Source: http://gazettenucleaire.org/2000/181_Blayais1.html
Timestamp: 2018-02-19 19:31:39+00:00
Document Index: 18815648

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

I- dossier IPSN
Rapport SUR L'INONDATION DU SITE DU BLAYAIS SURVENUE
Ce rapport décrit le déroulement et les conséquences de l'inondation survenue le 27 décembre 1999 sur le site du BLAYAIS. Il présente aussi les actions menées par l'IPSN à la suite de cette inondation ainsi que les premiers enseignements qui en résultent.
2. IMPLANTATION DU SITE DU BLAYAIS
2.1. LOCALISATION DU SITE
Le site de la centrale du BLAYAIS qui comporte quatre tranches nucléaires à eau sous pression de 900 MWé, se trouve dans le département de la Gironde à 50 km au Nord-Ouest de Bordeaux. Les installations sont implantées en bordure de la Gironde dans une zone marécageuse.
2.2. HYDROLOGIE DU SITE
Les évaluations faites pour apprécier les niveaux des hautes eaux de la Gironde ont montré qu'au droit du site, les effets maritimes sont prépondérants par rapport aux effets fluviaux. La démarche retenue pour quantifier ces niveaux est donc celle adoptée pour les sites en bord de mer.
Le niveau des hautes eaux dépend des marées et des conditions topographiques et météorologiques locales. Le niveau retenu pour dimensionner la protection du site est 5,02 m NGF. Il correspond à celui atteint par la marée maximale (coefficient 120) augmenté d'une surcote destinée à tenir compte des conditions météorologiques (vents, dépressions,..) et topographiques locales ; cette surcote est évaluée par extrapolation à partir des mesures de niveau d'eau enregistrée depuis plusieurs décennies.
La station marégraphique de référence pour le site du BLAYAIS est celle de Pauillac, située à 2,5 km en amont du site.
Le site est ceinturé par une digue. La digue est constituée par un ouvrage en terre protégé côté Gironde par un enrochement de blocs de pierre. En front de Gironde, sa hauteur est de 5,2 m NGF ; sur les côtés latéraux du site, sa hauteur est de 4,75m NGF.
Des études récentes menées par Électricité de France, présentées dans l'édition 1998 du rapport de sûreté de la centrale du BLAYAIS, ont conduit à une réévaluation du niveau d'eau à considérer pour la protection du site ; le nouveau niveau d'eau à retenir est de 5,46 m NGF. Dans ces conditions, Électricité de France avait prévu de rehausser la digue jusqu'à 5,70 m NGF ; les travaux correspondants, initialement prévus en 2000, avaient été repoussés par Électricité de France à 2002. Par lettre n° 5000/B995614 du 29 novembre 1999, la Direction Régionale de l'Industrie, de la Recherche et de l'Environnement Aquitaine avait demandé à Électricité de France d'apporter des explications à ce sujet.
Quelques niveaux d'eau de la Gironde peuvent être indiqués, à titre de repères :
- niveau maximum mesuré à Pauillac avant le 27/12/1999 : 4,12 m NGF, le 28 mars 1979 ;
- niveau maximum mesuré à Pauillac le 27/12/1999 : 4,46 m NGF (pour mémoire, tous les marégraphes sont ensuite devenus inopérants durant la tempête du 27 décembre 1999).
Les constats faits sur le site du BLAYAIS après la tempête du 27/12/1999, montrent que l'eau a franchi des obstacles situés entre 5 m NGF et 5,30 m NGF.
3. DESCRIPTION DE L'INONDATION
3.1. ÉTAT INITIAL DES TRANCHES LE 27 DÉCEMBRE 1999
Avant les perturbations survenues dans la nuit du 27 décembre 1999, l'état des tranches était le suivant :
- tranches 1, 2 et 4 : en fonctionnement à 100% de leur puissance nominale,
- tranche 3 : à l'arrêt après rechargement, avec refroidissement par le circuit de refroidissement à l'arrêt.
3.2. DÉROULEMENT DES ÉVÉNEMENTS
3.2.1. Perte partielle des alimentations électriques externes
Selon les renseignements recueillis auprès de l'exploitant, dès 19h30 le 27 décembre 1999, le site a été confronté à la perte des sources d'alimentation électrique auxiliaires en 225 kV sur les quatre tranches du site ainsi qu'à une perte du réseau électrique 400 kV sur les tranches 2 et 4. Ces défaillances ont entraîné la mise à l'arrêt automatique de ces deux tranches dont les diesels ont démarré et rempli correctement leur fonction dans l'attente du retour du réseau électrique 400 kV, qui est intervenu vers 22h20. La ligne de 400 kV qui alimente les tranches 1 et 3 est quant à elle toujours restée disponible. Un schéma de la distribution électrique du site est présenté qui mentionne également les endroits où se sont produites les défaillances de ces alimentations.
3.2.2. Inondation du site
Dans la nuit du 27 au 28 décembre 1999, des vagues remontant la Gironde, issues de la conjonction de la marée et d'un vent d'une force exceptionnelle, ont submergé en partie le site du BLAYAIS. Selon les informations fournies par l'exploitant, l'inondation aurait débuté le 27 décembre vers 19h30, soit deux heures avant la pleine mer (marée de coefficient 77).
A 22 heures, une alarme de niveau haut de la Gironde au poste d'observation de Richard (voir planche 1) a été transmise à la tranche 4. Cette alarme conduit à l'application de la consigne de conduite I-CRF. Il semble que l'information relative au niveau haut atteint dans la Gironde n'ait pas été transmise aux tranches 1, 2 et 3 comme le préconise la fiche d'alarme correspondante. De plus, la consigne I-CRF du site du BLAYAIS utilisée par les opérateurs en salle de commande, ne mentionne pas la nécessité de déclencher le plan d'urgence interne (PUI) de niveau 2 alors que le document décrivant le plan d'urgence interne fait de cette consigne une condition de déclenchement du PUI de niveau 2. Cette incohérence est en cours d'investigation.
Des paquets d'eau ont submergé la plate-forme de la centrale avec des entrées notamment sur le côté Nord-Ouest de la digue. Lors du passage des paquets d'eau, les enrochements de la digue ont été déplacés, entraînant un arasement de la digue sur sa partie donnant sur la Gironde. La hauteur d'eau sur le site a atteint environ 30 cm dans l'angle Nord-Ouest du site (cette hauteur a été évaluée à partir des branchages bloqués sur les grilles d'accès).
Les tranches 1 et 2 ont été affectées de façon importante par des entrées d'eau. Par contre, les tranches 3 et 4 ont été beaucoup moins affectées.
Les entrées d'eau dans les tranches 1 et 2 sont identifiées par la présence au droit des trous d'entrée de plaques d'isolants provenant des façades du bâtiment administratif endommagées lors de la tempête. L'eau s'est écoulée préférentiellement dans la galerie générale du site par des trous de manutention des plaques surmontant cette galerie ainsi que par les espaces libres au niveau de tôles déformées. Cette galerie générale, située à l'extérieur des bâtiments, les encercle presque complètement. Le débit d'eau qui a pénétré dans cette galerie sous une hauteur d'eau de 30 cm peut être estimé entre 20 000 et 40 000 m3/h. Cette valeur est corroborée par l'estimation du volume d'eau pompé dans les locaux (environ 90 000 m3 d'eau ont été rejetés entre le 27 décembre 1999 et le 1er janvier 2000) et par le fait que la présence d'eau sur le site a été constatée durant environ 2 heures.
Parmi les locaux inondés des tranches 1 et 2 , il faut noter :
- les locaux contenant les pompes du circuit d'eau brute secouru (SEC). Le circuit SEC de chaque tranche comporte 4 pompes réparties en deux voies indépendantes (A et B), chaque pompe pouvant assurer 100% du débit nécessaire. Sur la tranche 1, les pompes SEC de la voie A ont été perdues par noyage de leurs moteurs;
- les galeries techniques, notamment celles cheminant à proximité du bâtiment du combustible et reliant la station de pompage à la plate-forme ;
- certains locaux contenant des départs électriques. La présence d'eau dans les locaux a ainsi conduit indirectement à l'indisponibilité de certains tableaux électriques ;
- le fond du bâtiment du combustible des tranches 1 et 2 contenant les alvéoles des deux pompes d'injection de sécurité à basse pression (RISBP) et des deux pompes d'aspersion dans l'enceinte (EAS). Les pompes ont été considérées comme totalement indisponibles par l'exploitant. Les systèmes auxquels appartiennent ces pompes sont les systèmes de sauvegarde de l'installation qui permettent notamment de faire face aux brèches du circuit primaire. Le circuit d'eau brute secouru (SEC) intervient aussi bien lors du fonctionnement normal des tranches pour refroidir des auxiliaires du réacteur, que lors des phases d'arrêt du réacteur pour refroidir le système de refroidissement à l'arrêt et lors des situations accidentelles pour permettre l'évacuation de la puissance résiduelle par échange de la chaleur dans les échangeurs du système d'aspersion dans l'enceinte.
4. GESTION DE LA SITUATION DANS LES CENTRES DE CRISE
4.1. GRÉEMENT ET FONCTIONNEMENT DES ÉQUIPES DE CRISE
A partir de 22h40, le 27 décembre, la DRIRE, la préfecture via la DRIRE et la DSIN ont été tenues régulièrement informées de la situation ; vers minuit, la DRIRE a informé l'ingénieur d'astreinte IPSN des problèmes d'alimentation électrique affectant la centrale du BLAYAIS. A 3h, le 28 décembre, les équipes de crise de la centrale ont été appelées pour renforcer les équipes présentes. En parallèle, la centrale a informé les services nationaux d'Électricité de France et la DRIRE. A 3h15, les équipes nationales de crise d'Électricité de France ont été mobilisées.
A 3h30, la DSIN a été informée par les services nationaux d'Électricité de France.
A 6h30, la direction de l'IPSN a été directement informée par les services nationaux d'Électricité de France des difficultés rencontrées par la centrale du BLAYAIS en termes d'alimentation électrique, avec demande de constitution d'une équipe technique dans son centre de crise pour dialoguer avec les équipes de crise d'Électricité de France. Une équipe de spécialistes a alors été réunie dans les locaux du centre technique de crise (CTC) de l'IPSN à Fontenay-aux-Roses dès 7h45 le 28 décembre 1999.
Compte tenu de la situation, le PUI niveau 2 a été déclenché à la demande de la DSIN à 9h, entraînant la mise en place d'une équipe de crise complète (25 personnes) au centre technique de crise.
La présence permanente d'une équipe de crise a été assurée dans ce centre du 28 décembre 1999 à 9h au 29 décembre 1999 à 21h ; une équipe de relève a assuré la permanence pendant la nuit du 28 au 29 décembre.
Dans la journée du 30 décembre, une équipe « allégée » a continué à assurer une veille au centre technique de crise et ce n'est que le 30 décembre vers 18h que ce centre a été officiellement désactivé. Durant cette période, l'IPSN a envoyé une trentaine de messages à la DSIN - dont douze le 28 décembre - pour l'informer de la situation technique et des risques en cas de défaillances supplémentaires. Ainsi, dans la matinée du 28 décembre 1999, phase la plus critique de l'inondation, l'IPSN a évalué que la tranche 1 aurait disposé de plus de dix heures pour agir avant la fusion du cœur du réacteur en cas de défaillance du système d'alimentation en eau de secours des générateurs de vapeur (ASG) qui assurait l'évacuation de la puissance résiduelle liée aux décroissances radioactives. Ce système qui comporte deux motopompes et une turbopompe - une seule pompe suffisant à assurer le refroidissement du réacteur - n'a montré aucun signe de défaillance durant son fonctionnement.
4.2. GESTION DE LA SITUATION PAR LES ÉQUIPES DE CRISE
La gestion de la situation accidentelle pour les tranches 1 et 2 peut être divisée en quatre phases :
- mise à l'arrêt : entre le 27 décembre et le 28 décembre 1999 en fin de matinée, les tranches - arrêtées automatiquement respectivement vers 23h et 0h30- sont passées de la pleine puissance où le fluide primaire est à une pression de 155 bar et à une température de 280°C à un état d'arrêt où la pression primaire est de l'ordre de 30 bar et la température de l'ordre de 160°C ; à la fin de cette phase, la puissance résiduelle à évacuer n'est plus que de l'ordre de 15 MW ;
- identification de l'ensemble des voies d'arrivée d'eau sur le site et assèchement des locaux inondés : ces opérations se sont achevées le 29 décembre 1999 dans la soirée ;
- récupération de la voie A du système SEC de la tranche 1 : celle-ci a été engagée après l'assèchement des locaux inondés et s'est définitivement achevée après la remise en état des pompes SEC le 4 janvier 2000 (une pompe était disponible dès le 30 décembre 1999) ;
- remise en état d'une pompe d'injection de sécurité et d'une pompe d'aspersion dans l'enceinte pour chaque tranche le 4 janvier 2000 (sans requalification complète).
Pour évacuer l'eau des locaux inondés, la centrale a mis en œuvre ses moyens propres de pompage associés à ceux des pompiers de la région.
Les eaux ainsi collectées ont été rejetées dans la Gironde par le circuit des égouts qui aboutit dans une fosse de plusieurs milliers de mètres cubes permettant la vérification par les laboratoires du site de leur activité volumique avant rejet. L'exploitant a fourni des valeurs de l'activité volumique des eaux rejetées dans la Gironde et l'OPRI a également procédé à des mesures. Durant cette période, les valeurs d'activité volumique due au tritium sont restées inférieures au seuil de détection (à l'exception d'une mesure -non confirmée- à 180 Bq/l) et donc inférieures à la limite applicable aux eaux d'exhaure, soit 1000 Bq/l pour le tritium.
5. ACTIONS DE L'IPSN
5.1. ÉVALUATION PAR L'IPSN DE LA SÛRETÉ DES TRANCHES DU SITE DU BLAYAIS APRÈS L'INONDATION
Les indications qui suivent résultent des échanges techniques intervenus avec Électricité de France depuis le 27 décembre 1999. En particulier, des spécialistes de l'IPSN se sont rendus sur le site les 6 et 12 janvier 2000.
5.2. JUSQU'À CE JOUR
5.2.1. Tranches 1 et 2
Le 30 décembre 1999, Électricité de France a demandé à la DSIN l'autorisation de maintenir les tranches 1 et 2 dans l'état dit « arrêt normal sur les générateurs de vapeur » (AN/GV), tant que la stabilisation du réseau national ne serait pas acquise et que l'ensemble des systèmes électriques de la centrale (sources externes, tableaux électriques) n'auraient pas été complètement retrouvés. L'IPSN a considéré que le maintien des tranches 1 et 2 dans cet état était effectivement préférable du point de vue de la sûreté à la lumière d'une comparaison du développement des séquences accidentelles plausibles dans les différents états envisageables, et la DSIN a accordé l'autorisation correspondante à Électricité de France.
Le 3 janvier 2000, Électricité de France a proposé d'effectuer une remise en état partielle d'une voie du système d'injection de sécurité à basse pression (RISBP) et d'une voie du système d'aspersion dans l'enceinte (EAS) de façon à leur assurer une fiabilité suffisante pour rejoindre l'état d'arrêt pour rechargement, en vue de réaliser un examen exhaustif de l'état des tranches et une remise en état complète des systèmes précités. L'IPSN a considéré raisonnable de viser à terme un état pour lequel l'ensemble des opérations nécessaires à la remise en état complète des installations affectées par l'inondation puisse être réalisé (contrôles, remise en état des structures et des équipements, essais destinés à vérifier le caractère opérationnel des équipements sollicités dans l'accomplissement des fonctions de sûreté).
Le 7 janvier 2000, sur avis favorable de l'IPSN, la DSIN a autorisé le passage des tranches 1 et 2 en arrêt pour rechargement sous réserve qu'il ne soit pas effectué durant la période des prochaines grandes marées qui débute le 21 janvier, avec un maximum atteint le 22 janvier 2000 à 6h50 (coefficient 105).
5.2.1.2. Tranches 3 et 4
La tranche 3 a été maintenue en arrêt à froid normal sur le système de refroidissement à l'arrêt (AN/RRA). Après récupération le 29 décembre 1999 de sa source auxiliaire 225 kV, la tranche 4 a été recouplée au réseau électrique le 30 décembre 1999 ; elle fonctionne depuis lors sa puissance nominale.
5.2.2.A court terme
Compte tenu de la proximité des prochaines grandes marées et des observations faites lors des visites sur site des 6 et 12 janvier 2000, l'IPSN a estimé nécessaire qu'Électricité de France définisse au plus tôt des mesures compensatoires pour l'ensemble du site (mise en place d'un système d'alerte fiable prévenant la centrale d'un risque d'inondation, remise en état de la digue, élimination des voies de cheminement de l'eau, par exemple par obturation de trémies ou par mise en place de portes résistant à la pression) et les mette en œuvre avant les prochaines grandes marées. De plus, l'IPSN a jugé nécessaire qu'Électricité de France propose un programme d'examen systématique et approfondi de l'état des installations et des systèmes des quatre tranches du site.
Il est à souligner qu'à la date du 14 janvier 2000, Électricité de France n'avait pas encore procédé à l'ensemble des contrôles permettant de garantir l'absence d'endommagement des équipements des tranches 3 et 4. De plus, compte tenu des mesures prises pour limiter les risques d'inondation des tranches 1 et 2, les tranches 3 et 4 pourraient être davantage vulnérables à une inondation et par des voies non identifiées à ce jour.
De nouveaux éléments techniques ont été transmis par Électricité de France le 17 janvier 2000 et les discussions techniques se poursuivent.
5.3. PROTECTION CONTRE LES INONDATIONS EXTERNES
5.3.1. Cas du site du Blayais
Les paragraphes suivants indiquent un certain nombre de sujets qui méritent d'être réexaminés à la lumière de l'inondation du 27 décembre 1999.
5.3.1.1. Protection du site
5.3.1.1.1. Système d'alerte
Comme cela a été mentionné plus haut, une alarme de niveau haut de la Gironde a été déclenchée vers 22h le 27 décembre 1999 dans la tranche 4 du site. Cette alarme n'a pas été traitée en tant que telle, les opérateurs ayant apparemment considéré qu'elle était couverte par l'application en cours de la procédure incidentelle relative à la perte des alimentations électriques externes. De plus, cette alarme n'a pas été répercutée vers les autres tranches comme le préconise la fiche d'alarme correspondante, ce qui aurait conduit à arrêter la tranche 1 plus tôt, d'où une diminution plus précoce de la puissance résiduelle à évacuer.
Une analyse de l'efficacité du système d'alerte en cas d'inondation et de la cohérence des différents documents correspondants s'avère donc nécessaire.
5.3.1.1.2. Digue
Pour ce qui concerne la digue, Électricité de France envisage aujourd'hui trois étapes :
- remise au niveau initial avant le 21 janvier 2000 (soit 5,2 m NGF),
- mise en conformité avec l'édition 1998 du rapport de sûreté (soit 5,7 m NGF),
- réexamen du niveau à considérer pour définir la hauteur finale de la digue, en tenant compte de l'inondation du 27 décembre 1999.
Les dates des deux dernières étapes n'ont pas été précisées à ce jour par Électricité de France.
Au delà des dispositions compensatoires immédiates, il convient effectivement de tenir compte des phénomènes observés le 27 décembre 1999. Ceci conduira à préciser la hauteur et la résistance de la digue nécessaires pour prévenir toute inondation du site du BLAYAIS, mais aussi à réexaminer les dispositions de la règle fondamentale de sûreté relative au risque d'inondation (RFS I.2.e).
5.3.1.2. Comportement du génie civil
De nombreuses voies d'arrivée d'eau ont été constatées. Les principaux éléments qui ont permis la propagation de l'inondation sont principalement la galerie générale du site, les portes, les passages de tuyauteries dans le génie civil et les trémies. Ceci conduit à s'interroger sur les points suivants :
- les voies d'inondation des locaux via la galerie générale du site ; un certain nombre de points sensibles sont d'ores et déjà en cours de traitement par Électricité de France (trémies dans les locaux des pompes de la station de pompage par exemple), la résistance des portes, des traversées et des trémies ; compte tenu des chargements qui peuvent s'appliquer à ces équipements, des critères d'étanchéité et de résistance à la pression devront être définis en tant que de besoin ;
- les dégradations éventuelles du génie civil ; si aucun endommagement particulier associé à l'inondation n'est visible (à l'exception de la digue), des relevés topographiques sont en cours pour le confirmer ;
- la tenue des joints entre bâtiments ; à ce stade, Électricité de France indique qu'aucun endommagement de ces joints n'a été identifié mais des contrôles complémentaires sont prévus
5.3.1.3. Impact sur les systèmes
Au-delà des demandes relatives aux tranches 3 et 4 (cf. paragraphe 5.1.2.), Électricité de France devra préciser, pour les tranches 1 et 2, l'ensemble des équipements affectés par l'inondation et mener les programmes particuliers de remise en état et de requalification nécessaires. L'impact du caractère corrosif de l'eau de la Gironde sur les matériels et notamment sur les matériels électriques ainsi que sur les enrobages des câbles assurant leur protection contre l'incendie devra être apprécié.
5.3.1.4. Impact sur la conduite
L'évaluation détaillée de la conduite adoptée pour les tranches 1 et 2 durant la nuit du 27 décembre 1999 pourrait fournir des enseignements précieux sur la gestion de la crise par les opérateurs et les équipes de crise aux niveaux local et national. Aussi, l'IPSN va procéder au dépouillement des données informatisées du système d'acquisition de données (KIT/KPS) qui permet de disposer en temps réel, au centre technique de crise de l'IPSN, d'informations concernant l'état de l'installation et des systèmes de sûreté.
5.3.2. Cas des autres sites
Il conviendra de réexaminer, pour l'ensemble des sites du parc nucléaire français [1], les données utilisées pour le calage de leur plate-forme (ces données concernent notamment les niveaux des marées, l'influence des phénomènes naturels pris en compte et les niveaux atteints lors des crues).
Une première analyse succincte du risque d'inondation externe des sites où sont implantés des réacteurs à eau sous pression, fait ressortir les éléments présentés ci-après.
Selon la règle fondamentale de sûreté (RFS I.2. e) applicable à la protection des sites des centrales nucléaires à l'égard des risques d'inondation d'origine externe, cette protection est assurée notamment par :
- 1. le calage de la plate-forme supportant les bâtiments abritant les matériels importants pour la sûreté à un niveau au moins égal au niveau des plus hautes eaux, avec une marge de sécurité (le niveau correspondant est appelé cote majorée de sécurité -CMS) ;
- 2. l'obturation des voies possibles d'accès de l'eau dans les locaux abritant les matériels participant au maintien de l'installation dans un état sûr, situées au-dessous du niveau du calage de la plate-forme.
En termes de rétroactivité, pour les sites aménagés avant la mise en application de la RFS I.2.e du 12 avril 1984, celle-ci prévoit que les sites ne répondant pas au premier critère doivent en tout état de cause respecter le deuxième critère et que des dispositions complémentaires doivent être proposées pour assurer un niveau de protection équivalent à celui exigé par la RFS I.2.e. De plus, certains sites présentent des conditions spécifiques nécessitant d'examiner le risque d'inondation résultant de la proximité d'un canal dont la ligne d'eau est supérieure à la cote de la plate-forme.
Les 19 sites français peuvent être regroupés en quatre catégories d'après les critères identifiés ci-dessus :
- les critères 1 et 2 rappelés ci-dessus sont respectés avec des marges importantes pour les sites de CHOOZ, CIVAUX et CATTENOM ;
- la plate-forme de l'îlot nucléaire est calée au-dessus de la CMS mais le respect du second critère mérite des vérifications plus approfondies pour les sites de BUGEY, CRUAS, FLAMANVILLE, GOLFECH, NOGENT, PALUEL, PENLY et SAINT-ALBAN ;
- la plate-forme de l'îlot nucléaire est calée au-dessous de la cote majorée de sécurité (CMS) pour les sites de BELLEVILLE, CHINON, DAMPIERRE, GRAVELINES, LE BLAYAIS et SAINT-LAURENT ;
il conviendra, pour ces sites, de réexaminer l'ensemble des dispositions spécifiques mises en place ;
- les sites de FESSENHEIM et de TRICASTIN sont implantés à proximité d'un canal dont la ligne d'eau est supérieure à la cote de leur plate-forme. Pour ces sites également, il conviendra de réexaminer les dispositions particulières mises en œuvre.
5.4. AUTRES ENSEIGNEMENTS
Au-delà des questions directement relatives aux inondations d'origine externe, il conviendra de revoir les relations possibles entre ces risques d'inondation et les inondations internes. Par extension, l'inondation du site du BLAYAIS pourrait également conduire à s'interroger sur la pertinence des méthodes habituellement employées pour la détermination de l'intensité des agressions externes « extrêmes » (séisme, grand froid,..).
L'inondation qui s'est produite sur le site du BLAYAIS a mis en évidence un mode de dégradation possible du niveau de sûreté de l'ensemble des tranches d'un même site.
Aussi, l'IPSN a engagé un programme de travail à court et moyen termes destiné à tirer les enseignements de cette inondation pour l'ensemble des sites français équipés de réacteurs à eau sous pression.
Dans le même temps, une première information a été transmise aux organismes de sûreté étrangers via le système IRS (Incident Reporting System) de l'OCDE.
[1] Un réexamen analogue pourra être fait pour la centrale de Daya Bay en Chine, de fourniture Framatome, pour laquelle l'analyse de sûreté initiale avait été faite par une équipe franco-chinoise, à la demande de l'autorité de sûreté de ce pays.
II- COMMUNIQUE DE PRESSE DU SYNDICAT CGT
- Le 28/01/2000:
L'organisation syndicale CGT a usé de son indépendance à l'égard des directions pour mener sa propre analyse sur l'incident significatif ayant touché la centrale du Blayais.
Les investigations menées par l'organisation, l'ont été en faisant appel aux avis d'ingénieurs et techniciens ayant vécu l'événement ainsi qu'à des spécialistes extérieurs à la centrale.
Ceci amène l'organisation à considérer que si le degré de gravité des événements ayant affecté la centrale demeure à l'évidence significatif, nous étions cependant encore loin d'une fusion du cœur du réacteur.
Ce qui rend la situation dangereuse dans une centrale nucléaire, c'est qu'il devienne impossible d'évacuer la chaleur résiduelle du coeur du réacteur que l'on pourrait comparer à un moteur de voiture qui continuerait à chauffer bien qu'arrêté.
Pour le refroidir, il faut donc continuer à faire circuler l'eau du radiateur.
Pour schématiser, un réacteur comporte plusieurs "circuits et radiateurs" permettant son refroidissement, 3 pour rester simple.
Lors de l'incident du 28 décembre, un seul était hors d'usage, les 2 qui restaient étaient parfaitement opérationnels bien qu'ayant eux-mêmes perdu certains systèmes destinés à les secourir.
Un radiateur sur ces 2 opérationnels, en sus, peut être secouru par les autres tranches de la centrale.
Par contre, ce qui est vrai et inacceptable, d'un point de vue sûreté nucléaire, c'est que nous avions perdu, partiellement, les systèmes de secours (injection de sécurité et aspersion de l'enceinte en cas de fusion) destiné à refroidir quand même le réacteur si nous avions perdu les 2 radiateurs évoqués ci-dessus.
A ces problèmes se sont ajoutés des problèmes d'alimentation électrique (perte du 400.000 volts et 225.000) qui conduisent à un constat de cumul des avaries jamais atteint à ce jour sur une centrale nucléaire en France.
Si nous en sommes arrivés là, c'est d'abord parce que l'eau a pénétré dans la centrale en passant par-dessus les digues et s'est écoulée ensuite dans les sous-sols pour pénétrer finalement dans certains locaux nucléaires.
Or, un rapport EDF interne, datant de 97, mettait déjà l'accent sur la nécessité d'un rehaussement de 0,5 m de la digue destinée à la protection du site.
Aurait-ce suffit ?
Ces travaux initialement prévus en 2000 avaient été reportés en 2002 pour des raisons budgétaires, ce qui, au demeurant, pose pour nous la question de critères de gestion privés dans une entreprise publique et nous conduit à nous interroger plus fortement sur l'ouverture du marché de l'électricité et ses conséquences sur la sûreté aussi bien du réseau que des installations nucléaires.
A titre indicatif, ces travaux de rehaussement des digues de la centrale sont estimés à moins de 10 MF pour un budget annuel du CNPE supérieur à 900 MF.
Au regard de cet incident, des investissements devront être faits rapidement pour intégrer le phénomène inondation dans la politique de protection contre les risques naturels.
Enfin, nous pensons que les informations fournies par la direction de la centrale n'ont pas été à la hauteur du problème en ne répondant pas aux exigences de transparence prévues et dues aux citoyens de ce pays.
Cependant, il existe une instance (Commission Locale d'Information) dans laquelle siègent élus (conseillers généraux, députés, maires.) représentants d'associations et de syndicats, la DRIRE, des scientifiques,
Cette instance est justement mise en place pour permettre aux populations, via leurs représentants, d'obtenir, entre autres d'EDF, toutes les informations et la transparence nécessaire à l'exploitation du nucléaire civil.
Il nous semble essentiel qu'en de telles circonstances, ses membres et plus particulièrement les membres de son bureau fassent le nécessaire pour qu'elle se réunisse en urgence, ce qui en l'occurrence, à notre connaissance, n'est toujours pas le cas.
L'exploitation du nucléaire civil, bien que sécurisée, reste dangereuse et nécessite, pour le bien de tous, esprit critique et vigilance accrue, en priorité des élus.
Afin de répondre aux interrogations légitimes des populations, notre organisation syndicale réfléchit à l'organisation de réunions publiques avec des personnes qualifiées pouvant répondre en toute indépendance aux questions qui se posent.
Braud, le 11 janvier 2000 - Le 27/01/00:
Vous avez été nombreux à nous demander des renseignements concernant la Centrale Nucléaire du BLAYAIS suite à la tempête de fin Novembre.
Il nous est impossible d'avoir tous les renseignements nous permettant de faire une analyse de cet incident. Les organisations syndicales n'ont pas encore le pouvoir de réunir tous les agents et en particulier ceux qui sont aptes à expliquer les phénomènes complexes.
Plutôt que de prendre le risque de dire des bêtises par manque d'éléments techniques nous avons préféré publier un document intégral de la Direction des Centrales Nucléaires qui circule librement dans notre entreprise. Nous considérons ce document factuel, fidèle aux événements constatés par le personnel présent à ces moments-là. Nous pensons qu'il aurait du être immédiatement publié sur le site Internet d'EDF car de nature à apporter des éléments de réflexion pour les internautes connaisseurs. De nature aussi à apporter des réponses au public face à certaines élucubrations journalistiques en mal de sensationnel.
EDF POLE INDUSTRIE DIVISION PRODUCTION NUCLÉAIRE FAITS MARQUANTS
" Observatoire de la production nucléaire "
N° 00/01 du 18 janvier 2000
TEMPÊTE ET INONDATION AU BLAYAIS Les 26 et 27 décembre 1999, la France a été victime à deux reprises de vents dévastateurs classés au niveau 12 "ouragan" dans l'échelle météorologique de Beaufort.
Dans les deux cas, Météo France explique la violence extrême des vents par le creusement d'une très profonde dépression se déplaçant à une vitesse proche de 100 km/h, qui s'est accentué sur terre en raison probablement d'une interaction forte avec un courant-jet transatlantique positionné plus au sud que d'habitude et soufflant à près de 400 km/h à 9000 m d'altitude.
Dans la matinée du 26, des pointes supérieures à 170 km/h ont été mesurées à Paris. Dans la soirée du 27, des pointes allant jusqu'à 200 km/h ont été observées à l'embouchure de la Gironde. La centrale nucléaire du Blayais est située en rive droite de la Gironde.
Perte totale du 225 kV et partielle du 400 kV
Le 27 décembre, trois des quatre tranches sont en production. La tranche 3 est à l'arrêt pour maintenance annuelle, combustible rechargé depuis le 14 décembre.
Vers 18h30, les premiers effets de la tempête provoquent l'interruption de l'alimentation électrique auxiliaire de puissance 225 kV des quatre tranches. Le réseau 400 kV reste disponible pour évacuer l'énergie fournie par les trois tranches en production, et assurer l'alimentation des auxiliaires de la tranche 3 à l'arrêt.
A 20h50, au plus fort de la tempête, une surtension sur la liaison 400 kV des tranches 2 et 4 provoque l'arrêt automatique de ces deux tranches. Les deux groupes électrogènes dont dispose chaque tranche démarrent automatiquement pour assurer l'alimentation électrique de secours. Les tranches 1 et 3 restent connectées au réseau 400 kV.
A 21h30, la tranche 4 retrouve la liaison 400 kV, ce qui permet d'arrêter ses deux groupes électrogènes à 22h20. Compte tenu d'une avarie sur un autotransformateur au poste d'interconnexion de Braud-et-Saint-Louis, l'alimentation auxiliaire 225 kV restera indisponible jusqu'à 23h30 le 28 décembre. La tranche sera recouplée au réseau à 1h20 le 30 décembre.
A 23h20, la tranche 2 retrouve à son tour la liaison 400 kV, ce qui permet l'arrêt de ses deux groupes électrogènes à 0h20.
Le 27 décembre, dès 19h30, des vagues commencent à franchir la digue de protection du site, deux heures avant la marée haute qui, ce jour-là, est seulement de coefficient 77.
Les vents violents sur les eaux gonflées de la Gironde déplacent des masses d'eau importantes au-delà de la digue. Le site est momentanément inondé, notamment sa partie nord-ouest où se trouvent les tranches 1 et 2. Les routes d'accès au site, inondées et obstruées par les débris charriés par la Gironde, sont coupées. A 21h00, la relève des équipes de conduite et de protection de site ne peut avoir lieu
Les petits débris végétaux collés en grande quantité sur une hauteur très régulière d'environ 35 cm marquent le niveau atteint par l'eau sur la clôture extérieure du site côté Gironde. De grandes quantités de branches et de troncs d'arbre de diamètre jusqu'à 700 à 800 mm ont été déposées par les vagues en arrière de la digue. La clôture, couchée par endroits, a pu être remise en place rapidement.
Des matériaux de la digue ont été emportés en différents endroits par les vagues, particulièrement du côté de la tranche 1 en raison de l'orientation de la berge par rapport aux vagues et de la plus faible profondeur des fonds en bordure de berge. Un premier examen fait néanmoins ressortir une relative stabilité de la digue, qui a bien protégé la berge.
A partir de 23 heures le 27 décembre, avec la marée descendante et la chute des vents, les eaux se retirent peu à peu, mais l'eau a pénétré dans les caniveaux et les sous-sols des tranches 1 et 2. Elle s'est infiltrée entre les dalles des caniveaux et au travers des trous qu'elles comportent, noyant les sous-sols du bâtiment du service conduite et du bâtiment des auxiliaires généraux de la centrale 1-2 directement connectés aux caniveaux.
L'eau s'est ensuite déversée progressivement, via une porte coupe-feu déformée, voire ouverte, sous l'effet de la pression, dans les galeries du sous-sol du bâtiment électrique de la paire de tranches 1-2.
Lorsque le niveau de l'eau dans les galeries électriques a dépassé les seuils des trémies verticales d'accès aux niveaux inférieurs, les galeries techniques SEC ont été inondées. Sous l'effet de la hauteur d'eau présente, l'eau a poursuivi sa progression à travers d'autres trémies inétanches ou endommagées. Elle a également cheminé, par la galerie de précontrainte, sous le bâtiment du réacteur de la tranche 1.
A minuit, en tranche 2, les alarmes témoignent de la présence d'eau dans les quatre puisards du sous-sol du bâtiment du combustible.
A 0h30 le 28 décembre, la tranche 1 s'arrête automatiquement en raison de l'encrassement des tambours filtrants de la prise d'eau. A 1h40, les alarmes signalant la présence d'eau dans les quatre puisards du sous-sol du bâtiment du combustible sont toutes allumées. Vers 8h30, il apparaîtra que la station de pompage est partiellement inondée : les deux pompes SEC voie A sont totalement recouvertes d'eau.
Les principales fonctions de sûreté touchées par l'inondation sont RIS (injection de sécurité), EAS (aspersion dans l'enceinte) et SEC (pompage d'eau de refroidissement). L'eau a recouvert les pompes RIS/BP et EAS des deux tranches, ainsi que les échangeurs EAS, mais pas les moteurs qui sont restés au sec. Les pompes, mais aussi les moteurs, SEC voie A de la tranche 1 sont également noyés.
Il n'a pas été constaté d'anomalie en relation avec l'inondation sur les structures de génie civil. Les dépôts sur les sols sont constitués de limon, et en aucun cas de sable sur lequel est appuyé la centrale, ce qui confirme l'absence de venue d'eau par le sous-sol.
La station de pompage et les sous-sols des bâtiments combustible des tranches 3 et 4 n'ont pas été concernés par l'inondation. La configuration générale du réseau de caniveaux de surface du site a favorisé le cheminement des eaux du côté des tranches 1 et 2.
Déclenchement du PUI
A partir de 22h40 le 27 décembre, le CNPE informe régulièrement l'Autorité de sûreté (DRIRE au niveau régional), qui relaye l'information vers la Préfecture.
A 0h30 le 28 décembre, dès que le site est à nouveau accessible, la direction du CNPE fait appeler des renforts à domicile, tout en incitant les agents à la plus grande prudence. A 2h50, lorsque la route est dégagée, elle déclenche le Plan d'Urgence Interne (PUI) de niveau 1 afin de mobiliser les ressources nécessaires aux opérations de pompage, de remise en état des matériels et d'analyse de la stratégie à adopter.
Le Directeur de la DSIN, échelon national de l'Autorité de sûreté, est informé. Les équipes de crise nationales d'EDF et de l'IPSN, appui technique de la DSIN, sont activées.
A 9h00, compte tenu du noyage de deux des quatre pompes SEC de la tranche 1 et dans l'éventualité de la perte totale de la fonction SEC sur cette tranche, la décision est prise de passer en PUI de niveau 2.
Les travaux de pompage commencent dans la matinée du 28 décembre, avec l'appui de trois camions pompes des pompiers de Blaye et de Mérignac. L'eau pompée est dirigée vers le circuit de collecte des eaux pluviales. Avant rejet vers la Gironde, des prélèvements sont effectués régulièrement et des contrôles de radioactivité réalisés. Toutes les mesures sont en dessous des seuils de détection.
Les travaux de pompage se sont terminés dans la nuit du 29 au 30 décembre. La redondance du refroidissement de la tranche 1 par l'eau du fleuve a été rétablie le 30 décembre. Des travaux de remise en état provisoire ont permis de rendre utilisables les voies B des systèmes RIS et EAS des deux tranches le 4 janvier.
Pendant toute cette période, la redondance du refroidissement des deux tranches a été garantie. Ce refroidissement a été assuré par les générateurs de vapeurs alimentés en eau par leurs circuits d'alimentation de secours, chaque tranche disposant de trois pompes d'alimentation : une turbopompe, qui utilise la vapeur des générateurs de vapeur comme source d'énergie, et deux pompes électriques alimentées par le réseau électrique général ou, à défaut, chacune par l'un des deux groupes électrogènes de secours. Ce refroidissement aurait aussi pu être assuré par le circuit SEC, car les deux voies en tranche 2 et au moins la voie B en tranche 1 étaient utilisables.
Compte tenu du programme de remise en conformité des matériels et du génie civil, les deux tranches devront rester à l'arrêt plusieurs semaines. Dans cette perspective, l'état le plus sûr à long terme vis-à-vis de tous les incidents envisageables, y compris une nouvelle inondation, est l'arrêt dépressurisé : cuve du réacteur ouverte, piscine du réacteur remplie d'eau, combustible non déchargé.
Le 10 janvier, l'Autorité de sûreté a donné son accord à la mise en arrêt dépressurisé des deux tranches. Les opérations ont commencé en tranche 2 le 11 janvier. Compte tenu que certaines opérations, notamment l'ouverture de la cuve, ne peuvent se faire en parallèle sur les deux tranches, une semaine est nécessaire pour mener à bien l'ensemble des opérations.
Niveau des marées et niveau du site
A la conception de la centrale nucléaire du Blayais, les données disponibles ont conduit à évaluer la cote majorée de sécurité à 4 m NGF (Nivellement Général de la France). Cette hauteur est le résultat d'un calcul intégrant les statistiques des marées locales et une surcote prenant en compte l'élévation du plan d'eau sous l'effet des vents et des dépressions barométriques. Sur ces bases, le niveau de la plate-forme sur laquelle est construite la centrale a été fixé à 4,5 m NGF.
Au début des années 1980, l'arrivée de nouvelles règles fondamentales de sûreté introduit une évolution de la méthode de calcul pour les sites en estuaire, ce qui conduit à réévaluer la cote majorée de sécurité. Il est alors décidé de créer une digue de protection, dont le niveau est fixé à 5,2 m NGF.
En 1997, de nouveaux calculs sont effectués dans le cadre du réexamen de sûreté décennal, en intégrant les observations réalisées lors des grandes marées de 1978 à 1996. Ils débouchent sur la décision de rehausser la digue de 0,5m, soit 5,7 m NGF. Les travaux, initialement prévus en 2000, ont été reportés pour profiter de la visite décennale programmée en 2002.
"Raz de marée médiatique"
Le 5 janvier, le quotidien Sud-Ouest titre "Très près de l'accident majeur". Il en résulte un afflux important de journalistes sur le site, que Sud-Ouest qualifiera le lendemain de "raz-de-marée médiatique" tout en ramenant son appréciation à "l'incident le plus grave de l'année 1999".
Sur Sud-Radio le 5 janvier, Noël Mamère, député Vert de la Gironde, affirme "Si l'on a su cette affaire, c'est parce que des journalistes ont fait leur travail, mais ce ne sont pas les ingénieurs de l'EDF, ni de l'Autorité de sûreté qui nous en ont informé". Le 9 janvier, interrogée sur France 3, Dominique Voynet, ministre de l'Environnement, déclare "Je n'ai pas été informée en temps et en heure. Je considère comme très préoccupant le délai anormal qui s'est écoulé entre le moment où l'incident a été constaté et le moment où la cellule de crise de la DSIN a été mise en place".
Le CNPE a rendu public l'incident en diffusant un premier communiqué de presse dès 8h00 le 28 décembre. Deux autres communiqués ont été émis dans la journée, un autre le lendemain. Le 30 décembre, deux communiqués faisaient le point sur le redémarrage de la tranche 4 et la poursuite de la remise en état des tranches 1 et 2.
La DSIN a émis un premier communiqué de presse à 10h30 le 28 décembre, annonçant le déclenchement du PUI. Le communiqué n° 4, daté de 7h20 le lendemain, indique le reclassement de l'incident au niveau 2 de l'échelle INES. Deux autres communiqués ont été diffusés ce jour-là et deux autres le lendemain. Ces informations étaient mises en temps réel à la disposition du grand public sur le serveur minitel MAGNUC de la DSIN et sur le site internet de la DRIRE Aquitaine.
Dans un premier temps, ces actions d'information n'ont rencontré que peu d'échos de la part des médias, concentrés sur les conséquences plus directement perceptibles de la tempête, qui de ce fait ont faiblement relayé l'information initiale vers le public.
Position de l'Autorité de sûreté
Compte tenu de l'indisponibilité d'équipements importants pour la sûreté susceptible d'affecter les capacités de refroidissement et de confinement, l'inondation des tranches 1 et 2 est classée au niveau 2 de l'échelle internationale INES. Il y a eu trois incidents de niveau 2 en France en 1999. Les deux autres sont l'irradiation d'un agent EDF à Tricastin en mars et l'anomalie affectant les vannes de refroidissement des diesels du palier 1300 MW déclarée en octobre.
L'Autorité de sûreté qui a, pour la première fois, rassemblé en situation réelle ses équipes de crise, considère qu'à aucun moment la situation n'a été menaçante, plusieurs lignes de défense étant toujours restées disponibles. Elle indique que, globalement, la gestion de la crise a été conforme à ce qu'exigeait l'état des installations.
L'Autorité de sûreté note que son information a été rapide, complète et régulière. Elle relève que la mobilisation du personnel d'EDF, d'astreinte ou non, a été excellente et que la conduite des opérations par EDF au niveau local est apparue efficace.
Sur le PUI, l'Autorité de sûreté considère que le déclenchement anticipé du niveau 2 est intervenu au bon moment, mais que celui du niveau 1 a par contre été tardif et aurait dû être déclenché dès 23 heures.
Sur la prévention du risque d'inondation, l'Autorité de sûreté s'interroge sur le caractère suffisant des travaux de réévaluation de la hauteur de la digue décidés antérieurement à l'incident et sur l'isolation existant entre les bâtiments et les galeries techniques.
Sur l'information du public, l'Autorité de sûreté souhaite un débat pour déterminer les meilleures formes et voies d'information en cas d'incident ne nécessitant pas l'alerte des populations.
Dans les derniers jours de décembre, une première expertise a été effectuée par DIS/CIG pour identifier le cheminement de l'inondation et faire un premier inventaire des dégâts aux ouvrages.
Après l'allégement progressif du PUI, une équipe d'ingénierie du pôle Industrie a été envoyée sur place en appui du CNPE pour préparer le redémarrage, en toute sûreté, des tranches 1 et 2. Placée sous l'autorité du Délégué Sûreté du Parc Nucléaire, cette équipe comprend des représentants de DPN/FTC, DIS/SEPTEN, DIS/CIG et de la filière Communication.
Le premier objectif est de constituer un recueil structuré de l'ensemble des faits, sur la base d'une analyse du fonctionnement des installations et des organisations. Le deuxième objectif consiste à faire apparaître les anomalies et dysfonctionnements éventuels qui devront faire l'objet ultérieurement, après hiérarchisation, d'une analyse approfondie.
Parallèlement, il a été demandé aux autres CNPE de vérifier l'efficacité des lignes de défense prévues sur chaque site pour prévenir les conséquences du risque d'inondation et de prendre toute disposition permettant de les renforcer à court terme. Ces actions constituent une première étape dans la perspective d'une vérification du bien-fondé des mesures prises à la conception.
Sans attendre d'avoir tiré toutes les leçons de l'événement, des travaux sont prévus au Blayais, tant sur le site que sur la digue, dans le but de garantir le maintien hors d'eau des installations avant les prochaines grandes marées. Le SHOM (Service Hydrographique et Océanographique de la Marine) annonce des coefficients de l'ordre de 100 à 105 pour la période du 21 au 24 janvier. Une marée de coefficient 105 conduit à une hauteur d'eau, au droit du site, de 3,47 m NGF, ce qui donne une marge brute de 1,73 m par rapport à la hauteur de la digue.