermique doit être expertisée et remplacée,
- terminé en 1996 le premier examen de l'ensemble des pièces en service sur le palier 900 MWé. Quatre d'entre elles (sur Blayais 4 en 1994, sur Fessenheim 2, Bugey 2 et Dampierre 1 en 1996) dépassaient les critères de dépose et ont été remplacées, les autres seront recontrôlées ou remplacées en fonction de leur état d'endommagement,
-mis en oeuvre, depuis 1995, un programme de remplacement préventif qui a porté sur 9 enveloppes en 1996,
- étudié des améliorations de la conception de l'enveloppe de barrière thermique pour réduire sa sensibilité à la fissuration par fatigue. Des pièces de nouvelle génération ont ainsi été conçues et équiperont à terme toutes les pompes primaires des réacteurs de 900 MWé,
- mené des études de nocivité qui, jusqu'à présent, confirment l'absence de risque de progression instable des défauts. Cette conclusion sera réexaminée en fonction des résultats expérimentaux obtenus en 1996 sur deux barrières thermiques instrumentées, l'une sur site, l'autre sur boucle d'essais.
Pour les brides, des études sont en cours chez EDF afin de définir une méthode de contrôle permettant de détecter et de mesurer ces fissures sans démontages des barrières thermiques, et de faire évoluer la conception de cet ensemble pour tenter de limiter le phénomène à l'origine du vieillissement.
Après consultation des experts de la section permanente nucléaire, la DSIN a demandé à EDF qu'un point zéro de l'état des brides soit effectué dans un délai de 3 ans et qu'un remplacement de l'ensemble des brides soit effectué dans un délai de 5 ans à compter des arrêts de tranche 1997.
Enfin, la DSIN a demandé à EDF d'augmenter ses capacités industrielles de réparation des brides en atelier et de commande de brides neuves, afin de pouvoir remplacer en temps utile les brides dans lesquelles des défauts seraient découverts.
En fin d'année, EDF a présenté à la DSIN ses programmes d'intervention et de remplacement révisés en raison des problèmes nouveaux identifiés sur les brides en 1996 et de la prise en compte des demandes de la DSIN qu'ils ont générées.
En ce qui concerne les réacteurs de 1300 MWé et du palier N4, EDF estime que la différence de conception atténue notablement le risque. Toutefois, à la demande de la DSIN, EDF a procédé à l'inspection détaillée d'une enveloppe de barrière thermique de l'une des pompes les plus anciennes à Paluel 3. Cette dernière n'a pas révélé la présence de défaut similaire à celui rencontré sur les réacteurs de 900 MWé, mais elle a permis de mettre en évidence des déformations voisines du millimètre sur la bride. L'analyse des causes de ce phénomène par EDF est encore en cours.
4) LA RUPTURE DE TUBE GÉNÉRATEUR DE VAPEUR DE TIHANGE 3 EN BELGIQUE
Le 23 juillet 1996, une petite fuite détectée et suivie depuis le 2 juillet dans un générateur de vapeur du réacteur de Tihange 3 a brutalement augmenté jusqu'à un débit de 30t/h environ, révélant la défaillance d'un tube de générateur de vapeur.
A Tihange 3, comme d'ailleurs pour les dix accidents de ce type survenus auparavant dans le monde (aux USA, en Belgique et au Japon), il n'y a eu aucune conséquence à l'extérieur du bâtiment réacteur. De plus, la conception du réacteur a permis de maîtriser la fuite sans atteindre les seuils d'arrêt d'urgence et d'injection de sécurité.
Les expertises réalisées après l'arrêt du réacteur ont mis en évidence un tube éclaté longitudinalement sur 35 mm de hauteur. L'origine présumée, qui reste à confirmer, est une usure progressive par un corps migrant situé du côté secondaire de ce générateur de vapeur.
Après contrôle des tubes entourant le tube rompu et bouchage, à titre préventif, d'une soixantaine de tubes dans cette zone, le réacteur a été remis en service.
Une nouvelle fuite est apparue le 12 août; cette fois, le réacteur a été arrêté dès sa détection. Le tube responsable de cette fuite, qui a été extrait pour expertise, présentait des fissurations sur environ 600 mm de longueur. Celles-ci se seraient développées sous l'effet de la corrosion dans le milieu secondaire à partir d'une rayure, probablement réalisée lors de la fabrication des générateurs de vapeur. Après des contrôles approfondis et le bouchage de quelques tubes, le réacteur a été remis en service.
Une réunion technique entre les organismes de sûreté français et belges s'est tenue le 8 octobre afin de faire le point sur cet événement.
Sur les réacteurs français, le contrôle périodique de l'état des tubes est plus fréquent et l'Autorité de sûreté a imposé des critères sévères concernant les corps migrants. En outre, si la fuite s'était malgré tout produite, les règles d'arrêt du réacteur, demandées par l'Autorité de sûreté et actuellement en vigueur, auraient conduit à un arrêt du réacteur dès le 2 juillet et à une recherche des causes de la fuite.
En revanche, la conception des réacteurs français aurait conduit, si la rupture avait eu lieu malgré cela, à l'arrêt d'urgence et au déclenchement de l'injection de sécurité, ce qui rend plus délicate la conduite ultérieure pour ramener le réacteur dans un état sûr.
5) PROCÉDURE RELATIVE AUX PROJETS DE LABORATOIRES SOUTERRAINS
La loi du 30 décembre 1991, relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs, prévoit que des travaux seront menés sur :
La loi dispose qu'au plus tard en l'an 2006 le Gouvernement adressera au Parlement un rapport global d'évaluation des recherches sur les possibilités de stockage en formation géologique profonde, préparé par la commission nationale d'évaluation, accompagné d'un projet de loi autorisant, le cas échéant, la création, d'un centre de stockage des déchets radioactifs à haute activité et à vie longue. Elle précise qu'au préalable des laboratoires souterrains devraient être installés; les débats au Parlement ont évoqué au moins deux laboratoires.
Dans le cadre défini par cette loi, le processus de concertation avec les élus et la population, confié au médiateur le député Christian Bataille, a abouti, en janvier 1994, au choix, par le Gouvernement, de quatre zones présentant des caractéristiques géologiques a priori favorables, situées dans les départements du Gard, de la Haute-Marne, de la Meuse et de la Vienne.
Les travaux préliminaires d'investigations menés par l'ANDRA lui ont permis de sélectionner trois sites potentiels pour l'implantation d'un laboratoire souterrain :
- un site argileux situé à la frontière entre les deux départements de la Haute-Marne et de la Meuse, dit site de l'Est;
- un site argileux dans le département du Gard;
Actions de la DSIN
Au cours de cette phase préliminaire d'investigations, la DSIN a rappelé à l'ANDRA ses exigences pour atteindre les objectifs fixés par la règle fondamentale de sûreté (RFS) III-2-f, relative au stockage profond. Les éléments transmis par l'ANDRA ont été analysés par l'IPSN et le Groupe permanent d'experts chargé des déchets lors des réunions qu'il a tenues les 26, 27 et 28 février 1996. L'analyse a porté sur les résultats des travaux de reconnaissance menés par l'ANDRA depuis la surface sur les trois sites. Elle tendait notamment à vérifier l'absence de caractère rédhibitoire de ces sites au regard des critères essentiels de la RFS III-2-f.
La DSIN a fait part de son avis en avril 1996. Au stade actuel de la procédure, elle considère que, du point de vue de la sûreté, aucun des trois sites ne présente de caractère rédhibitoire.
Un site apparaît particulièrement favorable : celui de l'Est. Les deux autres sites, celui du Gard et celui de la Vienne, sont à la fois plus complexes et moins bien connus.
Le Gouvernement a autorisé en juin 1996, l'ANDRA à engager, sur chacun de ces sites, les procédures réglementaires pouvant conduire, si elles aboutissent, à des décrets d'autorisation d'installation et d'exploitation (DAIE) d'un laboratoire souterrain. Ces procédures, instruites par la DSIN, comprennent une enquête publique et une consultation des conseils régionaux, généraux et municipaux intéressés. Elles comprennent par ailleurs un examen des dossiers de l'ANDRA par l'IPSN, et par le Groupe permanent d'experts chargé des déchets (cf. schéma en annexe).
L'ANDRA a transmis ses demandes pour les sites de l'Est, de la Vienne et du Gard, respectivement les 2 juillet, 19 août et 30 septembre. Les dossiers joints à la demande ont été complétés en novembre. Par délégation des ministres chargés de l'environnement et de l'industrie, le directeur de la sûreté des installations nucléaires a transmis fin novembre ces demandes aux préfets concernés, pour engager les enquêtes publiques.
Par ailleurs, l'examen de ces dossiers par le Groupe permanent d'experts chargé des déchets est prévu au premier semestre 1997.
La DSIN veille, dans ce processus, à :
- la priorité qui doit être donnée aux préoccupations de sûreté;
- la nécessité d'éviter les dérives de planning et de respecter les échéances de la loi du 30 décembre 1991;
- la nécessité que la recherche développée dans la phase laboratoire ait un objectif opérationnel et ne soit pas de la recherche académique. L'analyse de la capacité géologique d'un site à confiner la radioactivité des déchets ne peut se faire que sur un site précis et ne peut qualifier définitivement que les formations géologiques présentes sur ce site, dans les conditions d'environnement où elles se trouvent. Un des sites sélectionnés pour accueillir un laboratoire souterrain pourra donc être proposé ultérieurement au Parlement pour l'implantation d'un centre de stockage.
6) SITUATION DU RÉACTEUR PHÉNIX
Le réacteur Phénix, construit et exploité par le C.E.A. et EDF, est un réacteur de démonstration de la filière dite "à neutrons rapides". Il est implanté à proximité du centre de Marcoule (Gard). Le réacteur, refroidi au sodium, est de conception "à circuit primaire intégré". Sa construction a débuté en 1968; sa première divergence a été effectuée le 31 août 1973. Sa puissance nominale est de 563 MWth; l'énergie électrique est produite par un groupe turbo-alternateur d'une puissance de 250 MWé.
Après avoir été pendant plusieurs années prioritairement consacré à la production d'électricité, le réacteur est parallèlement utilisé comme moyen d'irradiation expérimentale; en effet, par ses caractéristiques et ses performances, cette installation constitue un outil considéré comme indispensable par le Commissariat à l'Énergie Atomique pour mener à bien ses programmes de recherche, non seulement sur la filière des réacteurs à neutrons rapides, mais également sur la combustion du plutonium (programme CAPRA) et l'incinération des actinides (programme SPIN). Pour cette raison le Commissariat à l'Énergie Atomique souhaite pouvoir tabler sur encore dix années de fonctionnement du réacteur.
1 - Évolutions de la production du réacteur depuis 1990
Entre 1989 et 1990, la centrale a été affectée par quatre arrêts d'urgence, dus à un phénomène dit "de réactivité négative", consistant en une baisse brutale et spontanée de la réactivité du coeur. Le caractère répétitif du phénomène, et l'absence d'explication ont conduit à interrompre, immédiatement après le quatrième de ces arrêts, survenu le 9 septembre 1990, la production d'électricité et les expériences d'irradiation en cours.
Les travaux du comité d'expertise mis en place par le C.E.A. n'ont pas permis d'identifier la cause de ce phénomène de baisse de réactivité. Mais la revue générale des différents types de phénomènes susceptibles d'être à l'origine de tels incidents - ou, plus généralement, d'une évolution de la réactivité - réalisée par l'exploitant, et analysée par l'Autorité de sûreté, n'a pas mis en évidence de scénarios susceptibles de conduire à des endommagements du coeur.
Un programme d'essais, comportant dans certains cas une divergence du coeur, et destiné à acquérir une meilleure connaissance du comportement neutronique et hydraulique du réacteur, a été entrepris à partir du mois d'octobre 1991. Ce programme a été complété en février 1993 par un essai de durée limitée (10 jours) à une puissance thermique de 350 MW (soit environ 60% de la puissance nominale, permettant d'atteindre les températures normales de fonctionnement). Bien qu'ils n'aient conduit à vérifier aucune des hypothèses avancées sur l'origine du phénomène incriminé, ces essais ont du moins permis de confirmer l'absence de toute anomalie au niveau du coeur et de ses systèmes de contrôle et d'écarter toute mise en cause de la sûreté de l'installation.
Dans ces conditions, l'exploitant a sollicité de l'Autorité de sûreté l'autorisation de reprendre, pour environ 100 jours, le fonctionnement en puissance du réacteur en vue de l'achèvement du 49ème cycle d'irradiation, tout juste engagé au moment de l'incident de réactivité négative survenu en septembre 1990.
Compte tenu de la disponibilité nécessaire de deux des trois boucles secondaires, faisant par ailleurs l'objet de travaux importants (cf. § 2 et 3 ci-après), ce cycle réalisé, à partir du 21 décembre 1995, aux deux tiers de la puissance normale (soit 350 MWth), s'est déroulé sans difficultés particulières jusqu'à son terme prévu, le 7 avril 1995.
Depuis cette date le réacteur est maintenu à l'arrêt pour permettre la poursuite des travaux programmés sur l'ensemble de l'installation.
2 - Interventions sur les circuits secondaires
Les réacteurs à neutrons rapides comportent des circuits secondaires, au nombre de trois pour Phénix, qui véhiculent, sous faible pression, du sodium très peu actif. Le sodium secondaire sert d'intermédiaire pour le transfert de l'énergie entre le circuit primaire et le circuit eau-vapeur qui alimente le turbo-alternateur. Pour le réacteur Phénix, les tuyauteries et composants des trois circuits ont été, suivant le cas, réalisés en acier austénitique de deux nuances différentes : acier 304, principalement dans le bâtiment réacteur, et acier 321, seulement dans le bâtiment des générateurs de vapeur.
A la suite de la réévaluation de sûreté de l'installation effectuée en 1986, l'autorité de sûreté, tirant les conséquences d'une fuite de sodium récemment intervenue sur un té de raccordement d'une tuyauterie à l'entrée d'un générateur de vapeur, avait demandé à l'exploitant de mettre en oeuvre un programme de contrôle de l'ensemble des soudures de raccordements des différents tronçons des tuyauteries principales des boucles secondaires. L'arrêt de production de longue durée imposé à l'installation, à la suite de l'incident survenu en septembre 1990, a été mis à profit pour amplifier et mener à son terme ce programme.
Sur les tuyauteries en acier 321, un nombre important de défauts de type fissure ont été mis en évidence; ceux-ci ont paru imputables à un phénomène métallurgique spécifique de l'acier concerné dont le choix initial, justifié par les connaissances technologiques de l'époque de la conception, s'est révélé à l'usage constituer une faiblesse de l'installation.
Après avoir entrepris de procéder à la réparation des défauts les plus importants, l'exploitant, confronté à la nécessité de démontrer la non-nocivité à terme des défauts laissés en place, a décidé finalement de procéder au remplacement systématique de tous les éléments de tuyauteries réalisés dans ce matériau par des éléments neufs réalisés dans une autre nuance d'acier austénitique.
En raison de la nature des défauts rencontrés sur les tuyauteries réalisées en acier 321, l'exploitant a étendu les contrôles aux soudures des trois réservoirs tampons disposés en amont des générateurs de vapeur et réalisés dans ce même matériau : des défauts de nature semblable ont été rencontrés, conduisant finalement l'exploitant à procéder à leur remplacement par de nouveaux réservoirs réalisés dans une autre nuance d'acier austénitique.
Enfin les contrôles plus récents effectués sur les collecteurs sodium des générateurs de vapeur, également réalisés dans cette même nuance de matériau, ont mis en évidence des défauts de même nature; là encore, l'exploitant a décidé de procéder à leur remplacement par des éléments neufs actuellement en cours de fabrication.
3 - Contrôles effectués sur les autres composants
En juin 1993, a été entrepris le contrôle des trois réservoirs d'expansion réalisés en acier 304 : dès le contrôle du premier d'entre eux, des défauts attribuables à un phénomène de fatigue locale par fluctuations thermiques dans une zone de mélange d'un faible débit à 550°C entrant dans le réservoir lui-même maintenu en permanence à 350°C, ont été mis en évidence.
La présence de ces défauts, affectant une zone relativement étendue de chaque réservoir, a conduit l'exploitant à entreprendre des travaux importants pour les éliminer et remédier au phénomène qui en fut la cause.
A l'occasion des interventions sur ces réservoirs, l'exploitant a mis en évidence un autre type de défaut, affectant certaines des brides forgées, et attribuable à un phénomène de corrosion trouvant son origine dans la conduite déficiente des traitements de surface effectués en usine à l'issue des fabrications.
Ce nouveau type de défaut a naturellement conduit l'exploitant à vérifier l'état des pièces forgées constitutives des pompes primaires réalisées par le même constructeur. Sur les deux premières pompes examinées des défauts identiques ont été constatés, conduisant à procéder aux réparations adéquates.
Enfin, les contrôles ont été étendus aux têtes des six échangeurs intermédiaires équipant l'installation. Dans le passé (1977), des défauts importants ont affecté le fonctionnement des échangeurs alors en place, conduisant à des modifications géométriques importantes des têtes des appareils. Par la suite (1984 et 1985), des fissures traversantes sont apparues sur certaines soudures de réparation. Les nouveaux contrôles récemment effectués ont conduit à éliminer définitivement trois des quatre échangeurs "ancienne génération" qui avaient été maintenus en place après ces réparations et qui seront, à terme, remplacés par des appareils neufs actuellement en cours de fabrication.
4 - Les études "durée de vie"
Dans la perspective d'une reprise du fonctionnement normal du réacteur pour la dizaine d'année estimée nécessaire à la réalisation du programme expérimental d'irradiations envisagé, l'exploitant a engagé un programme d'études, dénommé "Projet durée de vie"; celui-ci est destiné à vérifier la capacité de l'installation à fonctionner dans de bonnes conditions pendant la durée souhaitée. En effet, compte tenu de la part d'endommagement intégré par les structures du réacteur au cours des cycles de fonctionnement passés, il est nécessaire de confirmer que le potentiel de vie subsistant reste dans cette perspective suffisant. L'ensemble de ces études, qui sont effectuées sur la base du code RCC M-R et qui mettent en oeuvre les outils de calcul de thermomécanique à ce jour les plus performants, vise en premier lieu à s'assurer de la permanence des conditions de sûreté du coeur du réacteur en matière de supportage, confinement et possibilité d'arrêt sûr dans toutes les situations normales, incidentelles et accidentelles pouvant être envisagées.
Compte tenu de l'état d'avancement de ces études, une note de synthèse, assortie éventuellement de propositions d'aménagements aux conditions du fonctionnement futur du réacteur, devrait être sous quelques semaines transmise à l'Autorité de sûreté.
5 - Système complémentaire d'arrêt d'urgence
Parallèlement aux vérifications effectuées dans le cadre des études "durée de vie" vis-à-vis des différents modes de dommages pouvant être envisagés pour les structures internes du réacteur, notamment concomitamment à un séisme, l'exploitant, répondant en cela aux demandes insistantes de l'Autorité de sûreté, a entrepris d'équiper le réacteur d'un système d'arrêt complémentaire (SAC), distinct du système des barres de commande normal, et conçu mécaniquement pour être capable de s'insérer dans le réseau d'un coeur endommagé pour en assurer l'arrêt sûr dans des conditions thermiques acceptables.
Ce dispositif, à ce jour réalisé, est disponible sur le site et sera prochainement mis en place dans le réacteur. Il permettra donc, conformément au principe de la défense en profondeur, de repousser à un niveau d'occurrence extrêmement faible un accident majeur au niveau du coeur du réacteur.
6 - Permanence de l'évacuation de la puissance
La garantie de la permanence de la sûreté de l'installation se fonde sur, d'une part, l'assurance de la possibilité de l'arrêt sûr du réacteur et, d'autre part, la permanence de l'évacuation de la puissance résiduelle, notamment en cas de disparition des circuits normaux d'évacuation.
A l'initiative de l'Autorité de sûreté, l'exploitant a, dans cette perspective, réexaminé les dommages susceptibles d'affecter les systèmes chargés d'assurer cette fonction d'évacuation de la puissance, lors des situations accidentelles telles qu'un séisme ou un grand feu de sodium dans le bâtiment des générateurs de vapeur.
Les études de réévaluation effectuées en matière de séisme ont montré la nécessité de procéder à des adaptations et renforcements en ce qui concerne les structures de certains bâtiments contenant les circuits normaux et de secours d'évacuation de la puissance.
De même, les résultats des études des grands feux de sodium, ont conduit l'exploitant à mettre en place un certain nombre de dispositifs propres à en limiter l'ampleur, la propagation et les effets résultants.
7- Perspective pour une reprise du fonctionnement en puissance
Dans les mois qui viennent, l'Autorité de sûreté sera amenée à se prononcer sur les conditions suivant lesquelles il lui paraît possible d'envisager la reprise du fonctionnement en puissance du réacteur Phénix; elle le fera en s'appuyant sur les avis de ses appuis techniques et, notamment, celui du groupe permanent d'experts chargé des réacteurs qui aura à vérifier la validité des résultats de l'ensemble des dossiers d'études établis par l'exploitant.
Dans l'hypothèse où cette possibilité serait effectivement confirmée, l'échéance de cette reprise du fonctionnement restera bien entendu subordonnée à l'état d'avancement des nombreux chantiers ouverts et des fabrications des composants de remplacement en cours. En tout état de cause, un retour à une situation "nominale" ne saurait être envisagée avant 1998, année également prévue pour la remise à jour du référentiel de sûreté de l'installation, en correspondance formelle avec sa seconde "évaluation de sûreté décennale".
II COMMENTAIRES GSIEN
QUELQUES RÉFLEXIONS A PROPOS DE LA SÛRETÉ
Les analyses de sûreté transmises par la DSIN au Conseil Supérieur de Sûreté et d'Information Nucléaires sont assez lapidaires et il est toujours bon de pouvoir "décrypter" le contenu du message, d'en souligner les lacunes -quand on s'en aperçoit- ce que je vais tenter rapidement de faire ici sur quelques exemples, en m'attachant à deux sortes de lacunes : soit l'analyse du phénomène est incomplète, soit le phénomène lui-même a disparu, apparemment du moins, du champ des comptes-rendus car il ne donne plus lieu à des incidents repérables dans l'immédiat [on espère néanmoins que les investigations continuent ! ].
Les "turbulences" hydrauliques.
A propos du démarrage de CHOOZ B (2 réacteurs B1, B2 de 1450 MWé du nouveau palier N4) il est dit dans le compte-rendu de la séance du CSSIN du 24 septembre 1996 "A ce jour, le fonctionnement des installations de la centrale de CHOOZ B n'a pas conduit à observer d'anomalie notable". Pourtant une page plus loin il est indiqué une augmentation "inexpliquée" des "performances hydrauliques" qui pourrait avoir des "conséquences défavorables sur la sûreté", à savoir : "augmentation du temps de chute des grappes d'arrêt de la réaction nucléaire et maintien mécanique insuffisant des assemblages combustibles".
Comme c'est gentiment dit, des grappes de contrôle qui ne tomberaient pas assez vite alors que les assemblages de combustible se feraient la paire...
Les instabilités hydrauliques préoccupent les autorités de sûreté de nombreux pays depuis longtemps car elles sont responsables de nombreux phénomènes "défavorables" pour utiliser l'euphémisme de la DSIN. Ainsi, bien qu'il ne s'agisse pas du même type de réacteur et donc, vraisemblablement, d'un phénomène physique un peu différent, ce sont des instabilités thermo-hydrauliques qui ont été rendues responsables des oscillations de puissance observées dans les réacteurs américains à eau bouillante BWR (Nucleonics Week, july 21, 1994) et qui embêtent beaucoup la NRC (les autorités de sûreté américaines, l'équivalent de notre DSIN).
Dans le descriptif de la DSIN il n'y a que 2 "conséquences défavorables". Il y a là certainement une lacune : l'usure et la fissuration des gaines des barres de contrôle.
Reportons-nous à un incident survenu sur Gravelines4 le 1er avril 1989 : un ressort, dont la fonction est de maintenir en place l'alliage neutrophage Argent-Indium-Cadmium de la barre de contrôle, à l'intérieur de sa très fine gaine en acier, s'est échappé vers l'extérieur et a coincé la barre dans le tube de guidage. Il y aurait eu usure de la gaine par les turbulences hydrauliques et fissuration du gainage [1]. A l'époque il a été question de faire des études pour améliorer le gainage et en particulier d'augmenter l'épaisseur de la paroi. Je suppose que cela a été fait depuis. Mais qu'en est-il, même avec une paroi plus épaisse, si l'on augmente les turbulences hydrauliques avec un groupe motopompe primaire aux performances "améliorées" ? Que va-t-il se passer du côté de l'usure et de la déchirure de la gaine, du "wear and tear" comme disent les anglo-saxons ?
Il est donc étonnant que ce phénomène physique n'ait pas été évoqué. C'est pourtant quelque chose d'important. En effet l'alliage de composition en poids 80% d'argent, 15% d'indium et 5% de cadmium fond à une température voisine de 800°C . En cas d'échauffement local par perte de réfrigérant, si cette température est atteinte l'alliage va fondre (avec de plus une grande volatilité du cadmium comme l'a indiqué l'éminent physico-chimiste Gulbransen). Si la gaine est déchirée le liquide s'échappe et une partie du coeur se retrouve sans système de barre de contrôle [1].
A Fessenheim, d'après les réponses faites par la direction de la centrale aux questions posées par Solange Fernex lors du débat régional sur l'énergie, les défauts trouvés sur les gaines des barres de contrôle étaient de trois types : percement de gaine, perte d'épaisseur, gonflement [2].
Quittons les barres de contrôle mais restons-en aux phénomènes hydrodynamiques.
Turbulences hydrauliques et fissuration des manchons des couvercles de cuve.
On se souvient qu'EDF a dû changer tous les couvercles des réacteurs à cause de la fissuration des manchons en inconel 600 permettant le passage des tiges de commande des barres de contrôle et que ça a été un beau bazar (et une aubaine pour Creusot-Loire). Pendant plusieurs mois on a fait des prévisions. EDF annonçait que seuls les "dômes chauds" présenteraient le phénomène. Cela paraissait logique puisque le temps d'amorçage des fissures dépend de la température et plus c'est froid plus le temps d'amorçage est long. L'Inspecteur général de la sûreté à EDF, M. P. Tanguy, énonçait les lois de propagation des fissures dans son rapport de sûreté 1991. Hélas, dômes chauds, dômes froids même combat : les deux séries de réacteurs 900 MWé et les 1300 MWé, tout le parc était affecté. Comment expliquer un tel cafouillage des métallurgistes ?
A cette occasion on s'est aperçu de l'absence d'archivage à EDF, de l'absence de spécifications de soudage, d'une grande variété non répertoriée des conditions mêmes de fabrication de l'alliage etc. (Pour nous ce n'était qu'une réédition de ce que nous avions constaté pour les aciers des lignes de vapeur de Fessenheim, voir Gazette 113/114 mars 1992).
On n'a jamais plus entendu parler des couvercles. Comment expliquer cette fissuration qui, bien sûr dépend du niveau de contrainte et de l'état du matériau des manchons mais qui, d'une façon incompréhensible, paraissait indépendante de la température des dômes, qu'elle soit de 290, 315 ou 319°C ?
Une hypothèse : sur les couvercles, et ça on le sait, il n'y avait pas de capteurs permettant de connaître la température réelle. Les températures des différents dômes sont des valeurs calculées. Mais ces calculs ne tiennent pas compte des perturbations importantes de température entraînées par les turbulences hydrauliques dans la cuve...Est-ce modélisable d'une façon correcte ?
Ainsi sur cet exemple on voit que le phénomène a été complètement escamoté une fois les couvercles changés. C'est quand même important le retour d'expérience ?
L'acier des cuves de réacteur
Sous irradiation neutronique l'acier des cuves vieillit ; il vieillit mal car il se fragilise. La température de transition ductile-fragile augmente au cours du temps. De -20°C au départ elle est de l'ordre de 80-90°C en fin de vie du réacteur. Il est recommandé que l'acier de la cuve soit toujours dans le "palier ductile". En fin de vie, si la température de la cuve s'abaisse brutalement, on passe la température de transition ductile-fragile avec risque de fissuration et même de rupture brutale de la cuve.
Pour suivre l'évolution de cette température de transition, des "éprouvettes" de contrôle sont placées dans différents endroits de la cuve, plus ou moins près du coeur afin de simuler des temps d'irradiation différents. On suppose bien sûr, que ces éprouvettes minces, parfaitement détensionnées et exemptes de ségrégations, représentent raisonnablement l'état de l'acier de la cuve (ce qui est peut-être loin d'être le cas).
La séance du 14 mars 1995 du CSSIN était consacrée aux « Réacteurs à eau sous pression. Tranches de 900 MWe. Enseignements tirés des premières visites décennales ». On peut lire à la page 4 : « Toutefois le programme de surveillance a mis en évidence certaines anomalies dans l'évolution des caractéristiques d'éprouvettes irradiées tirées de zones soudées. Alors que l'évolution prévue de la température fragile-ductile, faisait passer celle-ci de -20°C pour le matériau non irradié à 90°C en fin de vie (40 ans ) [souligné par moi], dans le cas des cuves de Fessenheim 1 et de Bugey 5, la température de transition estimée pour 20 ans de fonctionnement est bien plus élevée que pour les autres cuves ; elle atteint respectivement 87°C et 88°C. La confirmation de ce constat par le suivi ultérieur des propriétés mécaniques de ces zones soudées pourrait conduire à une réduction de durée de vie prévue pour ces deux réacteurs » [souligné par moi].
Qu'a donné le suivi des propriétés mécaniques ?
Quand appliquera-t-on en France le principe de précaution ? 87-88-90°C... Fessenheim a 20 ans cette année et l'acier de sa cuve est fragilisé. Une conclusion s'impose : il faut fermer Fessenheim avant qu'il y ait des problèmes sur la cuve. Idem pour Bugey 5.
Cette décision serait conforme à ce que déclarait M. Pierre Tanguy après l'accident de Three Mile Island :
« Il n'est pas bon pour la sûreté de poursuivre le fonctionnement d'une installation qui n'est pas en excellent état (...)» [Cité par Patrick Lagadec dans son livre Le risque technologique majeur, Pergamon Press, 1981,p. 387].
J'inclus ici une lettre adressée en novembre dernier à M. Daniel Quéniart, Directeur délégué à la Sûreté, (Institut de Protection et de Sûreté Nucléaire) afin de mettre en évidence à quelle gymnastique on doit se livrer par rapport aux informations que l'on obtient car souvent la main droite ignore ce que fait la main gauche ce qui aboutit à minimiser les risques de rejets radioactifs dans l'environnement:
"Dans votre article intitulé "Les bases techniques des plans d'urgence " (Contrôle, n°108, décembre 1995) vous indiquiez à propos du terme source S2 : « "le terme source" S2 couvre aussi certains cas d'inétanchéité de l'enceinte de confinement, soit préexistante, soit se produisant au cours de la séquence accidentelle». Vous indiquiez « la mise en place d'une procédure permettant de repérer et de pallier les cas d'inétanchéité de l'enceinte de confinement. L'ensemble de ces dispositions ont pour but d'éviter tout rejet dans l'environnement par un cheminement sans filtration. Les conséquences des séquences accidentelles de "niveau S2" sont alors ramenées au "niveau S3" ». Vous admettez ainsi que sur nos réacteurs les séquences accidentelles de "niveau S2" peuvent être ramenées à des séquences de "niveau S3" moins pénalisantes quant à leurs conséquences pour l'environnement.
Or certaines enceintes de nos réacteurs ont montré une inétanchéité lors des essais de mise sous pression avant leur démarrage. C'est par exemple le cas de Belleville (Cher). Les tentatives de colmatage des fuites n'ont pas été -à notre connaissance- entièrement couronnées de succès.
Rappelons à ce propos le rapport de l'IPSN sur « le vieillissement des centrales nucléaires REP. Actions menées par l'IPSN ». (Gazette Nucléaire n°129/130 déc. 1993, p. 32). Ce rapport indiquait que le béton de certaines enceintes (Flamanville, Belleville, Nogent) « présentent des cinétiques de fluage plus importantes que prévu et cette situation pourrait conduire à une perte d'étanchéité en cas d'accident » (souligné par moi).
Laisser fonctionner ces réacteurs dont l'enceinte n'est pas conforme aux normes n'est-ce pas une violation impardonnable de la culture de sûreté ?
N'est-il pas optimiste de laisser croire qu'un terme source S2 ne peut être généré sur nos réacteurs alors que l'IPSN souligne la possibilité de perte d'étanchéité de l'enceinte pour ces bétons qui fluent ?
Je vous serais bien obligée si vous pouviez me fournir des informations complémentaires à ce sujet.
Les tubes GV constituent-ils les 2ème et 3ème barrières?
Bien sûr il y aurait encore beaucoup à dire : par exemple la rupture d'un tube du générateur de vapeur sur le réacteur belge de Tihange en juillet dernier. Au fait en aviez-vous entendu parler dans les médias ? Cela entraîne une phrase sibylline de la DSIN :« En France il y aurait eu arrêt du réacteur dès le 2 juillet. En revanche, la conception des réacteurs français aurait conduit, si la rupture avait eu lieu malgré cela, à l'arrêt d'urgence et au déclenchement de sécurité, ce qui rend plus délicate la conduite ultérieure pour ramener le réacteur dans un état sûr » [souligné par moi].
Dans la stratégie de défense en profondeur les tubes de générateur de vapeur constitueraient la 2ème barrière en cas d'accident. Voyons ce que dit à ce propos le livre de Jacques Libmann « Approche et analyse de la sûreté des réacteurs à eau sous pression » publié avec l'imprimatur de l'Institut National des Sciences et Techniques Nucléaires et du CEA.
On lit : « le risque de rupture complète d'un tube de générateur de vapeur n'a pas échappé aux concepteurs de ce type de réacteur ». La probabilité d'un tel événement a été évaluée « inférieure à 10-4 par an et par réacteur ». La suite du texte est pleine d'enseignement : « Malheureusement, l'expérience mondiale montre que la probabilité d'un tel événement est nettement supérieure à cette limite ». La valeur donnée par l'auteur est 100 fois supérieure à la valeur calculée qui a été prise en compte pour évaluer la sûreté des réacteurs...
L'auteur précise : « Il est intéressant [intéressant pour qui? pour ceux qui subiront les conséquences d'un accident?] à ce stade de décrire très brièvement ce qui se passe lors d'un accident de rupture complète d'un tube de générateur de vapeur, si les opérateurs laissent l'installation se comporter sous la seule influence des automatismes [...] ». L'auteur conclut : « on finirait alors par dénoyer les éléments combustibles provoquant la rupture des gaines et le transfert direct des produits de fission volatils vers l'environnement, situation véritablement catastrophique ». L'auteur se reprend en disant que cette situation possible est « heureusement peu vraisemblable ». Mais il faut le croire sur parole car il ne donne aucune indication pour justifier cette affirmation de catastrophe peu vraisemblable mais cependant possible.
Ainsi, l'automatisme n'est pas la solution à tous nos maux, l'intervention humaine est nécessaire mais alors l'erreur humaine (des opérateurs et des concepteurs de la sûreté) se pointe. L'énergie nucléaire, compte tenu de ses conséquences est une activité qui ne supporte pas le droit à l'erreur, fondement de toute activité humaine.
Finalement les études de sûreté des réacteurs concernant la rupture des tubes de générateur de vapeur sont fausses d'un facteur 100 par rapport à la réalité. Cela ne semble pas choquer les experts de la sûreté des réacteurs nucléaires.
[1] Le Commandant Robert Green nous a communiqué le dossier d'enquête publique concernant le réacteur nucléaire de Hinckley Point C au Royaume-Uni avec l'audition de Don Arnott qui a analysé pour Friends of the Earth (UK) l'incident de Gravelines et ses conséquences pour la sûreté.
[2] Solange Fernex, Gazette Nucléaire 143/144 juillet 1995.