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Timestamp: 2018-03-18 17:26:27+00:00
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Matched Legal Cases: ['arrêt ', "l'article 15", 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', '§6', '§8', 'arrêt ', 'in fine', 'arrêt ']

G@zette N°268, mai 2013
Introduction au dossier Fessenheim
Pour les réacteurs se mélangent la visite décennale (VD) et les évaluations complémentaires de sûreté (ECS) suite à Fukushima, il n’en reste pas moins que l’ensemble des limites (fluence ou nombre de neutrons atteignant les matériaux (cuve en particulier) sont recalculées à l’aide de modèles: on essaie, de surcroît de les confronter à des résultats de mesures anticipant les effets à long terme. Ce serait une démarche prudente si les résultats étaient faciles à interpréter: ce n’est pas le cas.
Tout d’abord les mesures reposent sur des échantillons de métal ou de soudure qui ne représentent pas la cuve (petits morceaux provenant des têtes et pieds des lingots) et de plus ces essais sont destructifs: l’échantillon ne sert qu’une fois.
I - Quelques remarques concernant la Mécanique (extrait du rapport VD3 FSH1-annexe 6 et reprise en VD3 FSH 2)
La notion de température de transition.
Cette notion est utilisée de manière systématique dans l’approche de sûreté vis-à-vis de la rupture, au point qu’on pourrait penser que la rupture est impossible quand la température de fonctionnement est au-dessus de la température de transition. Il n’en est rien car elle sépare seulement deux domaines dans lesquels le comportement est différent vis-à-vis de la rupture. Au-dessous de cette température, le risque de rupture brutale (dite fragile) est très élevé et il faut absolument s’en prémunir. Toutefois, la rupture est possible au-dessus de la température de transition (dans le domaine dit ductile) si l’amplitude du chargement appliqué et l’énergie disponible sont suffisants. Mais, on peut espérer que le caractère ductile du matériau permettrait de dissiper une quantité importante d’énergie, épuisant ainsi celle fournie par le chargement accidentel avant que l’ampleur des dégradations n’atteigne un niveau catastrophique au plan de la sûreté. L’état «ductile» du matériau ne constitue donc pas une garantie absolue, en particulier vis-à-vis de chargements à grande réserve d’énergie comme les chargements en pression.
Il faut rappeler que cette approche, conséquence de la grande taille des cuves nucléaires, est quelque peu paradoxale. En effet, le fonctionnement dans le domaine ductile ne permet pas d’envisager l’existence de fissures traversantes stables qui, dans les « anciens » organes en pression, se signalaient par une fuite (de vapeur) détectable servant d’alerte sans encore présenter un risque majeur.
La définition d’un seuil de sécurité en termes d’écart entre température de transition et température de fonctionnement n’est quantitativement pas parlante. Rappelons qu’en réponse à cette remarque un calcul demandé à EDF en VD2 a montré que le défaut acceptable était, dans le cas le plus défavorable, pour Fessenheim I, 4,9 fois plus grand que le défaut détecté (et 3,6 fois pour Fessenheim I). En dix ans, ces facteurs se sont obligatoirement réduits.
La température de transition n’est pas une notion précise. On la mesure à partir d’un ensemble d’essais de résilience. Plus précisément, on mesure un écart par rapport à la température de transition du métal sain (RTndt initiale) mesurée une fois pour toutes de manière indépendante. Ces essais sont réalisés sur une plage de température à l’intérieur de laquelle on observe une variation de la réponse (énergie dissipée dans la rupture dynamique d’une éprouvette normalisée) à un même chargement. Pour un état donné du matériau, chaque point de mesure consomme une éprouvette, raison pour laquelle une capsule de d’irradiation contient une vingtaine d’éprouvettes «Charpy» (par référence à l’inventeur de l’essai de résilience) et il faut un grand nombre de points pour observer la température vers laquelle se situe la variation de la réponse recherchée. L’écart en RTndt est ainsi défini avec une assez faible précision (une trentaine de degrés).
Les essais de résilience, apparentés aux essais normalement utilisés pour déterminer la ténacité, sont différents. Il n'est donc pas garanti que la température de transition de la résilience évolue de la même façon que la température de transition de la ténacité (qui est le paramètre physique utilisé dans les calculs) et dépende de la même façon des divers paramètres (chimie, fluence, etc.). Il faudrait compléter les essais de résilience par des essais de mécanique de la rupture pour estimer l’écart entre les deux approches. On ne nous a pas signalé, d’avance significative depuis 10 ans dans les recherches effectuées dans ce domaine
En outre, l’état du métal est rapporté à la fluence (souvent abusivement au temps équivalent de fonctionnement) et sa mesure dans les capsules est faite avec des capteurs dont le spectre ne couvre pas tous les neutrons (certains ne pouvant être détectés). On est donc dans une approche qui reste relative.
Quelques incertitudes de l'analyse de sûreté.
La taille de la fissure.
L’amélioration des capacités de détection de la MIS est fondamentalement liée à l’amélioration du traitement numérique de l’information très complexe acquise par des capteurs à ultrasons. Dit très schématiquement, la présence de la fissure induit des réflexions d’ondes qui n’existeraient pas sans sa présence. En utilisant plusieurs capteurs, on peut détecter l’endroit de la fissure et sa taille. C’est le même principe que celui de l’échographie. La traduction des signaux en images visibles nécessite l’utilisation de puissants logiciels de traitement d’image mettant en jeu des méthodes mathématiques sophistiquées.
Elles sont validées, en laboratoire, par la mesure de fissures connues. Mais il n’y a aucun moyen de prouver qu’il n’existe pas de fissure qui puisse échapper à cette technique d’auscultation.
Une évidence est qu’on mesure de la ténacité d'un matériau au moyen d'essais destructifs. On ne peut donc directement mesurer la ténacité en place mais seulement dans une éprouvette considérée comme représentative du matériau.
Un élément important de l'évaluation des incertitudes de l'analyse de sûreté va donc être d'estimer la représentativité des éprouvettes utilisées pour mesurer la ténacité.
La ténacité dépend principalement des paramètres suivants : composition chimique initiale du matériau - procédés de fabrication (type d'usinage, traitements thermiques) – température - état de vieillissement sous l'effet de l'irradiation neutronique (la fluence) - vitesse de sollicitation - état de triaxalité des contraintes.
Les deux derniers points sont rarement évoqués car ils sont difficiles à mesurer. La vitesse de déformation a un effet qui va pourtant dans le même sens que la baisse de température et peut donc contribuer à aggraver le risque en cas de choc (explosion ou choc thermique). Le caractère épais de la cuve (par rapport aux éprouvettes plus minces) est également un facteur aggravant.
Évaluation des effets de la fatigue pour la cuve.
La fatigue procède de phénomènes apparentés à la rupture, mais dont la connaissance est beaucoup plus empirique. L’explication physique de ce phénomène est l’existence de fissures non-détectables au voisinage desquelles la contrainte n’est pas élastique. Sous l’effet des chargements répétés, la déformation plastique augmente localement, provoquant une croissance de la fissure. C’est le phénomène qu’on utilise pour rompre un fil de fer (un trombone par exemple).
L’estimation de la fatigue relève de «l’analyse des situations». Elle est basée sur des résultats empiriques et en quantité limitée car la fabrication d’une «courbe de fatigue de référence» requiert un très grand nombre d’essais.
Cette courbe de fatigue montre que le nombre de cycles conduisant à la rupture diminue avec l’amplitude du cycle. Elle est sujette aux mêmes critiques fondamentales que toutes les courbes obtenues de manière statistique (puisqu’on peut toujours imaginer l’existence d’une situation catastrophique à probabilité très faible). C’est pour cette raison que la courbe servant au calcul est décalée par rapport à la courbe expérimentale.
Le principe utilisé dans ce qui est appelé le «décompte des situations» est de comparer les occurrences de chargement constatées aux occurrences de chargement acceptables. En situation réelle, le chargement n’est pas uni axial. La notion de cycle n’est donc plus évidente et, pour rapprocher les grandeurs multiaxiales des valeurs expérimentales uni axiales, on doit utiliser des notions d’équivalence dont on n’a pas vérifié la pertinence pour la fatigue.
Ensuite, la difficulté principale est d’ajouter les effets de chargements d’amplitude différente, (pour simplifier). On applique une règle consistant à dire que la même nocivité, quelle que soit l’amplitude, est la même proportion du nombre de cycles permis et l’on ajoute les nocivités. Cette approche n’est malheureusement pas intrinsèque et son caractère conservatif n’est pas prouvé.
On doit donc avoir, une fois de plus, recours à des marges d’ignorance qui, pour le cas de la cuve, semblent heureusement assez larges.
2 - RESUME DU RAPPPORT D’EXPERTISE (juin 2012)
Une Visite Décennale d’un réacteur est un moment très important. En effet, cette visite est l’occasion de réaliser un check-up aussi complet que possible de l’installation. Elle permet donc de tester avec soin deux éléments non remplaçables dans un réacteur: la cuve et l’enceinte de confinement, et d’effectuer des contrôles sur des milliers de composants (robinets, vannes, tuyauteries, connecteurs, électronique, ...)
- remplacement des générateurs de vapeur avec une durée de chantier de 128 jours + 35 jours (panne de grue, traitement des défauts de soudures) ;
- contrôle de la cuve ;
- contrôle du circuit primaire: tenue à une pression de 206 bars (155 bars en fonctionnement) ;
- contrôle de l’étanchéité de l’enceinte de confinement ;
- réalisation de nombreuses maintenances programmées (50 jours) et 59 jours d’intervention suite à des difficultés rencontrées sur la chaîne de mesure neutronique, de contrôles supplémentaires (câbles, clapet…) ;
- intervention en réalisation fortuite sur des parties du pressuriseur (cannes chauffantes permettant de maintenir d’ajuster la température, donc la pression) ;
- mettre en évidence hors zone cœur (virole B porte-tubulure) un défaut sur cette virole contrôlée pour la première fois en VD3.
EDF déclare que ces deux défauts sont de construction et non-évolutifs. Le GSIEN émet des doutes sur l’origine des défauts et leur non-évolution, en particulier à propos de la fissure dont la longueur estimée a augmenté et de celle de la virole B dont c’est le premier examen (!).
L’acier de la cuve est soumis à un bombardement neutronique qui fait évoluer l’acier et le fragilise. Le flux de neutrons que reçoit la cuve s’appelle la fluence neutronique. Plus la fluence est élevée plus l’acier se fragilise rapidement. Cette fragilisation se manifeste par une diminution de la tenue à la rupture du matériau lié à la présence de défauts dans le métal, d’où l’importance de la présence de 5 défauts classés notables constatés en zone de cœur de Fessenheim 2. Par ailleurs, il existe un programme de surveillance basé sur l’étude d’éprouvettes disposées près du cœur du réacteur. Ces éprouvettes reçoivent une fluence plus élevée que l’acier de la cuve, ce qui permet d’anticiper le comportement des matériaux de ces éprouvettes. Restent les questions encore ouvertes de leur représentativité du matériau de la cuve et de l’estimation de la fluence. EDF a mis en évidence que les températures de transition ductile/fragile (passage d’un état dans lequel l’acier peut tolérer des déformations plastiques à un état où l’acier est cassant) évaluées à l’aide des éprouvettes sont plus faibles (54°C) que celles qui sont calculées avec les formules d’évolution (80°C) et ce avec une incertitude de 15 à 20%.
Le GSIEN ajoute: «La tenue de la cuve en conditions pénalisantes, notamment incidentelles, relève de nombreux paramètres. Or, sur la plupart de ces paramètres, dont la caractérisation des matériaux (RTndt et défauts éventuels préexistants) ou la (les) sollicitation(s) (transitoire) on se heurte non seulement à des incertitudesdifficiles à quantifier mais à des manques de connaissances. Il est alors difficile de parler de marges et de leur faire confiance.»
Cette épreuve a pour but de vérifier que l’enceinte : assure son rôle de confinement vis-à-vis de l’environnement et a un bon comportement mécanique.
L’étanchéité doit être assurée par l’enceinte de béton doublée intérieurement par une peau métallique (liner)
Les mesures indiquent que le taux de fuite est largement inférieur au débit de fuite admissible. L’enceinte assure donc son rôle de confinement.
Le GSIEN considère, en revanche, que la vérificationde la peau interne, réduite au contrôle de 5 plaques, est insuffisantepour prétendre qu’il n’y a aucune évolution de cette peau métallique. En VD3, ceci n’influe pas sur le rôle de confinement de l’enceinte.
Le pressuriseur est un «petit réservoir» d’environ 12 m de haut dont la fonction est de maintenir la pression du circuit primaire à 155 bars. Pour la régulation en température, il est doté de 78 chaufferettes ou cannes chauffantes. Sur ces 78 cannes chauffantes, 27 ont été remplacées en VD3. Des arrêts sont prévus en 2013, 2015 et 2018 pour remplacer les 51 encore en place, mais susceptibles de tomber en panne.
- la maîtrise de la formation des intervenants, la maîtrise de la réalisation des chantiers (qualité des fiches de travail), la surveillance de la radioprotection (voir lettres de suite d’inspection de l’ASN) ;
- la tenue du radier en séquence accident grave qui reste une question majeure: le GSIEN n’a pas été destinataire des dossiers techniques sur ce sujet. Il avait été évoqué un épaississement du béton.
Poursuite d’exploitation du réacteur n°2
Rapport à l’intention de la ministre de l’Ecologie, du développement durable et de l’énergie
CODEP-str-2013-022489
Extrait pages 20 à 22
5.2 EXAMEN DE CONFORMITÉ
L'examen de conformité consiste en la comparaison de l’état de l’installation au référentiel de sûreté et à la réglementation applicables, comprenant notamment son décret d’autorisation de création et l’ensemble des prescriptions de l’ASN. Cet examen de conformité vise à s’assurer que les évolutions de l’installation et de son exploitation, dues à des modifications ou à son vieillissement, respectent l’ensemble de la réglementation applicable et ne remettent pas en cause son référentiel de sûreté. Cet examen décennal ne dispense cependant pas l'exploitant de son obligation permanente de garantir la conformité de son installation.
Selon les thématiques abordées, EDF s'est notamment assuré de la bonne intégration des dispositions ou des modifications programmées par ses centres d'ingénierie, de la bonne réalisation des opérations de maintenance et des essais périodiques prévus par les documents d'exploitation, de la prise en compte du risque sismique pour la tenue de certains équipements et de la conformité par rapport aux plans.
L'examen de conformité, qui a pris la forme de contrôles documentaires ou in situ, a porté sur dix thèmes sur lesquels l'ASN a donné son accord en septembre 2005:
- quatre thèmes ont été examinés sans contrôle spécifique in situ: le retour d'expérience de l'inondation de la centrale nucléaire du Blayais (Gironde) en 1999, le risque d'incendie, le génie civil et la tenue du tube transfert du combustible entre les bâtiments réacteur et combustible ;
- trois thèmes ont été examinés par des contrôles majoritairement matériels réalisés sur le réacteur: les ancrages, le supportage des chemins de câbles et la ventilation ;
- trois thèmes ont été examinés par des contrôles majoritairement documentaires: le séisme événement, l'opérabilité des matériels mobiles appelés dans les procédures de conduite incidentelle et accidentelle et le risque de criticité.
5.2.2 Principaux résultats des contrôles et examens réalisés lors de la troisième visite décennale
Afin de s’assurer de la conformité du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim au référentiel de sûreté et à la réglementation applicables, EDF a réalisé des examens documentaires et effectué, lors de la troisième visite décennale, de nombreux contrôles détaillés ci-après.
* Retour d'expérience de l'inondation de la centrale nucléaire du Blayais
À l’occasion de la troisième visite décennale, EDF a examiné si les actions de protection de la centrale nucléaire de Fessenheim décidées dans le cadre de la prise en compte du retour d'expérience de l'inondation de la centrale nucléaire du Blayais (Gironde) en 1999 avaient été effectivement mises en œuvre.
En 2008, à l’occasion de la mise à jour du «dossier de site - stade 3» de la centrale nucléaire de Fessenheim relatif au retour d’expérience de l’inondation de la centrale nucléaire du Blayais, EDF a notamment réalisé les modifications suivantes:
- réévaluation de la crue millénale majorée de sécurité (CMS) à 206,26 m NN (Mètre Normal Null: système altimétrique, permettant à la fois le couplage transfrontalier du modèle et un retour simple aux coordonnées altimétriques en vigueur dans les différents pays, adopté de part et d'autre du Rhin)
- prise en compte des percolations sous le talus de protection de l’eau se trouvant dans la Plaine d’Alsace ;
- mise en place d’un talus de protection de la plateforme de la centrale nucléaire et d’un dispositif de reprise des eaux de remontée de la nappe ;
- réévaluation du niveau maximal de la nappe phréatique à 205,50 m NN ;
- consolidation des digues aval des barrages de Kembs et d’Ottmarsheim ;
- mise en place d’un seuil au niveau de la station de pompage pour faire face au risque de défaillance d’ouvrage hydraulique ;
- rehausse des matériels électriques du poste de distribution électrique ;
- mise en étanchéité de toutes les trémies situées sous le niveau du terrain naturel et jusqu’à 20 cm.
Sur la base des éléments qu’elle a analysés, l’ASN note que les modifications annoncées ont été réalisées et considère que le réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim est conforme au référentiel applicable pour ce thème.
À l’occasion de la troisième visite décennale, EDF a procédé à des examens visuels des ouvrages de génie civil du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim.
Ces examens ont permis de montrer que le réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim est dans l’ensemble conforme au référentiel applicable et que les programmes d’entretien sont correctement appliqués. Les défauts mis en évidence à l’occasion de ces examens font par ailleurs l’objet d’un traitement adapté en fonction de leur impact sur la sûreté. L’ASN estime néanmoins que les délais de traitement de ces défauts doivent, en tout état de cause, être courts. Indépendamment de leur niveau de sûreté, l’ASN impose donc à l’exploitant dans sa décision en référence [26] de résorber l’ensemble de ces écarts avant fin 2013.
À l’occasion de la troisième visite décennale, EDF a vérifié l’ancrage des matériels importants pour la sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim.
Ces contrôles ont montré que la plupart de ces équipements sont ancrés conformément aux plans d’exécution et que les programmes de maintenance des ancrages sont adaptés aux modes de dégradation
Par rapport aux éléments qui lui ont été fournis, l’ASN note que l’ensemble des écarts relevés à cette occasion ont fait l’objet d’un traitement approprié et considère par conséquent que le réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim est conforme au référentiel applicable pour ce thème.
* Supportage des chemins de câbles
À l’occasion de la troisième visite décennale, EDF a examiné la résistance aux séismes de la structure mécanique des chemins de câbles.
À l’occasion de la troisième visite décennale, EDF a contrôlé et réparé si nécessaire les systèmes de ventilation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim conformément au programme de maintenance qui leur est applicable.
Ces contrôles ont permis de montrer que les systèmes de ventilation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim sont globalement conformes au référentiel de maintenance qui leur est applicable. Le seul système en écart a été corrigé.
L’ASN a réalisé une inspection le 30 janvier 2013 visant à contrôler la bonne mise en œuvre des vérifications exigées sur les ancrages et la ventilation. Cette inspection a fait l’objet d’une lettre de suites en ligne sur son site www.asn.fr.
5.2.3 Conclusions de l'examen de conformité
Les thèmes techniques liés à la tenue au séisme du tube de transfert, aux ancrages, aux supportages des chemins de câbles, à la ventilation, à l'opérabilité des moyens mobiles et à la criticité ont fait l’objet de constats d’écarts mineurs. Ces derniers ont généralement pu être traités par EDF avant le redémarrage du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim par une réparation, l’intégration d’une modification adaptée ou le maintien en l’état justifié par une analyse.
Concernant les matériels importants pour la sûreté, aucun écart susceptible d’avoir une incidence relative au respect des exigences n'a été relevé.
Il ressort du bilan d'examen de conformité du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim que, d'une manière générale, les dispositions retenues par EDF pour corriger les écarts (caractérisation et délai de traitement), tant matériels que documentaires, sont jugées satisfaisantes.
Ces éléments n’obèrent toutefois pas la poursuite d’exploitation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. Les écarts constatés ont été levés par l’exploitant.
Extrait page 35 à 37
6. CONTRÔLES RÉALISÉS EN VISITE DÉCENNALE
La troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim s'est déroulée du 16 avril 2011 au 6 mars 2012. Cet arrêt a été l’occasion pour EDF de réaliser de nombreux contrôles opérations de maintenance.
6.1 PRINCIPAUX CONTRÔLES ET ESSAIS
6.1.1 Chaudière nucléaire
Les circuits primaire et secondaires principaux ont fait l'objet d'une requalification conformément à l'article 15 de l'arrêté du 10 nov 1999. Cette requalification comprend une visite complète de l'appareil, une épreuve hydraulique et un examen des dispositifs de sécurité.
Les épreuves hydrauliques ont été supportées de façon satisfaisante par les équipements concernés. Les contrôles effectués n’ont montré aucune déformation ou fuite de nature à remettre en cause leur intégrité. Au vu des résultats des épreuves hydrauliques, des comptes-rendus détaillés des visites des appareils ainsi que du bilan des examens des dispositifs de sécurité, les résultats des requalifications ont été jugés satisfaisants et l'ASN a établi les procès-verbaux de requalification des appareils.
Le contrôle exhaustif des tubes de générateur de vapeur n'a donné lieu à aucun bouchage supplémentaire par rapport à la situation décrite au paragraphe 4.6 du présent rapport.
Cas particulier des défauts sous revêtement des viroles de cœur C1 et C2
Les cinq défauts de fabrication présents sous le revêtement des viroles de cœur C1 et C2 du réacteur n°2 de la centrale de Fessenheim et décrits au paragraphe 4.5 du présent rapport n'ont pas évolué de façon significative par rapport aux visites précédentes. La tenue mécanique de ces défauts et l’absence de risque de rupture brutale de l’équipement dans toutes les catégories de situations ont été justifiées pour la période de dix ans suivant la troisième visite décennale du réacteur.
Cas particulier du nouveau défaut de la virole porte-tubulure
De nouveaux outils de contrôles mis en œuvre en 2011 à l'occasion de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim et décrits au paragraphe 4.5 ont permis d’examiner la virole porte-tubulure B pour la première fois. Cette nouvelle technologie d’examen a permis d’identifier un défaut de fabrication. La tenue mécanique de ce défaut et l’absence de risque de rupture brutale de l’équipement dans toutes les catégories de situations ont été justifiées pour la période de dix ans suivant la troisième visite décennale du réacteur.
6.1.2 Épreuve de l’enceinte de confinement
Au cours de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim, l'enceinte de confinement a subi le test d'étanchéité prévu par les règles générales d'exploitation.
Incertitudes comprises, un taux de fuite de 4,8 Nm3/h a été relevé pour un critère maximal fixé à 14,3 Nm3/h. L’épreuve visant à s’assurer de la résistance et de l’étanchéité de l’enceinte a par conséquent été jugée satisfaisante.
6.1.3 Contrôles et opérations de maintenance des autres équipements
L'ensemble des matériels mécaniques et électriques du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim ont fait l'objet des contrôles et actions de maintenance prévus au titre des programmes de maintenance élaborés par EDF. Les écarts ou défauts mis en évidence lors de ces contrôles ont été accompagnés des justifications appropriées selon un échéancier qui n'appelle pas de remarque particulière.
6.1.4 Essais décennaux
Les réacteurs électronucléaires sont équipés de systèmes de sauvegarde qui permettent de maîtriser et limiter les conséquences des incidents et des accidents. Il s’agit entre autre du circuit d’injection de sécurité, du circuit d’aspersion dans l’enceinte du bâtiment réacteur et du circuit d’eau alimentaire de secours des générateurs de vapeur.
Dans les conditions normales d'exploitation, ces matériels ne sont pas amenés à fonctionner. Aussi, afin de vérifier régulièrement leur bon fonctionnement, des essais sont réalisés périodiquement conformément aux programmes établis par les règles générales d'exploitation. Cette vérification est réalisée selon une fréquence adaptée à l'importance pour la sûreté de chacun des matériels concernés.
Les visites décennales constituent l'occasion de procéder à la réalisation d’essais périodiques de grande ampleur particulièrement représentatifs du bon fonctionnement des matériels de sauvegarde.
À l'occasion de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim, EDF a ainsi procédé notamment aux essais suivants :
- mise en œuvre des configurations complexes des circuits de sauvegarde ;
- essais d'ouverture ou de fermeture d'organes de robinetterie dans des conditions de pression et température similaires à celles qui seraient rencontrées en situation incidentelle ou accidentelle ;
- vérification du bon fonctionnement d'équipements dédiés à la gestion des accidents graves tels que le filtre à sable permettant de diminuer les rejets radioactifs dans l'environnement en cas de fusion partielle du cœur.
Ces essais décennaux ont révélé que la plage de réglage visant à garantir la disponibilité des vannes d’aspersion de secours de l’enceinte (EAS) à l'issue d'actions de maintenance préventive était inadaptée.
L’ASN considère qu’EDF doit adapter son programme de maintenance préventive afin de mieux garantir la disponibilité de ces vannes, et lui demandera des informations complémentaires en ce sens par courrier.
Les résultats des autres essais décennaux se sont révélés satisfaisants et n'appellent pas de remarque particulière de la part de l’ASN.
6.2 MISE EN ŒUVRE DES MODIFICATIONS PRÉVUES AU TITRE DE LA RÉÉVALUATION DE SÛRETÉ
Les modifications matérielles prévues par EDF dans le cadre de la réévaluation de sûreté (voir paragraphe 5.3) afin d’améliorer le niveau de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim ont toutes été mises en œuvre sans écart notable à l'exception des quelques modifications qui ont été déprogrammées ou intégrées partiellement en raison de difficultés techniques ou de qualification tardive.
L’intégration des modifications en retard est prescrite dans la décision ASN n°2013-DC-0342 du 23 avril 2012 prise au vu des conclusions du troisième réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim :
- mise en place des matériels antidéflagrants dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) ;
- remplacement de soupapes de sûreté ;
- mise en place de dispositions sur le circuit de refroidissement intermédiaire permettant d'éviter une rupture de confinement en cas de rupture de la barrière thermique d'une motopompe primaire;
- modification consistant à renforcer des supports et à remplacer des matériels participant à l’extension de la troisième barrière au plus tard en 2014.
L'ASN a prescrit à EDF de solder les modifications listées ci-dessus d’ici fin 2014 au plus tard.
6.3 ÉVÉNEMENTS SIGNIFICATIFS
Au cours de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim, un seul événement significatif pour la sûreté spécifique à la centrale nucléaire de Fessenheim a été déclaré et classé au niveau 1 de l’échelle INES. Cet événement concernait un écart de conception relatif au système de ventilation (DVN) des unités de production n°1 et n°2, où les débits mesurés dans des locaux contenant du matériel de sauvegarde se sont révélés insuffisants au cours d’un essai périodique. Cet écart a été levé au cours de la visite décennale, l’exploitant ayant pu rétablir les débits exigés. Cet écart, bien que sans impact sur la sûreté car le matériel concerné n’a pas été utilisé en situation accidentelle, a été classé au niveau 1 de l’échelle INES et fait l’objet d’un avis d’information de l’ASN sur son site www.asn.fr.
6.4 SURVEILLANCE EXERCÉE PAR L'ASN
D'une manière générale, l'ASN assure le contrôle de tous les arrêts de réacteur pour rechargement en combustible et maintenance programmée réalisés en France par EDF, qu'il s'agisse des arrêts de courte durée ou des visites décennales. Lors des arrêts de réacteur, l’ASN contrôle les dispositions prises par EDF pour garantir la sûreté et la radioprotection en période d’arrêt ainsi que la sûreté du fonctionnement pour le cycle à venir. Les principaux axes du contrôle réalisé par l’ASN portent :
- en phase de préparation de l’arrêt, sur la conformité au référentiel applicable du programme d’arrêt de réacteur, l’ASN prenant position sur ce programme ;
-pendant l’arrêt, à l’occasion de points d’information réguliers et d’inspections, sur le traitement des difficultés rencontrées ;
- en fin d’arrêt, à l’occasion de la présentation par l’exploitant du bilan de l’arrêt du réacteur, sur l’état du réacteur et son aptitude à être remis en service, l’ASN autorisant le redémarrage du réacteur à l'issue de ce contrôle ;
-après la divergence, sur les résultats de l’ensemble des essais réalisés au cours de l’arrêt et après le redémarrage du réacteur.
L'ASN a appliqué ce processus pour assurer le contrôle de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. En particulier, l'ASN a réalisé dix-huit inspections dont quinze inopinées durant l'arrêt du réacteur. Il est notamment ressorti de ces inspections que des progrès devaient être réalisés dans le domaine de la radioprotection des travailleurs et un plan d’actions en ce sens a été demandé à l’exploitant. Les lettres de suite de ces inspections sont consultables sur le site internet de l’ASN (www.asn.fr).
6.5 REDÉMARRAGE DU RÉACTEUR APRÈS LA TROISIÈME VISITE DÉCENNALE
Après examen des résultats des contrôles et travaux effectués durant la troisième visite décennale, l’ASN a donné le 23 février 2012 son accord au redémarrage du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. Cette autorisation ne préjugeait pas de la position de l’ASN sur l’aptitude à la poursuite de l’exploitation de ce réacteur, qui fait l’objet du présent rapport.
Extrait page 39 à 40
7.3 MAÎTRISE DU VIEILLISSEMENT
7.3.1 Processus retenu
Afin de prendre en compte le vieillissement des centrales nucléaires, EDF a entamé dès 2003 l’élaboration d’une démarche visant à établir, pour chaque réacteur, un dossier d’aptitude à la poursuite de l’exploitation. Dans ce dossier, EDF apporte la justification que le réacteur peut être exploité dans des conditions de sûreté satisfaisantes pendant une période minimale de dix années après sa troisième visite décennale.
Cette démarche s'appuie essentiellement sur le caractère standardisé du parc nucléaire. L'analyse du vieillissement est réalisée pour l’ensemble des mécanismes de dégradations pouvant affecter des composants importants pour la sûreté. Elle est majoritairement déterminée par les services nationaux d'EDF qui apportent la démonstration du vieillissement des matériels en s’appuyant sur le retour d’expérience d’exploitation, les dispositions de maintenance et la possibilité de réparer ou de remplacer les composants.
En se fondant sur ces éléments, le dossier d'aptitude à la poursuite de l'exploitation spécifique à chaque réacteur est constitué avant sa troisième visite décennale en analysant les différences qui existent entre les matériels installés sur le réacteur et les études réalisées par les services nationaux d’EDF. Une analyse similaire est menée pour les conditions d'exploitation des matériels.
À l’issue de la troisième visite décennale de chaque réacteur, son dossier d'aptitude à la poursuite d'exploitation est mis à jour par EDF pour prendre en compte:
- les résultats des contrôles réalisés pendant la troisième visite décennale ;
- le bilan des modifications et des rénovations réalisées pendant la troisième visite décennale ;
- l’analyse de ces résultats et de ce bilan comprenant la description des conséquences éventuelles sur le programme de maîtrise du vieillissement du réacteur pour une période de dix ans après la troisième visite décennale.
Par courrier, l’ASN a validé globalement cette démarche. Pour les matériels ayant une durée de vie estimée supérieure à vingt ans, l'ASN avait demandé à EDF de vérifier le maintien de leur qualification en réalisant des prélèvements de matériels installés sur les réacteurs, pour procéder, sur ces matériels déposés, à des essais de qualification aux conditions accidentelles. EDF a répondu à cette demande en proposant un programme de prélèvements de cinq familles de matériels électriques. Par courrier, l'ASN a demandé à EDF que ce programme de prélèvements ne se limite pas aux seuls matériels électriques mais soit également étendu aux matériels mécaniques.
Le dossier d’aptitude à la poursuite d’exploitation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim en référence [10], mis à jour à partir des résultats des contrôles de la troisième visite décennale, a ainsi été transmis par EDF le 28 août 2012.
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7.5 ACTIONS COMPLÉMENTAIRES DANS LE CADRE DE LA MAÎTRISE DU VIEILLISSEMENT
Par courrier l'ASN a rappelé à EDF que certains phénomènes sont susceptibles de remettre en cause au fil du temps la capacité de ses installations à se conformer aux exigences de sûreté réévaluées. L’ASN considère qu’EDF doit mettre en place des actions nécessaires pour conserver au fil du temps sa capacité et celle de ses réacteurs nucléaires à se conformer aux principales dispositions qui ont prévalu à la conception ou qui ont été réévaluées notamment à l'occasion des réexamens de sûreté.
L’ASN a par conséquent demandé à EDF de poursuivre ses efforts concernant la gestion du vieillissement, la maintenance, les contrôles destinés à identifier au plus tôt les effets du vieillissement mais également le risque lié à l'obsolescence des matériels, la perte de compétences des personnels ou à l’organisation mise en place.
7.5.1 Gestion des compétences
Dans le domaine de la formation et de l'habilitation du personnel, la politique d'EDF s'appuie sur la mise en place au sein de chaque centrale nucléaire d'un système local de développement des compétences regroupant des membres des différents services, des représentants des services chargés des ressources humaines et des spécialistes de la formation. Cette politique doit conduire à une meilleure implication de la hiérarchie de proximité dans la gestion des compétences notamment à travers leur évaluation et l'identification des besoins. En outre, pour la formation de ses équipes de conduite des réacteurs nucléaires, EDF dispose désormais d'un simulateur sur chaque centrale nucléaire. Un second simulateur est également en construction dans la perspective du référentiel VD3.
À la demande de l'ASN, le groupe permanent d'experts pour les réacteurs nucléaires a examiné en 2006 la démarche de management des compétences et d'habilitation du personnel mise en œuvre par EDF.
À l'issue de cet examen, l'ASN a estimé que le système de gestion des compétences et des habilitations des personnels d'exploitation des centrales nucléaires était satisfaisant. L'ASN a considéré qu'EDF avait mis en place une politique de gestion des compétences dotée de moyens importants selon une démarche visant à identifier précisément les compétences nécessaires et à construire des actions de professionnalisation adaptées. Les outils de gestion développés par EDF (référentiels, cartographie des compétences, grilles d'appréciation etc.) permettent aux centrales nucléaires de mettre en œuvre une politique de gestion des compétences à caractère opérationnel.
L'ASN a également considéré qu'EDF avait mis en place des dispositions opérationnelles qui soutiennent le déploiement de sa démarche. Les systèmes locaux de développement des compétences permettent d'élaborer des solutions de professionnalisation adaptées aux besoins des agents. Les «animateurs métiers» mis en place au niveau national contribuent à la diffusion des outils de gestion et favorisent les échanges de bonnes pratiques entre centrales nucléaires. En 2006 et 2007, l'ASN a cependant demandé à EDF de renforcer l'accompagnement national du développement local de la gestion des compétences pour la fonction de chargé de surveillance des prestataires.
Enfin, à la suite de l’accident de Fukushima Daiichi, l’ASN a intégré au cahier des charges des évaluations complémentaires de sûreté l’examen des conditions de recours aux entreprises prestataires. À la suite des conclusions qu’elle a tirées des évaluations complémentaires de sûreté, l’ASN a mis en place un comité d’orientation sur les facteurs sociaux, organisationnels et humains dont les travaux ont vocation à s’intéresser de manière exploratoire aux questions liées au renouvellement des compétences et des effectifs des exploitants et au recours à la sous-traitance.
7.5.2 Contrôles réalisés par l’ASN
En application de l’article 7 de l’arrêté en référence [4], l’ASN contrôle la qualité du système de gestion de l’emploi, des compétences, de la formation et des habilitations et de sa mise en œuvre dans les centrales nucléaires exploitées par EDF. Ce contrôle s’appuie en particulier sur des inspections menées sur le terrain. Elles sont l’occasion d’analyser les résultats obtenus, la qualité et l’adéquation des dispositifs organisationnels et humains mis effectivement en œuvre. L’ASN s’appuie également sur les évaluations faites à sa demande par l’IRSN et le groupe permanent d'experts pour les réacteurs nucléaires.
En 2009, 2010 et 2011, le contrôle de l’ASN a mis en évidence une situation globalement satisfaisante pour l'ensemble des réacteurs exploités par EDF sur le territoire français dont le réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. En particulier, l’ASN souligne que la mise en place d'un système « d'académies de métiers » sur les centrales nucléaires constitue un point positif de même que l’utilisation de chantiers écoles.
Les deux premiers alinéas de l’article L.593-18 du code de l’environnement prévoient:
«L'exploitant d'une installation nucléaire de base procède périodiquement au réexamen de la sûreté de son installation en prenant en compte les meilleures pratiques internationales.
Ce réexamen doit permettre d'apprécier la situation de l'installation au regard des règles qui lui sont applicables et d'actualiser l'appréciation des risques ou inconvénients que l'installation présente pour les intérêts mentionnés à l'article L.593-1, en tenant compte notamment de l'état de l'installation, de l'expérience acquise au cours de l'exploitation, de l'évolution des connaissances et des règles applicables aux installations similaires.»
Par ailleurs, l’article L.593-19 du code de l’environnement prévoit:
«L'exploitant adresse à l'Autorité de sûreté nucléaire et au ministre chargé de la sûreté nucléaire un rapport comportant les conclusions de l'examen prévu à l'article L.593-18 et, le cas échéant, les dispositions qu'il envisage de prendre pour remédier aux anomalies constatées ou pour améliorer la sûreté de son installation.
Après analyse du rapport, l'Autorité de sûreté nucléaire peut imposer de nouvelles prescriptions techniques. Elle communique au ministre chargé de la sûreté nucléaire son analyse du rapport.»
Dans le cadre du réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim, EDF a:
- procédé à un examen de conformité, en examinant en profondeur la situation de l'installation afin de vérifier qu'elle respecte bien l'ensemble des règles qui lui sont applicables ;
- amélioré le niveau de sûreté de l'installation en comparant notamment les exigences applicables à celles en vigueur pour des installations présentant des objectifs et des pratiques de sûreté plus récents et en prenant en considération l'évolution des connaissances ainsi que le retour d'expérience national et international.
S'agissant du réexamen de sûreté des réacteurs de 900 MWe ayant fonctionné pendant trente ans, la standardisation des installations exploitées par EDF l'a conduit à adopter une approche comprenant une première phase générique, c'est-à-dire traitant des aspects communs à tous ces réacteurs, et une seconde propre à chaque installation.
L'ASN et l'IRSN, son appui technique, ont analysé les études génériques menées par EDF. L'ASN s'est appuyée sur l'avis formulé par le groupe permanent d'experts pour les réacteurs nucléaires à l'issue de sa réunion du 20 novembre 2008 et a transmis à EDF, par courrier, sa position sur les aspects génériques de la poursuite d'exploitation des réacteurs de 900 MWe à l'issue de leur troisième visite décennale.
Sous réserve du respect de certains engagements pris par EDF et de la prise en compte des demandes formulées par l'ASN dans le courrier en référence [8], l'ASN n'a pas identifié d'éléments génériques mettant en cause la capacité d'EDF à maîtriser la sûreté des réacteurs de 900 MWe jusqu'à quarante ans après leur première divergence.
EDF a intégré ces réserves dans le cadre du réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. À l'issue de sa troisième visite décennale, EDF a adressé à l'ASN le bilan de l'examen de conformité, le dossier d'aptitude à la poursuite d'exploitation et le rapport de conclusions du réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim.
L’ASN note que les modifications matérielles définies lors de la phase d’étude du réexamen de sûreté et destinées à augmenter le niveau de sûreté du réacteur ont en grande majorité été mises en œuvre au cours de la troisième visite décennale du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim, les autres devant être mises en place au cours des prochaines années. L’ASN a fixé des prescriptions imposant à l’exploitant des délais pour l’achèvement de chacun des travaux.
Au vu des conclusions du réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim et en tenant compte des prescriptions qu’elle a déjà fixées, l’ASN a également considéré nécessaire de prescrire un renforcement de la sûreté du réacteur par l’augmentation de la résistance de son radier au corium en cas d’accident grave avec percement de la cuve, comme elle l’a déjà fait pour le réacteur n°1.
En application de l’article L.593-19 du code de l’environnement, l'ASN a imposé à EDF des prescriptions fixant de nouvelles conditions d'exploitation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim issues du troisième réexamen de sûreté et intégrant notamment les exigences applicables à des installations présentant des objectifs et des pratiques de sûreté plus récents.
Au regard du bilan du troisième réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim et compte tenu des prescriptions qu’elle a édictées, l’ASN n’a pas d’objection à la poursuite de l’exploitation du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim au-delà de son troisième réexamen.
L'ASN rappelle que le retour d’expérience approfondi de l’accident de Fukushima Daiichi pourra prendre une dizaine d’années et pourra éventuellement la conduire à modifier ou compléter les premières prescriptions qu'elle a édictées.
Enfin, l'ASN continuera par ailleurs d'exercer un contrôle continu de l'exploitation de la centrale nucléaire de Fessenheim. Conformément à l’article L.593-22 du code de l’environnement, en cas de risques graves et imminents, l'ASN peut suspendre, si nécessaire, à titre provisoire ou conservatoire, le fonctionnement de ce réacteur.
Décision n° 2013-DC-0342 de l’Autorité de sûreté nucléaire du 23 avril 2013 fixant à EDF-SA les prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Fessenheim (Haut Rhin) au vu des conclusions du troisième réexamen de sûreté du réacteur n°2 de l’INB n°75
Vu le code de l’environnement, notamment ses articles L592.20, L.593-18 et L.593-19 ;
Vu le décret du 03 février 1972 modifié par le décret du 10 décembre 1985 autorisant la création par EDF d’une centrale nucléaire de deux tranches à Fessenheim (Haut-Rhin) ;
Vu la décision n°2011-DC-0213 de l'ASN du 5 mai 2011 prescrivant à EDF de procéder à une évaluation complémentaire de la sûreté (ECS)de certaines de ses INB au regard de l'accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi ;
Vu la décision n°2011-DC-0231 de l'ASN du 4 juillet 2011 imposant à EDF les prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Fessenheim (Haut Rhin) au vu des conclusions du troisième réexamen de sûreté du réacteur n°1 de l’INB n°75 ;
Vu la décision n°2012-DC-0284 de l’ASN du 26 juin 2012 fixant à EDF-SA des prescriptions complémentaires applicables au site électronucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin) au vu des conclusions d’ECS de l’INB n°75 ;
Vu l’avis n°2012-AV-0139 de l’ASN du 3 janvier 2012 sur les ECS des installations nucléaires prioritaires au regard de l’accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi ;
Vu le courrier DEP-PRES-0077-2009 du 1er juillet 2009 du président de l’ASN au président d’EDF sur la position de l'ASN relative aux aspects génériques de la poursuite d'exploitation des réacteurs de 900 MWe à l'issue de la troisième visite décennale ;
Vu le rapport d’ECS des installations de la centrale nucléaire de Fessenheim au regard de l'accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi, adressé par EDF-SA à l’ASN le 8 septembre 2011 ;
Vu le bilan de l’examen de conformité du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim du 25 juillet 2012 adressé par EDF-SA à l’ASN ;
Vu le rapport de conclusions du 3ème réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim du 12 juillet 2012, accompagné du dossier d’aptitude à la poursuite d’exploitation adressé par EDF-SA et envoyé le 28 août 2012 à l’ASN ainsi qu’aux ministres chargés de la sûreté nucléaire ;
Vu les observations d’Électricité de France en date du 20 mars 2013 ;
Considérant que les premières conclusions tirées du retour d’expérience de l’accident de Fukushima Daiichi ont conduit à fixer des prescriptions dans la décision de l’Autorité de sûreté nucléaire du 26 juin 2012 susvisée ;
Considérant que l’analyse du bilan du 3ème réexamen de sûreté du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim et les résultats de l’exercice de la mission de contrôle de l’ASN sur ce réacteur ont fait apparaître la nécessité d’encadrer les actions de l’exploitant par des prescriptions supplémentaires, afin de prendre en compte le retour d’expérience, corriger certains écarts ou encore préciser l’échéance de mise en réalisation de certaines modifications inachevées à ce jour,
Au vu des conclusions du dernier réexamen de sûreté effectué, la présente décision fixe les prescriptions complémentaires auxquelles doit satisfaire EDF-SA, dénommé ci-après l’exploitant, pour le réacteur n°2 de l’INB n°75 du site électronucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin). Ces prescriptions font l’objet des deux annexes à la présente décision.
La présente décision est prise sans préjudice des dispositions applicables en cas de menace pour les intérêts mentionnés à l’article L.593-1 du code de l’environnement et des prescriptions que l'ASN pourrait prendre en application des articles 18 et 25 du décret du 2 novembre 2007 susvisé.
Jusqu’à l’achèvement complet des actions permettant de satisfaire aux prescriptions en annexe à la présente décision, l’exploitant présente au plus tard le 30 juin de chaque année les actions mises en œuvre au cours de l’année passée pour respecter les prescriptions et les échéances objets des annexes à la présente décision, ainsi que les actions qui restent à effectuer. Cette présentation peut être effectuée dans le rapport annuel d’information au public prévu par l’article L.125-15 du code de l’environnement.
L’exploitant informe l’ASN de toute difficulté qui pourrait remettre en cause le respect des échéances associées aux actions précitées.
Fait à Montrouge, le 23 avril 2013.
Signé par Pierre-Franck CHEVET- Michel BOURGUIGNON- Jean-Jacques DUMONT-Philippe JAMET-Margot TIRMARCHE
Annexe 1 à la Décision n°2013-DC-0342 de l’ASN du 23 avril 2013 fixant à EDF-SA les prescriptions relatives au site électronucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin) pour l'exploitation du réacteur n°2 de l'INB n°75
Prescriptions applicables au réacteur n°2 de l’INB n°75 (réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Fessenheim)
[FSH2-1] Le combustible est mis en œuvre selon la gestion de combustible dite "CYCLADES". La recharge standard est définie par une gestion tiers de cœur. Le combustible est enrichi à 4,2% en U235.
Chaque recharge comprend 52 assemblages répartis en 24 assemblages composés de 264 crayons de même enrichissement et 28 assemblages contenant 12 crayons au gadolinium (crayon de type Gd2O3-UO2 enrichis à 8% en gadolinium sur support enrichi à 2,5% en U235).
[FSH2-2] Une variation de la composition standard de la partie neuve de la recharge, portant sur le nombre d'assemblages constituant cette recharge, n’est possible que pour permettre la gestion des aléas et l'utilisation des assemblages dits en "réserve de gestion", sous réserve de ne pas conduire à un enchaînement continu de recharges comprenant une partie neuve non conforme.
[FSH2-3] Les assemblages combustible présentant les caractéristiques des assemblages de référence sont irradiés dans les limites suivantes :
a) le taux d'irradiation moyen de chaque assemblage combustible UO2 en gestion de combustible "CYCLADES" est inférieur à 52 GWj/tonne ;
b) l'anticipation de la fin du cycle naturel est limitée à 25 jours équivalents pleine puissance (JEPP), sauf aléa ou situation conduisant à un arrêt anticipé en application des règles générales d'exploitation ;
[FSH2-4] Conformément aux hypothèses retenues pour la démonstration de sûreté du réacteur fonctionnant selon la gestion combustible «CYCLADES»:
- le taux de bouchage des générateurs de vapeur du type 51/19 est limité à 5% ;
- le débit de conception thermohydraulique par boucle, à la puissance thermique nominale du réacteur, est supérieur ou égal à 20100 m3/h.
[FSH2-5] Le nombre et la disposition des recombineurs d’hydrogène installés dans le bâtiment réacteur sont déterminés en prenant en compte le volume de l’enceinte de confinement et avec l’objectif d’empêcher qu’une combustion d'hydrogène conduise à la perte de son intégrité.
[FSH2-6] La tenue des bâtiments de l'îlot nucléaire abritant des systèmes ou composants de sûreté n'est pas remise en cause par une onde de surpression de forme triangulaire à front raide atteignant une surpression de 50 mbar, d’une durée de 300 ms et d'une vitesse de 350 m/s.
[FSH2-7] Les matériels fixes antidéflagrants mis en place à la suite de l’analyse de sûreté concernant le risque explosion sont soumis aux mêmes exigences de contrôle et d’entretien que des matériels fixes antidéflagrants mis en place dans des locaux au titre des résultats de l’évaluation des risques d’explosion pour la protection des travailleurs.
[FSH2-8] Le mouvement sismique horizontal à prendre en compte pour la vérification du dimensionnement correspond, pour un amortissement de 5%, à l’enveloppe du spectre minimal forfaitaire et du spectre de séisme majoré de sécurité (SMS) définis par les courbes suivantes: Le mouvement vertical associé au spectre de dimensionnement correspond aux deux tiers du mouvement horizontal:
spectres de sol
[FSH2-9] Le séisme d'inspection représente le niveau de séisme en deçà duquel aucune vérification ou inspection des composants, dont la tenue au séisme est requise au titre de leur rôle pour la sûreté, n’est nécessaire pour le maintien ou la reprise de l’exploitation du réacteur. Ce séisme d’inspection correspond à une accélération horizontale maximale en champ libre de 0,05 g. Après l’occurrence d’un séisme correspondant à une accélération horizontale maximale en champ libre supérieure au séisme d'inspection, la reprise de l’exploitation ne pourra être effectuée qu’après justification auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire de l’innocuité du séisme sur l’état de l’installation et son comportement ultérieur.
[FSH2-10] Vis-à-vis des situations de grands froids, les cas de charge de températures basses de l’air à retenir sont :
- inférieures ou égales à -26°C comme température minimum de courte durée;
[FSH2-11] La mise en place de matériels antidéflagrants dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires conformément aux objectifs présentés dans le rapport de conclusions du réexamen de sûreté est achevée le 31 décembre 2013.
[FSH2-12] Un dispositif est installé avant le 31 décembre 2014 afin d'éviter une dispersion directe du ciel de cuve du réservoir PTR (de traitement et de refroidissement d'eau des piscines) dans l'environnement en cas d'accident.
[FSH2-13] Avant le 31 décembre 2013, un dispositif est mis en place afin d'éviter une perte de confinement en cas de rupture de la barrière thermique d'un groupe motopompe primaire.
[FSH2-14] Avant le 31 décembre 2013, tous les défauts de génie civil à traiter à titre préventif identifiés dans le bilan de l'examen de conformité transmis à l’ASN à l'issue de la troisième visite décennale sont traités.
[FSH2-15] Les modifications suivantes liées au réexamen de sûreté non réalisées ou non achevées lors de la troisième visite décennale sont achevées aux échéances suivantes :
- avant le 31 décembre 2013, la modification visant à remplacer 4 soupapes de sûreté sur les systèmes de traitement et de refroidissement d'eau des piscines (PTR) et de contrôle chimique et volumétrique (RCV) afin de prendre en compte le retour d’expérience;
- avant le 30 juin 2015, les modifications visant à renforcer l'extension de la troisième barrière pour des matériels passifs et robinetteries et à renforcer la tenue à l'irradiation de matériels constituant une extension de la troisième barrière.
[FSH2-16] Avant le 31 décembre 2013, le radier du bâtiment réacteur est renforcé afin d’augmenter très fortement sa résistance au corium en cas d’accident grave avec percement de la cuve. Ce renforcement tient compte du retour d'expérience de la réalisation effectuée sur le réacteur n°1.
[FSH2-17] Avant le 31 décembre 2013, l’exploitant installe des dispositions techniques de secours permettant d’évacuer durablement la puissance résiduelle en cas de perte de la source froide. Cette prescription s’applique sans préjudice des dispositions de la prescription [EDF-FSH-25] annexée à la décision de l’ASN du 26 juin 2012 susvisée.
[FSH2-18] La température de l'eau du circuit d’injection de sécurité est maintenue en permanence à une température permettant de limiter l'ampleur des sollicitations thermiques auxquelles la cuve pourrait être soumise en cas d'accident, cette température n'étant pas inférieure à 20°C. L'exploitant met en place les dispositions permettant de surveiller et de contrôler cette température.
[FSH2-19] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant assure la protection des locaux importants pour la sûreté adjacents au bâtiment réacteur n°2 vis-à-vis d’une lame d’eau induite par la dégradation d'ouvrages d'eau non sismiques situés sur la plate-forme après un séisme majoré de sécurité.
[FSH2-20] Les systèmes de refroidissement des piscines d’entreposage des combustibles disposent d'une capacité d'échange dimensionnée pour permettre d'évacuer en permanence la puissance résiduelle des combustibles entreposés. Ils peuvent également démarrer et fonctionner en situation d'ébullition de l'eau de la piscine du râtelier.
[FSH2-21] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant met en place le déport de la commande de fermeture de la vanne du tube de transfert vers un local protégé des rayonnements en situation accidentelle.
Annexe 2 à la Décision n° 2013-DC-0342 de l’Autorité de sûreté nucléaire du 23 avril 2013 fixant à EDF-SA les prescriptions relatives au site électronucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin) pour l'exploitation du réacteur n°2 de l'INB n°75
[EDF-FSH-41] Avant le 31 décembre 2013, le système de purge de la turbopompe d'alimentation de secours des générateurs de vapeur est modifié afin d’empêcher qu’une accumulation d’eau ne puisse nuire au fonctionnement de cette turbopompe.
[EDF-FSH-42] Avant le 31 décembre 2013, l'exploitant propose à l’ASN des solutions techniques afin de maintenir les locaux du turboalternateur de secours à des températures garantissant le bon fonctionnement des matériels qui s'y trouvent pendant les durées requises. Ces modifications seront mises en œuvre avant le 31 décembre 2015.
[EDF-FSH-43] L'exploitant prend toutes dispositions pour tenir à jour son évaluation des risques de surverse du Grand Canal d’Alsace liés au comportement des ouvrages hydrauliques du bief en cas de séisme majoré de sécurité.
Titre IV: Maîtrise des nuisances et de l’impact de l’installation pour le public et l’environnement
Chapitre 2: Maîtrise des prélèvements d’eau et rejets d’effluents
[EDF-FSH-44] Les travaux relatifs aux modifications prévues pour réduire significativement les rejets d’acide borique de la centrale nucléaire de Fessenheim seront réalisés avant le 31 décembre 2015.
FESSENHEIM SUITE 1
Strasbourg, le 7 février 2013
Inspection du 30/01/2013 - Thème: Bilan de l’examen de conformité VD3 900MW de la tranche 2
N/Réf.: CODEP-STR-2013-006113
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0654
L’inspection du 30/01/2013 portait sur le contrôle du bilan de l’examen de conformité établi à l’occasion de la troisième visite décennale du réacteur n°2. Cet examen de conformité consiste en la comparaison de l’état de l’installation au référentiel de sûreté et à la réglementation applicables. Les inspecteurs ont vérifié sur le terrain par sondage la conformité de certains matériels avec les référentiels des thèmes «ancrages» et «confinement-ventilation» qui constituent deux des trois thèmes avec contrôles matériels sur site.
Thème «Ancrages»:
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage in situ 39 matériels parmi les 181 importants pour la sûreté (IPS) retenus pour l’examen de conformité. Ils ont relevé 1 écart administratif.
Thème «Confinement-Ventilation»:
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage in situ des portions de gaines de ventilation parmi celles prévues dans l’examen de conformité. Ce contrôle n’a pas révélé d’écart.
L’inspection laisse une impression globalement satisfaisante de l’examen de conformité établi à l’occasion de la troisième visite décennale du réacteur n°2 sur les thèmes «ancrages» et «confinement – ventilation». Un plan doit être complété, du béton réparé à proximité d’un ancrage et quelques précisions apportées sur la conformité de certains ancrages. Des améliorations doivent être faites sur les locaux de préparation du bore ainsi que sur les casemates GV, suite aux constats faits en marge de cette inspection.
La note technique D4550.32-08/0688 ind. B du 11 février 2009 «Examen de conformité VD3 900MW contrôles d’ancrages sur les paliers CP0 et CPY» prévoit à son §6.4 qu’en cas de plan manquant, le CNPE constitue un dossier contenant notamment un schéma coté, un relevé du nombre d’ancrages, de leur type et de leurs dimensions, des vues d’ensemble et de détail du matériel et des ancrages. Ce dossier doit être transmis au CIPN pour analyse. En outre, cette absence de plan doit être traitée comme un écart conformément au §8.4 de cette note (ouverture d’une fiche et suivi).
L’exploitant n’a néanmoins pas été en mesure de présenter le plan de l’ancrage de la mesure de débit 2RRI011MD, ni la fiche traitant cet écart.
Demande n°A.1: Je vous demande de me vous conformer aux dispositions de la note D4550.32-08/0688 ind. B du 11 février 2009 «Examen de conformité VD3 900MW contrôles d’ancrages sur les paliers CP0 et CPY» précitée. Vous me transmettrez le plan de l’ancrage ainsi que la fiche d’écart.
Les inspecteurs ont constaté que la dalle en béton, au voisinage de l’ancrage du filtre d’alimentation 2SEB006FI, présentait des aspérités liées à des manques de matière.
Demande n°A.2: Je vous demande de remettre en état cette dalle et de me justifier la conformité de l’ancrage au regard de la Note d’Étude D5190-12.0309 ind.0 du 20 avril 2012 «ECOT VD3 – Fessenheim– Tranche 2 Bilan du thème Ancrages».
Dans la casemate GV abritant la mesure de pression 2VVP009MP, les inspecteurs ont constaté la présence d’une flaque d’eau sur le sol (due à une fuite sur une vanne) ainsi que des traces de passages d’oiseaux. Une demande d’Intervention pour supprimer la fuite est en cours. La présence d’oiseaux pourrait présenter des risques d’agression sur du matériel important pour la sûreté.
Demande n°A.3: Je vous demande de réparer cette fuite et de nettoyer cette casemate ainsi que les casemates voisines. Vous prendrez des dispositions pour améliorer les moyens de protection contre les agressions liées à la présence d’oiseaux dans ces locaux contenant du matériel important pour la sûreté.
Lors de leur passage sur la plate forme et dans le local de préparation de la solution de bore, les inspecteurs ont constaté:
- l’absence de précautions particulières (restriction d’accès, sas, moyens de protection, ...) alors que l’acide borique est un produit toxique pouvant notamment nuire à la fertilité;
- l’absence de signalisation relative à l’acide borique dans ces lieux, de balisage des zones de stockage et de manutention, ...;
- la présence de poudre d’acide borique au fond d’un conteneur ouvert;
- une tresse de mise à la terre mal fixée au mur.
Demande n°A.4: Je vous demande de prendre des dispositions pour sécuriser ces locaux. Vous me transmettrez la liste des actions prévues avec le planning de réalisation.
Les inspecteurs ont constaté qu’un portique de contrôle de contamination «C2» était indisponible au vestiaire «femmes».
Demande n°A.5: Je vous demande de réparer ce portique en prévision du prochain arrêt de tranche.
Les inspecteurs ont constaté une cheville à expansion manquante sur l’ancrage du réservoir 2LHG006BA. En outre, le fer cerclant ce réservoir présente un jeu avec le support métallique fixé au génie civil. Cet ancrage indiqué « conforme » dans la liste des matériels contrôlés en annexe de la Note d’Étude D5190-12.0309 ind.0 du 20 avril 2012 «ECOT VD3 – Fessenheim – Tranche 2 Bilan du thème Ancrages».
Demande n°B.1: Je vous demande de justifier la conformité de l’ancrage du réservoir 2LHG006BA.
Les inspecteurs ont constaté que la vanne d’isolement de la ligne de test des accumulateurs 2RIS124VP était solidaire d’une platine, fixée à l’ancrage sur le génie civil, par un cordon de soudure d’un côté et par un boulonnage de l’autre.
Demande n°B.2: Je vous demande de me justifier la conformité de l’ancrage de la vanne 2RIS124VP.
Les inspecteurs ont constaté que les ancrages des chaînes de mesure d’activité 2VVP 062 et 063 MA étaient différents entre les générateurs de vapeur n°2 et n°3 du réacteur n°2. Votre ingénierie nationale CIPN avait élaboré une analyse limitée au réacteur n°1 pour justifier la conformité de ces ancrages.
Demande n°B.3: Je vous demande de justifier la conformité des ancrages des chaînes de mesure d’activité 2VVP 062 et 063 MA.
La note d’étude EMEIS080297 ind. D du 29/06/2011 «ECOT VD3 - Données de conception des ancrages des matériels à contrôler» synthétise les données de conception des 181 matériels importants pour la sûreté (IPS) ancrés au génie civil. Sur la base de ce document, les inspecteurs ont retenu par sondage 39 matériels et ont noté, lors de leur visite, des écarts dans l’identification des locaux pour les matériels suivants:
- 2SEB212VE attendu en local W257 et présent en local W258 ;
- 2SEB213VE attendu en local W257 et présent en local W258 ;
- 2LHG005BA attendu en local D242 et présent en local D241 ;
- 2LHG007BA attendu en local D242 et présent en local D241 ;
- 2LHG016RF attendu en local D245 et présent en local D345 ;
- 2LHG018RF attendu en local D245 et présent en local D345.
Demande n°B.4: Je vous demande de me justifier la conformité aux plans de l’ensemble des ancrages de ces différents matériels conformément à votre référentiel D4550.32-08/0688 ind. B du 11 février 2009 «Examen de conformité VD3 900MW contrôles d’ancrages sur les paliers CP0 et CPY». Le cas échéant, vous modifierez les notes en conséquence.
C.1 Le repérage fonctionnel des mesures de niveau 2 PTR 019, 020, 021 et 022 MN est identifié de manière manuscrite sur de l’adhésif.
Le chef de la division de Strasbourg:
signé par Florien KRAFT
FESSENHEIM SUITE 2
Inspection du 26/04/2013
Thème: Radioprotection du chantier de renforcement du radier du réacteur n°1
Strasbourg le 3 mai 2013
N/Réf.: CODEP-STR-2013-025525
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0844
L’inspection du 26 avril 2013 portait sur la prise en compte des aspects liés à la radioprotection dans le cadre du chantier de renforcement du radier du réacteur n°1.
Après avoir examiné la déclinaison du processus d’entrée en zone orange (zone dans laquelle le débit d’équivalent de dose est supérieur à 2 mSv/h), les inspecteurs ont procédé à une inspection du chantier «renforcement du radier». Les inspecteurs ont assisté à la réunion préalable aux interventions de préparation du puits de cuve (Pré-job Briefing). A cette occasion, ils ont interrogé plusieurs intervenants sur la préparation du chantier et l’optimisation des doses. Enfin, les inspecteurs se sont intéressés au suivi et à l’enregistrement des doses ainsi qu’à la surveillance du chantier.
Les inspecteurs ont estimé que la gestion de la radioprotection sur le chantier de renforcement du radier du réacteur n°1 était satisfaisante. L’optimisation de l’exposition des travailleurs a été longuement préparée, notamment à travers la réalisation d’entraînements sur maquette pleine échelle; cette préparation a favorisé l’établissement d’un climat de sérénité pour les interventions. Il convient néanmoins de rester vigilant sur la bonne communication entre les différents intervenants, ainsi que sur le bon fonctionnement des matériels de radioprotection.
Les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- un portique de détection de contamination vestimentaire C1 était hors service au vestiaire femmes ;
Le référentiel Radioprotection EDF «Maîtrise des chantiers» stipule que le service compétent en radioprotection doit valider la localisation, la mise en place et la mise en service des balises mobiles de surveillance du contexte radiologique.
Les personnes compétentes en radioprotection de l’entreprise intervenante et du service STN n’avaient pas connaissance de cette exigence, qui est pourtant un préalable à l’intervention et aurait pu être formalisée par un point d’arrêt.
Demande n°B.1: Je vous demande de m’indiquer les dispositions retenues pour s’assurer que les intervenants sont bien informés des exigences relatives au matériel de radioprotection présent sur leur chantier.
Les informations sur le niveau de risque de dispersion de la contamination du local R147 divergeaient entre les différents interlocuteurs (prestataire/SPS).
Demande n°B.2: Je vous demande de m’indiquer les dispositions retenues in fine pour le classement du local R147.
Les inspecteurs ont constaté l’absence du SAS dynamique prévu par la note d’étude dosimétrique du chantier de découpe de la tuyauterie RPE (purge, évents et exhaures nucléaires). Il a été indiqué oralement aux inspecteurs que les fluides véhiculés par cette tuyauterie ne présentaient pas un niveau de contamination nécessitant la mise en place de parades spécifiques.
Demande n°B.3: Je vous demande de me transmettre les éléments justifiant le niveau de contamination.
En particulier, vous m’indiquerez le nom de l’organe situé en amont de cette tuyauterie.
C.1 Le panneau de chantier mentionnant les risques et parades n’était pas placé à l’entrée du local; celui-ci a été replacé immédiatement à la demande des inspecteurs.
C.2 Le plan de surveillance du chantier n’était pas renseigné. Cependant, des visites terrain ont été effectuées et tracées.
Le chef de la division de Strasbourg
FESSENHEIM SUITE 3
A - Inspection du 05/03/2013
Thème: Incendie Strasbourg, le 13 mars 2013
N/Réf.: CODEP-STR-2013-015042
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0653
L’inspection du 05/03/2013 portait sur le thème «Incendie». Les inspecteurs ont contrôlé le respect d’exigences relatives à l’incendie prescrites par l’arrêté du 31 décembre 1999 fixant la réglementation technique générale destinée à prévenir et limiter les nuisances et les risques externes résultant de l’exploitation des installations nucléaires de base.
Ils ont plus particulièrement vérifié la mise en œuvre de certains moyens de prévention ou de surveillance concourant à la maîtrise du risque d’incendie. Ils ont notamment contrôlé le suivi des charges calorifiques et la surveillance de la sectorisation des locaux, réalisée en continu ou avant redémarrage après un arrêt pour rechargement. Les inspecteurs se sont rendus au magasin général, au Centre de Regroupement des Déchets CRD et au Bâtiment de Stockage des Produits Chimiques Neufs BSPCN pour contrôler la gestion des charges calorifiques et le respect de la charge calorifique maximale.
A l’issue de cette inspection, les inspecteurs considèrent que les référentiels relatifs à la gestion des charges calorifiques et au suivi de la sectorisation des locaux sont correctement appliqués. En effet, aucun écart lié à ces deux thèmes n’a été constaté au cours de l’inspection. L’ASN note positivement la mise en place d’un local dédié aux PVC au niveau du magasin, et la prise en compte spécifique du risque pour l’incendie qui en émane.
Pas de demande d’action corrective.
Les conséquences radiologiques et toxiques d’un incendie dans un local donné sont évaluées à partir du logiciel «Greffier». Lors de l’inspection, vos services n’ont pas été en mesure de préciser:
- la distance et la durée prises en compte pour évaluer les effets sur la population d’un rejet de produits toxiques ou radiologiques;
- la signification du coefficient de transfert atmosphérique et les conditions d’utilisation de chacune des deux valeurs que propose le logiciel au choix ;
- la durée d’exposition prise en compte pour le Seuil des Effets Irréversibles SEI et le Seuil des Effets Réversibles SER.
Demande n°B.1: Je vous demande de préciser les conditions dans lesquelles les conséquences radiologiques et toxiques sont évaluées par le logiciel «Greffier».
Lors de l’inspection, vos services ont indiqué que les Zones de Feu d’Accès (ZFA) permettant l’évacuation des personnes ou l’intervention des secours sont définies. Des modifications sont à réaliser pour les protéger contre les effets de l’incendie.
Demande n°B.2: Je vous demande de vous engager sur un échéancier de réalisation de ces modifications.
Les inspecteurs ont noté positivement que vous avez des exigences de charges calorifiques plus restrictives que celles qui vous ont été proposées par les services nationaux. Conformément à la note «Gestion des charges calorifiques et des produits facilement inflammables» de votre référentiel en date du 26/08/11, un contrôle périodique des aires de stockage est réalisé, notamment pour vérifier que les charges calorifiques tolérées dans les locaux ne sont pas dépassées.
Les inspecteurs ont constaté que l’outil utilisé pour le suivi de ces aires identifie les écarts mais ne permet pas d’assurer le suivi de leur traitement. Par ailleurs, aucune démarche de priorisation des actions correctives en fonction des écarts relevés n’a été présentée aux inspecteurs, bien que certains écarts tels que le dépassement de la charge calorifique dans les locaux N 207 et W 581 paraissaient plus significatifs que d’autres. Enfin, certains écarts tels que le dépassement de la charge calorifique dans les locaux W 431 et W 471 n’ont pas été relevés dans la colonne «en écart/conforme» alors qu’ils sont identifiés dans la colonne «Observation».
Demande n°B.3: Je vous demande de préciser les exigences relatives au traitement d’un écart relatif au risque incendie sur une aire de stockage Vous appliquerez cette démarche sur les écarts présentés aux inspecteurs lors de l’inspection.
Lors de l’inspection, vos services ont indiqué que l’installation d’un moyen fixe de lutte contre l’incendie est prévue au magasin général.
Demande n°B.4: Je vous demande de vous engager sur un échéancier de réalisation de cette modification.
C. Observations : Pas d’observation.
B - Inspection 20 février 2013
Thème: expédition et transport de matières radioactives
N/Réf.: CODEP-STR-2013-012759
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0190
L’inspection du 21 février 2012 portait sur le thème expédition et organisation des transports de matières radioactives. Les inspecteurs ont vérifié la mise en œuvre des actions correctives suite aux événements déclarés en 2012. Ils ont également examiné la déclinaison du nouveau référentiel de transport interne du site, et inspecté des dossiers d’expédition de matières radioactives. Enfin, les inspecteurs ont contrôlé un véhicule au départ du site transportant des produits radioactifs.
L’appréciation générale est plutôt satisfaisante, malgré le constat d’un manque de rigueur sur certains sujets.
Aucun écart n’a été relevé sur le véhicule au départ du site. Toutefois, malgré une réorganisation de la structure transport et une volonté de progresser qui est portée par le personnel, le référentiel de transport interne n’a pas été décliné de façon exhaustive sur le site. Les inspecteurs ont également relevé un manque de rigueur concernant la qualité de remplissage des documents liés à la radioprotection.
La directive DI 127 porte les exigences internes d’EDF en matière de transport interne. Les inspecteurs ont constaté que le site n’avait pas terminé de la décliner au 1er janvier 2013. Les inspecteurs ont notamment constaté que la mise en conformité des contenants et moyens de transport et que les dispositions de transport de déchets sont restées en retrait dans l’application de la DI 127.
Demande n°A.1: Je vous demande d’intégrer la note DI127 dans les meilleurs délais et de m’informer, le cas échant, de sa complète déclinaison sur site.
Lors de l’analyse du dossier de la dernière évacuation combustible du site, les inspecteurs ont relevé que les régimes de travail radiologique liés à ces activités n’étaient pas remplis de façon exhaustive.
Demande n°A.2: Je vous demande de remplir de façon exhaustive les régimes de travail radiologique lors des opérations de préparation de transport de combustible.
Le contrôle de l’action corrective N°5 liée à l’événement du 31/07/2012 a conduit les inspecteurs à prendre connaissance du courrier adressé à la société SOCODEI demandant la livraison de conteneur de 8m3 conforme.
Par ailleurs le site a mis en place une action corrective destinée à protéger ces conteneurs des intempéries.
Demande n°B.1 a: Je vous demande de me fournir les caractéristiques définissant les dispositions constructives des conteneurs et des caisses métalliques de type «SOCODEI» ainsi que les règles d’exploitation associées à ces matériels.
Demande n°B.1 b: Je vous demande de m’informer, et ce jusqu’au 31 décembre 2013, de toute arrivée sur site d’un conteneur de ce type jugé non-conforme.
Lors de l’inspection de l’aire AOC 1, les inspecteurs ont observé des conteneurs type 8 m3 de la société SOCODEI qui avaient fait l’objet de maintenance. Ils ont noté que la remise en peinture avait été effectuée sans prendre le soin de supprimer l’ancienne peinture au préalable.
Demande n°B.2 a: Je vous demande de transmettre le programme de maintenance de ce type de conteneurs ainsi que les périodicités associés.
Demande n°B.2 b: Je vous demande de transmettre votre analyse sur le respect des dispositions constructive de ces conteneurs.
C.1 Les inspecteurs ont noté la mise en place d’une structure dédiée au transport interne de matières dangereuses.
C - Inspection du 21 mars 2013
N/Réf.: CODEP-STR-2013-020680
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0189
L’inspection du 21 mars 2013 portait sur le thème de la gestion des déchets conventionnels et radioactifs.
Les inspecteurs ont examiné l’organisation du site en matière de gestion, de mise en place et de respect des zones de production, de suivi et d’entreposage des déchets conventionnels et nucléaires.
Les inspecteurs ont en outre examiné un dossier de reclassement temporaire de zones, plusieurs dossiers d’évacuation de déchets conventionnels pour vérifier la traçabilité de ces déchets, ainsi que des dossiers particuliers d’entreposage de déchets nucléaires. Ils se sont rendus ensuite sur différentes aires d’entreposage et de traitement de déchets.
Les inspecteurs considèrent que ce thème est traité de manière satisfaisante par l’exploitant. Toutefois, ils ont noté deux écarts concernant l’absence de traçabilité du zonage opérationnel et les conditions d’entreposage sur l’aire des déchets de très faible activité (TFA)
Le zonage de l’ensemble des locaux nucléaires est tracé dans le logiciel CARTORAD. Les inspecteurs ont demandé à voir l’historique du reclassement/déclassement des zones mises en place dans le cas de la modification PNPP0628 concernant la couverture de la bâche du circuit de traitement et de réfrigération des piscines (PTR) sur la tranche 1. Aucune trace de ce zonage opérationnel n’est reprise dans le logiciel CARTORAD ni ne semble conservée. L’ASN a reçu une information en temps réel et donc a connaissance de ce reclassement/déclassement opérationnel mais il semble que le site ne conserve pas d’historique qui permettrait en cas de détection d’une contamination ultérieure, de tracer l’évolution du zonage.
Demande n°A.1: Je vous demande de mettre en place un suivi historique du zonage déchets opérationnel.
La liste des déchets de l’aire TFA non-conformes a été fixée en annexe 2 des prescriptions techniques jointes au courrier en référence. Le site doit se limiter et si possible réduire cette liste en résorbant le nombre de colis non conformes.
La nouvelle liste établie dans la note technique NT05/AT/0464 indice 7 du 29/03/2012 fait apparaître deux nouveaux conteneurs. Pour l’un de ces conteneurs (n°7089), aucune explication n’a pu être donnée concernant sa présence dans l’inventaire des déchets TFA non-conformes.
Demande n°A.2: Je vous demande, en l’absence de justification, d’éliminer dans les meilleurs délais ce conteneur n°7089.
Lors de l’inspection de l’aire TFA, les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- Le revêtement de l’aire TFA est fissuré, les travaux engagés ne sont pas suffisants pour résorber ses fissures et ainsi garantir, en cas d’accident, l’absence d’infiltration vers le milieu naturel ;
- Certains conteneurs de type «Socodei» ne sont plus conformes. Leur état dégradé sans protection particulière ne garantit plus leur étanchéité ;
Demande n°A.3.c: Je vous demande de rendre visible l’identification de tous les conteneurs pleins d’huile.
L’annexe 2 du volet 2 de l’étude déchets fixe la liste des locaux classés K (contenant des déchets conventionnels) sous surveillance particulière hors îlot nucléaire. La surveillance particulière mise en place n’est néanmoins pas détaillée.
Demande n°B.1: Je vous demande de me transmettre le détail de la surveillance particulière mise en place pour ces locaux.
Douze fûts de boues issues des fonds de bâche de traitement d’effluents usés (TEU) sont actuellement entreposés dans 4 coques béton dans le bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC). L’accord exprès CODEP-STR-2012-024716 du 10 mai 2012 prévoyait l’entreposage de ces coques béton dans le bâtiment ayant servi au retournement du stator lors de la VD de la tranche 2 et non dans le BAC.
Demande n°B.2: Je vous demande de me justifier, par rapport au référentiel du site, ce qui permet de maintenir cet entreposage de boues dans le BAC et la position des services centraux d’EDF par rapport à un tel choix d’entreposage.
Des fûts de diatomées, adjuvant ayant servi de précouche de filtration des effluents usés du primaire, sont entreposés dans le BAC sur 4 hauteurs. La stabilité d’une telle hauteur de superposition est à démontrer.
Demande n°B.3: Je vous demande de me justifier la stabilité de l’entreposage sur 4 hauteurs des fûts de diatomées.
Les prescriptions techniques relatives à l’aire TFA annexées au courrier en référence fixent une activité massique maximale par type de déchets de 100 Bq/g en émetteurs bêta/gamma à vie courte. Sur un conteneur de déchets métalliques situé à l’emplacement G19 est affiché une activité de 1.400 MBq pour 2.180 kg de déchets, soit 642 Bq/g. Le dossier d’identification du colis dans le logiciel DRA indique néanmoins une conformité à la limite maximale d’activité.
Demande n°B.4: Je vous demande de me justifier les modalités de calcul qui ont conduit à considérer ce colis comme respectant l’activité massique maximale de 100Bq/g en émetteurs bêta/gamma à vie courte fixée dans les prescriptions techniques de l’aire TFA.
La date de péremption de l’émulseur (protection incendie) de l’aire TFA, affichée sur le devant du conteneur, est le 26/06/2012. D’autres étiquettes suggèrent qu’un changement d’émulseur a peut-être été fait.
Demande n°B.5: Je vous demande de me justifier la validité de cet émulseur.
C.1 Afin de faciliter la gestion des quantités maximales autorisées sur le Centre de Regroupement de Déchets (CRD), le prestataire a une fiche récapitulative établie par le CNPE indiquant, par type de déchet, la limite de stockage sur le CRD et la limite autorisée par les prescriptions techniques. En ce qui concerne les bains photographiques, cette fiche indique une valeur maximale de stockage au CRD de 0,5 m3 et une valeur maximale autorisée de 0,8 m3 alors que cette valeur est de 0,5 m3 dans les prescriptions techniques. Cette erreur n’a pas d’incidence immédiate mais doit être corrigée.
D - Inspection du 23/01/2013
Thème: systèmes électriques
N/Réf.: CODEP-STR-2013-008758
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0183
L’inspection du 23 janvier 2013 portait sur l’exploitation et la maintenance des tableaux électriques et sur le respect des prescriptions techniques liées à la décision ASN n°2011-DC-0231 suite à la troisième visite décennale. Les inspecteurs ont vérifié la mise en œuvre les prescriptions techniques liées à la bâche PTR et au bâtiment d’appoint ultime.
Par la suite, les inspecteurs se sont intéressés au retour d’expérience tiré des écarts mineurs survenus sur les tableaux électriques du site. Ils ont également examiné des dossiers relatifs à des modifications mises en œuvre sur les deux réacteurs. Par ailleurs, les inspecteurs ont examiné des gammes renseignées d’essais périodiques réalisés sur différents tableaux électriques. Enfin, les inspecteurs ont vérifié l’état général des tableaux électriques, des câblages et des batteries sur le terrain.
L’impression générale laissée par cette inspection a été positive. Aucun écart n’a été relevé en ce qui concerne les prescriptions techniques. Les inspecteurs ont néanmoins relevé un écart lié à un défaut d’archivage de documents de maintenance des tableaux électriques.
Les inspecteurs ont consulté des dossiers de maintenance liés aux tableaux électriques. Ils ont noté que l’exploitant n’a pas pu présenté les gammes de travail liées à la maintenance des partie fixes des tableaux 6.6 kV 1LGD et 1LGE et des tableaux 380V 2LLA, 2LLB et 2 LLD. Les inspecteurs ont néanmoins vu le compte rendu des travaux une fois qu’ils étaient effectués.
Demande n°A.1: Je vous demande de garantir la traçabilité des opérations de maintenance effectuées sur le site.
Lors de la visite de l’entrepont de câblage du réacteur n°2 (locaux L372 et L363), les inspecteurs ont relevé la présence de plusieurs câbles électriques hors de leurs chemins de câble.
Demande n°A.2a: Je vous demande de remettre en conformité ces câbles.
Demande n°A.2b: Je vous demande de vérifier la conformité des câbles sur leurs chemins de câbles dans l’ensemble des locaux «d’entrepont de câblage» des deux réacteurs.
Les inspecteurs n’ont pas examiné le retour d’expérience fait par EDF lié au dossier de modification n°PNRP 138: Conditionnement TPS. ASG .
Demande n°B.1: Je vous demande de me transmettre le retour d’expérience lié à la PNRP 138 Conditionnement de la TPS. ASG
Dans le cadre du suivi de la fiabilité de la turbine à combustion, et suite à des difficultés d’approvisionnement de pièce de rechange lié à un problème d’obsolescence au niveau des liaisons électriques de la partie contrôle commande – turbine de la turbine à combustion, le site est en cours de définition de la stratégie de maintenance à appliquer par rapport à cette situation.
Demande n°B.2: Je vous demande de me transmettre votre stratégie de maintenance et un échéancier lié au traitement ce point.
Le traitement de l’écart lié aux relais TEC 1804 a été réalisé sur la partie fixe du relais. Il reste donc à vérifier la conformité de l’embase de ces relais.
Demande n°B.3: Je vous demande de me transmettre un échéancier de vérification des embases des relais TEC 1804.
Dans le cadre du suivi des défauts de terre sur les tableaux LBE et LBF, une instrumentation spécifique a été mise en place depuis plusieurs années.
Demande n°B.4: Je vous demande de me transmettre les statistiques des défauts de terre observés sur ces tableaux lors des cinq dernières année et les conclusions que vous avez tirées.
C.1 Le support du chemin de câble C94 au fond du local L372 comporte un bord à angle vif sans protection physique.
E - Inspection du 27 février 2013
Thème: Conduite accidentelle
N/Réf.: CODEP-STR-2013-014755
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0177
L’inspection annoncée du 27 février 2013 portait sur le thème de la conduite incidentelle et accidentelle (CIA).
Elle avait pour objectif de contrôler la gestion et le respect du référentiel de CIA par l’exploitant et en particulier le chapitre VI des Règles Générales d'Exploitation.
Les inspecteurs ont contrôlé la gestion et la tenue à jour du référentiel par l'exploitant. Ils ont examiné les situations d'entrées dans les procédures incidentelles et accidentelles suite à l’apparition d'alarmes dites «DOS» entre le 1er août 2012 et la date de l'inspection. Ils se sont rendus en salle de commande de la tranche 1 pour contrôler par sondage les consignes disponibles et les modalités d'exploitation de la tranche. Ils ont demandé à l’exploitant de simuler l’exécution de 3 fiches de conduite incidentelles et accidentelles. Un exercice de simulation a permis de tester la réaction de l’exploitant en situation accidentelle.
Les inspecteurs ont noté la gestion rigoureuse du référentiel par l'exploitant. Ils déplorent néanmoins qu’aucune «validation à blanc» ne soit effectuée par le site sur les consignes mises à jour depuis 2009. Des écarts ont été relevés par ailleurs sur le déploiement de nouvelles consignes et le renseignement des analyses d’alarmes. Les inspecteurs sont satisfaits du bon déroulement de l’exercice de simulation qui a permis de tester l’application de certaines procédures incidentelles et accidentelles.
La réunion préalable au déploiement d’une nouvelle consigne permet de décider si une validation à blanc est nécessaire. Cette réunion permet en outre de décider des modalités de formation et de s’assurer de la mise en cohérence avec les autres documents et les échéances correspondantes.
Les inspecteurs ont constaté que cette réunion n’était pas réalisée alors qu’elle est explicitement prévue par la note d’application sur les modalités de gestion du chapitre VI des Règles Générales d'Exploitation (NA 02/03).
Demande n°A.1: Je vous demande de réaliser à chaque évolution de consigne la réunion préalable afin d’examiner, dans les formes prévues par la note NA 02/03, son déploiement.
Les inspecteurs ont examiné, par sondage sur les tranches 1 et 2, les situations d’entrées dans le DOS (document d’orientation et de stabilisation) entre le 1er août 2012 et la date de l’inspection et en particulier les situations pour lesquelles une alarme DOS est apparue alors qu’elle n’était pas prévue. Ainsi les inspecteurs ont examiné plus en détail dix déclenchements imprévus d'alarmes DOS conduisant à un critère d’entrée APE (approche par états) et ont constaté que quatre d’entre eux sont mal renseignés dans le cahier de quart.
Demande n° A.2: Je vous demande de dûment renseigner le cahier de quart lors d’un déclenchement imprévu d'alarme DOS conduisant à un critère d’entrée APE.
La note de gestion du chapitre VI des Règles Générales d'Exploitation (NA 02/03) indique que la validation à blanc est inutile lors de la mise à jour de consignes à partir de documents nationaux prescrits.
Les inspecteurs, en examinant les modalités de déploiement d’une nouvelle consigne, ont constaté qu’aucune validation à blanc n’a été réalisée depuis la validation de la consigne de référence I14 en 2009. Pourtant, lors de cette dernière validation, de nombreuses remarques ont été faites, montrant ainsi l’utilité d’une telle validation.
Demande n°B.1: Je vous demande de me justifier la non-nécessité de validation à blanc de certaines consignes et l’état de votre réflexion sur l’opportunité de valider à blanc les consignes. Vous pourrez utilement valider à blanc certaines consignes en 2013, afin d’observer si cela conduit à un nombre significatif de remarques.
C.1 Une revue annuelle conduisant à une mise à jour de la section 2 du chapitre VI des Règles Générales d'Exploitation est prévue. Dans la pratique, cette revue est réalisée à chaque intégration de consignes. Même si cette vérification a effectivement été réalisée tous les ans depuis 2007 par suite d’intégration d’ITS, les inspecteurs vous rappellent que le contrôle annuel doit être planifié afin d’éviter une périodicité de contrôle supérieure à un an.
F - Inspection du 27/03/2013
Thème: Compétences, habilitations et formation
N/Réf.: CODEP-STR-2013-018397
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2013-0175
L’inspection du 27 mars 2013 portait sur le thème des compétences, des habilitations et de la formation.
Les inspecteurs ont évalué la prise en compte de cette dimension dans les activités et fait le point sur les orientations choisies par le site dans chacun de ces trois domaines. Après avoir examiné l’aspect organisationnel, les inspecteurs ont pu vérifier la bonne application de ces procédures au cours d’une visite dans différents services. A cette occasion, les inspecteurs ont choisi par sondage des dossiers d’agents afin d’examiner leur conformité au référentiel.
Les inspecteurs ont constaté que la gestion des compétences, des habilitations et de la formation sur le site de Fessenheim est globalement satisfaisante. Les outils mis en place pour recenser et identifier les besoins en compétences sont pertinents. L’organisation de la formation autour des différentes académies de métiers et des chantiers école se présente comme un outil robuste de professionnalisation des personnels. L’organisation mise en œuvre pour le compagnonnage des nouveaux arrivants manque néanmoins aujourd’hui de clarté.
Les inspecteurs ont vérifié la réalisation du compagnonnage des deux derniers arrivants du Service Prévention et Sécurité (SPS). La note d’organisation «Habilitations et autorisations des agents du Pole Prévention des risques» D5190-02.0335-NT 07/RS*/0353 ind. 7 détaille les rôles du tuteur, du compagnon et de l’agent apprenant au travers du carnet de compagnonnage. L’exploitant a indiqué aux inspecteurs que le compagnonnage n’est désormais plus encadré de cette façon.
Demande n°A.1: Je vous demande de mettre à jour la note d’organisation du Service Prévention et Sécurité (SPS) et des autres services éventuellement concernés par cet écart afin d’assurer l’adéquation de ces documents avec les pratiques de compagnonnage.
En l’absence de carnet de compagnonnage des deux derniers arrivants du Service Prévention et Sécurité (SPS), les inspecteurs ont voulu consulter la lettre de mission du tuteur de ces deux agents. Ce document n’a pu être présenté aux inspecteurs.
Demande n°B.1: Je vous demande de me transmettre la lettre de mission du tuteur des deux derniers arrivants du Service Prévention et Sécurité.
Les inspecteurs ont vérifié les habilitations des personnes d’astreinte au service SPS le jour de l’inspection. Pour ce service, deux agents d’astreinte sont définis au Poste de Commandement Moyens (PCM): «PCM 5.11» ainsi que son renfort «PCM 5.13». Les agents concernés présentaient toutes les habilitations nécessaires mais «PCM 5.13» était un agent technique en cours de professionnalisation. Il a été indiqué aux inspecteurs que la sollicitation éventuelle en cas d’astreinte de ce renfort à «PCM 5.11» serait bénéfique à son parcours de professionnalisation.
Demande n°B.2: Je vous demande de m’indiquer le dispositif qui vous assure que «PCM5.13» ne peut être amené à être sollicité seul lors d’une astreinte mais uniquement en renfort de «PCM5.11».
La connaissance de la réglementation relative aux équipements sous pression fait partie des compétences requises pour l'exercice des activités du service robinetterie. Les inspecteurs ont vérifié au cours de leur visite de terrain dans ce service que la cartographie des compétences identifie l’ensemble des compétences techniques et non techniques requises et les évalue afin de détecter un besoin éventuel de formation. Le Service Contrôle-Commande, indisponible au cours de la visite terrain, n’a pas fait l’objet de ce même examen. Les inspecteurs ont noté qu’une partie de ce service a bénéficié d’une formation quant à la réglementation relative aux équipements sous pression à la fin de l’année 2012.
Demande n°B.3: Je vous demande de me transmettre la cartographie des compétences du Service Contrôle-Commande.
Pour mener à bien les deux visites partielles successives programmées sur chaque réacteur en 2013, l’exploitant a présenté sa méthode de dimensionnement des compétences requises. Pour la prise en charge du pilotage, une deuxième équipe d’arrêt, distincte de la première, sera mise en place. Pour la prise en charge de toute la phase préparatoire., les équipes spécifiques par métiers seront communes aux deux arrêts. Des organigrammes par métiers encadrent cette organisation. Les inspecteurs ont noté la présence d’une case grisée dans l’organigramme de l’équipe commune MC-MT et n’ont pas obtenu en séance d’explication sur sa signification, en l’absence du métier concerné.
Demande n°B.4: Je vous demande de m’expliquer la présence d’une case grisée dans l’organigramme de l’équipe commune MC-MT pour les deux visites partielles n°27.
C.1 L’outil de cartographie des compétences apparaît pertinent, remplissant la tâche d’identification des besoins en compétence de manière ergonomique.
G - Inspection du 11/12/2012
Intégration par le site des prescriptions liées à la poursuite d’exploitation du réacteur n°1
Démarche du site face au risque d’agression «grand froid»
N/Réf.: CODEP-STR-2012-067135
N/Réf. dossier: INSSN-STR-2012-0863
Thème «respect des prescriptions»:
La première partie de l’inspection du 11 décembre 2012 portait sur le thème « respect des engagements » et plus particulièrement sur le respect des prescriptions liées à la poursuite d’exploitation du réacteur n°1 de la centrale de Fessenheim, qui figurent dans la décision n°2011-DC-0231 de l’Autorité de sûreté nucléaire. Une attention particulière a été portée aux 8 prescriptions qui doivent être satisfaites au 31 décembre 2012. Cette partie faisait suite à l’inspection INSSN-STR-2012-0804 du 18 juillet 2012, qui avait permis de parcourir l’ensemble des prescriptions.
Les inspecteurs se sont d’abord concentrés sur la mise en œuvre de la modification « appoint ultime » (prescription n°20), et ont ensuite parcouru l’ensemble des prescriptions dont l’échéance est proche ou passée, et dont le respect n’avait pas été contrôlé en juillet 2012. Ils sont ensuite allés inspecter, sur le terrain, le chantier «appoint ultime» et vérifier la documentation opérationnelle des essais de mise en service en cours.
L’inspection a permis de confirmer la bonne impression de l’inspection du 18 juillet 2012: l’exploitant est rigoureusement organisé pour respecter les prescriptions, la mobilisation tant sur le site qu’au niveau des services centraux est conséquente. L’inspection a permis de contrôler que les prescriptions à échéance fin 2012 sont soit réalisées, soit en phase finale de réalisation. Le site devra néanmoins s’assurer que la documentation associée aux modifications matérielles et à leur utilisation soit également en vigueur à la date demandée.
Thème «grand froid»:
Les inspecteurs ont d’abord analysé l’ensemble des procédures relatives au grand froid devant être en vigueur sur le site. Ils ont ensuite contrôlé les actions prises par le site en anticipation de la période de «grand froid hivernal». Par la suite, ils ont contrôlé sur le terrain le respect de certaines exigences matérielles relatives au risque d’agression «grand froid».
L’inspection laisse aux inspecteurs une impression globalement satisfaisante de l’intégration sur le site des préconisations nationales d’EDF liées au risque «grand froid». Ils notent néanmoins que la règle particulière de conduite (RPC) relative au grand froid contient un certain nombre d’actions erronées pour le site de Fessenheim, et mériterait d’être mise à jour. Par ailleurs, le retour d’expérience des deux événements significatifs relatifs à la sûreté en lien avec la problématique grand froid en 2012 devra être pleinement tiré et les actions préventives mises en œuvre.
Thème «respect des prescriptions techniques»; Pas de demande d’action corrective
Vous avez déclaré à l’ASN, le 4 décembre 2012, un événement significatif sûreté (ESS) lié à l’indisponibilité de capteurs sur le système de refroidissement des piscines PTR suite au gel potentiel de tubes en contact direct avec l’atmosphère. Le risque «grand froid» lié à ces capteurs est pourtant identifié dans la RPC «grand froid.
Vous avez précisé oralement lors de l’inspection que l’absence de calorifuge était dû à la mise en place d’une protection anti-feu sur ce tube. L’exigence «anti-feu» a donc été intégrée sans tenir compte de l’exigence «grand froid». L’écart n’avait pas été constaté lors de la ronde spécifique «grand froid» réalisée en octobre 2012 afin de détecter tout problème matériel sur les endroits susceptibles d’être confrontés à des températures très basses.
Cet ESS peut être rapproché de l’ESS déclaré en septembre 2011 lié au bouchage dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) d’une trémie pour l’intégration d’exigences incendie sans tenir compte des exigences de ventilation pour les locaux concernés.
Demande n°A.1: Je vous demande de prendre les actions nécessaires pour éviter que l’intégration d’une nouvelle exigence ne conduise au non respect d’une exigence antérieure.
Demande n°A.2: Sans attendre le compte rendu de l’ESS mentionné ci-dessus, je vous demande de vérifier que l’ensemble des composants du système de refroidissement de l’eau des piscines (PTR) sensible au grand froid est calorifugé conformément aux exigences en vigueur.
Lors du contrôle par sondage du respect des exigences de la RPC «grand froid», les inspecteurs se sont aperçus que, bien qu’écrite pour le palier CP0 (Fessenheim + Bugey), cette procédure intègre un certain nombre d’exigences qui ne peuvent pas s’appliquer au site de Fessenheim (demande de calfeutrer des trémies non existantes, etc.) Malgré une note d’analyse d’exhaustivité réalisée par vos services en 2006 et envoyée à l’ingénierie nationale (UNIE), la fiche d’amendement (FA) de la RPC «grand froid» de 2009 ne corrige pas ces erreurs.
Demande n°A.3: Je vous demande de prendre des dispositions afin que la RPC «grand froid» du palier CP0 soit mise à jour pour être applicable au site de Fessenheim.
Thème « respect des prescriptions techniques »
A chaque échéance de prescription, vous avez jusqu’à présent envoyé un courrier à l’ASN faisant état du respect de l’exigence concernée.
Demande n°B.1: Pour les prescriptions arrivant à échéance à l’avenir (et notamment au 31 décembre 2012), je vous demande d’enrichir votre courrier d’information des références des documents confirmant le respect des exigences fixées, notamment en termes d’essais avant mise en exploitation et de documentation associée.
Appoint ultime, prescription n°20:
Une note de «programme de principe de requalification» reprenant l’ensemble des essais prévus sur ce système avant sa mise en service (déroulement des flexibles, démarrage du groupe électrogène, de la pompe, etc.) a été présenté aux inspecteurs lors de l’inspection.
Demande n°B.2: Je vous demande de me transmettre, au plus tard le 31 janvier 2013, un bilan de l’ensemble des essais réalisés et de la performance obtenue lors de ces essais, notamment sur la durée de mise en œuvre des actions des équipes de crise en cas de besoin du système d’appoint ultime.
Lors du contrôle par sondage de la mise en œuvre des dispositions prévues dans le dossier «article 26» de déclaration de la modification «appoint ultime», les inspecteurs ont constaté qu’un certain nombre d’entre elles (parmi celles qui vont au-delà des exigences de la prescription) n’avaient pas été mises en œuvre ou étaient déclinées de façon différente (exemple: lieu de stockage des flexibles modifié par rapport au projet initial).
Demande n°B.3: Je vous demande de réaliser et de me transmettre, au plus tard le 31 janvier 2013, un bilan de l’exhaustivité de la réalisation des modifications prévues dans la modification «appoint ultime». Pour chaque disposition en écart par rapport au dossier de déclaration, vous préciserez :
* l’échéance de sa réalisation en cas de décalage dans le temps,
* la raison de son abandon ou du changement opéré si tel est le cas.
Dans le cadre de l’analyse des contrôles qualité effectués par la société SOCOTEC sur le génie civil du bâtiment d’appoint ultime, les inspecteurs ont relevé une non-conformité sur le coulage de la dalle supérieure du bâtiment.
Cette non-conformité a été corrigée par une reprise de la dalle et des ferraillages, mais aucun document justifiant le respect de l’ensemble des exigences fixées pour cet élément de génie civil n’a pu être montré aux inspecteurs, en particulier sa tenue à 2t/m2 déclarée dans le dossier de modification «article 26».
Demande n°B.4: Je vous demande de me justifier que la dalle concernée par l’écart de conformité évoqué est conforme à l’ensemble des exigences fixées et que les plans et notes de calculs éventuellement nécessaires à cette justification ont été repris.
Il a été indiqué aux inspecteurs que:
* la fréquence des essais sur le matériel du bâtiment d’appoint ultime n’était pas encore décidée ;
* les fiches de guide d’action des équipes de crise (GAEC) étaient encore à l’état projet.
Demande n°B.5: Vous veillerez à intégrer à l’état des lieux demandé en n°B.1. les éléments indiqués ci-dessus.
À la lecture du compte rendu de la revue «grand froid» d’octobre 2012, les inspecteurs ont posé des questions sur l’origine et le contenu de la demande d’intervention (DI) 550037. Bien que l’outil Sygma soit à disposition dans la salle de réunion, les informations consultées n’ont pas permis aux personnes présentes de préciser le contenu de cette DI, et la raison pour laquelle elle n’avait pas été identifiée comme prioritaire dans le cadre de la revue «grand froid».
Demande n°B.6: Je vous demande de me préciser les enjeux liés à la DI 550037, ainsi que la raison pour laquelle vous avez jugé qu’elle n’a pas d’impact immédiat et qu’elle ne doit pas être traitée de manière privilégiée. Vous préciserez le traitement qui sera réservé à cette DI.
Les inspecteurs ont pris note que les cordons pour la réalisation de la DI 582686 identifiée comme prioritaire dans le cadre de la revue « grand froid » ont été livrés.
Demande n°B.7: Je vous demande de m’informer du remplacement de ces cordons conformément aux actions décidées suite à la revue «grand froid».
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont pu constater que le traitement du problème lié au conditionnement de la TPS ASG au niveau du local LLS n’était pas résolu et que la solution retenue pour la tranche 1 diffère de la solution retenue pour la tranche 2.
Demande n°B.8: Je vous demande de m’expliquer les raisons des écarts de traitement entre les deux tranches.
C. Observations: Pas d’observations.
L’adjoint au chef de la division de Strasbourg
signé par Hubert Mennessiez
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