Source: http://gazettenucleaire.org/2014/274p21.html
Timestamp: 2017-10-19 05:41:23+00:00
Document Index: 242676561

Matched Legal Cases: ['art) 17200', 'arrêt ', '§ 4', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ', 'arrêt ']

Lettres de suite d’inspection
CNPE de Gravelines – INB n° 96-97-122
I – CODEP-LIL-2014-018679 MM/NL
Inspection INSSN-LIL-2014-0255
Thème: “Gestion des écarts de conformité”
effectuée le 21 mars 2014
J’ai l’honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l’inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
Cette inspection avait pour objectif d’examiner les dispositions mises en œuvre par le CNPE pour gérer les écarts de conformité présents sur le site.
Les inspecteurs ont constaté que des améliorations dans le dispositif avaient été mises en œuvre depuis quelques mois afin de le rendre plus complet et plus robuste. Néanmoins, la mise en œuvre du dispositif n’est pas encore totalement mature et des champs de progrès ont été identifiés. Une attention particulière doit être apportée à la bonne identification de ces écarts afin qu’ils puissent ensuite bénéficier du dispositif et du suivi spécifique. Une faiblesse à ce niveau conduira inévitablement à la mauvaise gestion de l’écart. Enfin, quelques situations non satisfaisantes ont été identifiées lors de l’inspection. En particulier, concernant un écart pour lequel les actions correctives ont été mal réalisées sans que le CNPE ne s’en aperçoive rapidement.
Etat des écarts de conformité
Les services centraux d’EDF ont produit un document d’application obligatoire sur les CNPE, la DT 320, actuellement à l’indice 1. Cette DT 320 est relative à «l’inventaire et à la gestion par tranche des écarts de conformité non soldés».
La notion de «soldé» se réfère à une directive interne d’EDF (la DI 55) relative au traitement des écarts.
Un écart est dit soldé ou «à l’état SOLDE», lorsque les actions nécessaires à la poursuite de l’activité ou à la remise en exploitation de l’équipement sont réalisées, contrôlées et satisfaisantes (ou si aucune action n’est nécessaire pour poursuivre l’exploitation). De ce fait, un écart peut être soldé sans que la remise en conformité ne soit intégralement terminée. C’est le cas par exemple si une mesure compensatoire temporaire est mise en œuvre ou si l’écart ne remet pas en cause la démonstration de sûreté. Néanmoins, la remise en conformité devra à terme être pleinement réalisée. À ce moment-là, l’écart sera clos.
L’examen de quelques cas lors de l’inspection a montré que l’usage de cette notion n’était pas totalement rigoureux et cohérent sur le CNPE. En effet, certains écarts devant ou pouvant prétendre au statut «SOLDE» ne l’étaient pas, en particulier pour les écarts gérés tranche en fonctionnement. Les représentants du CNPE chargé du pilotage de la problématique ont indiqué que cette notion était parfois mal comprise par certains intervenants du CNPE. Ceux-ci pensent, à tort, qu’un écart est soldé lorsque toutes les mesures curatives, correctives et préventives sont mises en œuvre. Or, un écart peut être soldé dès lors que les mesures strictement nécessaires à la poursuite de l’exploitation ou au redémarrage sont mises en œuvre. Aussi, le CNPE retarde le passage à l’état SOLDE afin que les intervenants ne puissent penser que l’écart est résorbé et qu’il n’existe plus.
Bien que ce biais puisse aller d’une certaine façon dans le sens de la sûreté, il apparaît opportun, aussi bien pour les écarts de conformité que pour le traitement des écarts de façon générale, que la notion de SOLDE soit maîtrisée sur le site et correctement appliquée. Les biais appellent en général d’autres biais.
L’ASN vous demande de prendre les dispositions afin que la notion de «SOLDE» soit parfaitement maîtrisée et appliquée par les intervenants sur site que ce soit dans le cadre de la gestion des écarts de conformité que dans le cadre du traitement des écarts de façon générale.
La DI 55 a fait l’objet d’un nouvel indice en juin 2013. Les inspecteurs ont constaté que certains services ne l’avaient pas encore totalement intégrée.
Lors de l’inspection, le CNPE a montré que sa gestion des écarts de conformité ne s’arrêtait pas lorsque l’écart était soldé mais lorsqu’il était clos. De facto, cet état n’a d’influence que sur les dispositions propres à la DT320 ne visant que les écarts non soldés.
Les inspecteurs se sont intéressés aux dispositions mises en œuvre par le CNPE pour identifier les écarts de conformité. Sur le principe, lorsqu’un écart est identifié, il appartient aux intervenants de vérifier si la typologie de l’écart relève potentiellement ou non de l’écart de conformité.
Les inspecteurs ont examiné plusieurs écarts et ont interrogé vos services pour qu’ils justifient pourquoi ils étaient ou non intégrés à la catégorie des écarts de conformité.
La FE (Fiche d’écart) 17200 concerne un essai périodique mis en œuvre sur le système DCA de protection contre les explosions externes. Alors que l’écart détecté relève d’un écart au rapport de sûreté donc d’un écart de conformité, il n’a pas été identifié comme tel. Vous avez indiqué ne pas examiner les écarts issus des essais périodiques dans la mesure où ils sont corrigés dans des délais courts. Ainsi, l’écart est généralement clos avant que le dispositif de gestion des écarts de conformité ne l’intègre. Dans le cas présent, les délais ont été plus longs qu’habituellement. De façon générale, il convient que tous les écarts fassent l’objet d’une identification. Ceci est également vrai pour les écarts ne relevant pas initialement d’une gestion comportant la rédaction d’une fiche d’écart.
L’ASN vous demande de mettre en œuvre le processus d’identification des écarts de conformité de façon exhaustive quelle que soit l’origine de la découverte de l’écart ou sa typologie.
FE 17307 relative à l’essai périodique DCA 050
Les inspecteurs ont examiné la FE 17307 relative à un autre essai périodique sur le système DCA. Cet écart concerne notamment le non-respect d’un critère de type A au titre du chapitre IX de vos règles générales d’exploitation (RGE). Les inspecteurs ont constaté que le délai de réparation maximal d’un mois prescrit par le chapitre IX pour ce critère n’était pas respecté. Par ailleurs cette situation n’a pas fait l’objet d’une analyse au titre de votre directive interne 100 (DI 100) concernant les événements significatifs et intéressants.
L’ASN vous demande d’analyser cette situation au titre de votre DI 100 dans les plus brefs délais.
Par ailleurs, cet écart apparaît comme étant un écart de conformité. Pourtant celui-ci n’a pas été identifié comme tel.
L’ASN vous demande, sauf démonstration du contraire, de classer cet écart en tant qu’écart de conformité. Vous indiquerez également toutes les mesures prises dans ce cadre.
Délais de caractérisation et d’action
L’une de vos notes d’organisation (D5130 PR XXX EE 0105 indice 2) prévoit notamment que pour les écarts en cours de caractérisation, le délai estimé de caractérisation soit précisé dans la fiche d’écart.
De même, cette note prévoit que lorsque la stratégie de traitement est définie, les modalités de traitement définitif décidées sont précisées dans la fiche d’écart. Les délais sont une donnée essentielle de la stratégie et doivent donc être explicités.
Les inspecteurs ont constaté des lacunes quasi systématiques dans les fiches d’écart sur ces points.
L’ASN vous demande de prendre les mesures afin que les délais attendus de caractérisation et les délais de remise en conformité soient explicitement indiqués dans les fiches d’écart. Vous indiquerez également les contrôles de second niveau que vous comptez mettre en œuvre.
Concernant les délais de caractérisation, les inspecteurs ont examiné deux cas pour lesquels les délais ont été anormalement allongés. Dans le cas de la FE 17346 (3 LBC 001 BT), l’écart a été détecté le 3 février 2014, mais la FE n’a été approuvée que le 10 mars. La caractérisation n’a été demandée que le 3 mars. Tout d’abord, ce délai d’approbation est excessif par rapport à vos exigences internes en matière de traitement des écarts. Par ailleurs, ce cas montre qu’une dérive dès le début du processus, lors de la rédaction et l’approbation de la FE, conduit inexorablement à une dérive dans la gestion de l’écart de conformité. Il convient de rappeler que le délai indicatif pour une caractérisation est de l’ordre de 2 mois après la détection.
L’ASN vous demande de prendre les mesures que vous comptez prendre pour éviter le renouvellement de ce type de dérive.
Dans le cas de la FE 17388 (0 SER), vous avez sollicité un service central d’EDF, le CNEPE. Deux mois plus tard, le CNEPE vous a indiqué que la problématique ne relevait pas de ses compétences mais de celle d’un autre service central d’EDF, UTO. De facto, deux mois ont été perdus, ce qui n’est pas satisfaisant.
L’ASN vous demande, en relation avec vos services centraux, les mesures permettant d’éviter le renouvellement de ce type de situation.
Listes exigées par la DT 320 indice 1
La DT 320 indice 1 vous impose de disposer de plusieurs listes dont les vocations sont différentes. Tout d’abord, la liste des écarts de conformité ayant fait l’objet d’un ESS (événement significatif dans le domaine de la sûreté) non totalement soldés sur le site. Cette liste était déjà demandée dans la DT 320 indice 0. La DT 320 indice 1 prévoit aussi que vous ayez une liste des écarts locaux émergés et une liste des écarts génériques émergés présents localement.
La DT 320 indice 1 prévoit que ces listes soient mises à jour en temps réel. Il a été constaté que tel n’était pas le cas. Vous avez indiqué que vous aviez informé vos services centraux de cette difficulté et que ceux-ci n’ont pas critiqué vos modalités de gestion de ces listes.
La réglementation vous impose de disposer d’une organisation et de la respecter. Aussi, il convient soit d’ajuster vos pratiques pour les rendre conformes à votre référentiel, soit de modifier ce dernier. Mais celui-ci doit néanmoins permettre de répondre aux exigences réglementaires.
Je vous demande de mettre vos pratiques en cohérence avec votre référentiel.
Concernant la première liste, la page 5 de la DT 320 indice 1 indique que le CNPE doit la tenir à jour (en temps réel) à l’occasion de tout nouvel écart local ou national, mais également pour effectuer des retraits en cas d’écart soldé. Il est précisé que cette liste constitue un inventaire exhaustif tenu à jour qu’il est possible par exemple de produire en cas de gestion de crise. La page 7 de cette même DT indique que l’ajout d’un écart se fait au moment de la déclaration d’ESS pour un écart local et au moment du compte-rendu d’ESS (CRESS) pour un écart générique.
Ces exigences ne semblent pas totalement cohérentes. Par ailleurs, si une telle liste est nécessaire en cas de situation d’urgence, il est peu compréhensible qu’il faille attendre la diffusion du CRESS, soit deux mois après la déclaration d’ESS, pour l’intégrer à la liste. En effet, en cas de situation d’urgence, il convient de disposer d’un état réel du réacteur.
Je vous demande, en relation avec vos services centraux, d’examiner la cohérence et la pertinence de ces exigences.
Concernant les écarts génériques, vous avez indiqué que vous réalisiez la mise à jour environ 3 à 4 semaines après la déclaration de l’ESS ce qui est finalement plus rapide que l’exigence exprimée par la DT 320 indice 1.
Concernant les écarts locaux, vous disposez d’un tableau informatique devant normalement vous permettre d’éditer à la demande la liste des écarts locaux émergés. Néanmoins, les mises à jour de cette liste sont imparfaites, en particulier au niveau du retrait de la liste, ce qui ne permet pas de disposer d’une liste totalement conforme aux attendus. Cette problématique ayant d’autres conséquences, elle sera visée dans la suite du présent courrier.
Écart de conformité générique 254 concernant la tenue sismique des lignes d’échantillonnage
Les inspecteurs ont examiné la liste des écarts de conformité ayant fait l’objet d’une déclaration d’ESS et présents sur tout ou partie des réacteurs du CNPE. Les inspecteurs se sont étonnés de constater que l’écart de conformité générique 254 était considéré comme non soldé sur le réacteur 2 alors qu’il avait été demandé une remise en conformité lors de la visite décennale de 2013. D’ailleurs, le site avait explicitement fait état de cette remise en conformité pour être autorisé à redémarrer le réacteur en 2013.
Le CNPE a indiqué qu’à la fin de la visite décennale, la remise en conformité était considérée comme achevée. Ce n’est que quelques semaines plus tard, à la réception des plans dit TQC (tel que construit), que le CNPE a constaté que les travaux réalisés n’étaient pas conformes.
Cette situation n’est pas acceptable. De plus, elle montre un manque de maîtrise et de rigueur de l’entreprise intervenante mais également un manque de suivi et de surveillance du CNPE.
L’ASN note que la remise en conformité sera réalisée lors de l’arrêt du réacteur en 2014.
S’agissant d’un nouvel écart lors de la remise en conformité après un évènement significatif, il convient de s’interroger sur le statut de ce nouvel événement. Un positionnement au titre de votre directive interne 100 (DI 100) s’impose. Ce positionnement devait normalement avoir lieu dès la découverte de ce nouvel écart.
L’ASN vous demande d’indiquer votre position sur la situation de cet événement au titre de la DI 100. Quel que soit le statut de cet événement, vous devrez mener un retour d’expérience sur les lacunes de l’entreprise prestataire mais également celle du CNPE.
Libellé des fiches d’écart (FE)
Dans certains cas, le libellé des fiches d’écart est peu clair et il n’est parfois pas en relation avec la nature de l’écart. Cette situation peut conduire à des erreurs par la suite, à rendre plus difficile le suivi des écarts ou encore les contrôles de second niveau. Ce sujet ne concerne pas uniquement les écarts de conformité mais le traitement des écarts de façon générale. Des retours d’expérience négatifs ont déjà été observés.
Je vous demande de prendre les mesures afin que les libellés des fiches d’écart correspondent aux écarts pour lesquels elles ont été rédigées.
Galerie 8 SED
Au cours de leur visite dans les installations, les inspecteurs se sont rendus dans la galerie 8 SED (distribution d’eau déminéralisée). Les inspecteurs ont constaté la présence de nombreux sacs de déchets potentiellement contaminés, ce qui n’est pas une ges tion correcte des déchets. Des déchets étaient également hors des sacs. Par ailleurs, une tuyauterie d’hydrogène transite dans cette galerie. Aussi un apport inutile de charge calorifique n’est pas opportun. Nous notons également que contrairement à vos référentiels, les débits de dose n’étaient pas indiqués sur certains sacs.
Je vous demande de mettre fin à cette situation dans les plus brefs délais et de prendre les mesures pour en éviter le renouvellement.
Je vous demande de dresser le bilan des non conformités aux référentiels que constitue cette situation. Vous indiquerez la position de cette situation au titre de la DI 100.
B - Demandes d’informations complémentaires
Le courrier de l’ASN CODEP - DCN - 2010 - 035809 du 12 octobre 2010, indique notamment la nécessité de respecter certains principes en matière de délais de réparation des écarts de conformité. En particulier, il est précisé que la réparation doit autant que possible, être immédiate. Ce n’est seulement qu’en cas d’impossibilité de réparation immédiate (par exemple en raison du temps nécessaire à la définition de la solution de réparation) que vous justifierez l’acceptabilité du délai de remise en conformité.
Quelques exemples montrent que ce principe n’est pas toujours respecté. De même, la formulation de la FE 16688 indiquant que les travaux seraient faits «au plus tôt le 31/03/2014» n’entre pas dans cette logique.
Ce sujet mérite d’être mieux encadré dans vos notes d’organisation.
L’ASN vous demande d’indiquer les mesures que vous comptez prendre pour intégrer pleinement ce principe. Vous indiquerez les évolutions qui seront mises en œuvre dans votre référentiel.
La rédaction actuelle du § 4.3 de votre note D5130 PR XXX EE 0105 indique qu’en cas d’absence de nocivité de l’écart, il faut s’orienter vers le maintien en l’état. Cette assertion n’est pas cohérente avec les doctrines en la matière ni à vos référentiels nationaux. Sauf impossibilité technique, un écart a toujours vocation à être remis en conformité. En effet, un écart peut diminuer certaines marges ou s’il n’est pas nocif par lui-même, il peut le devenir par cumul.
L’ASN vous demande d’indiquer les modifications rédactionnelles que vous comptez intégrer.
Mesures conservatoires pour les écarts locaux
Lorsqu’une remise en conformité immédiate n’est pas possible, il convient de s’interroger systématiquement sur la possibilité ou la nécessité de mise en œuvre de mesures conservatoires et ceci dès la détection de l’écart, sans attendre sa caractérisation.
Votre organisation ne prévoit pas explicitement cette étape. Les inspecteurs ont néanmoins constaté que de telles pratiques avaient été mises en œuvre sur l’un des cas examiné. Pour les autres cas, l’éventuelle réflexion n’est pas formalisée. Par ailleurs, vous ne faites pas de véritable suivi concernant la mise en œuvre de ces mesures et leur pérennité jusqu’à remise en conformité de l’écart.
L’ASN vous demande d’indiquer les évolutions que vous comptez intégrer concernant une réflexion systématique relative à la possibilité et à la nécessité de mettre en œuvre des mesures conservatoires.
En plus de l’identification qui doit être faite par les métiers à l’occasion de la découverte d’un écart, un contrôle de deuxième niveau est exercé sur la base de toutes les FE nouvellement crées ainsi qu’à l’occasion des changements d’indice des FE. Néanmoins, certains écarts suivent un processus de gestion qui ne prévoit pas la création d’une fiche d’écart. C’est par exemple le cas des écarts gérés via des demandes d’intervention. Il serait utile que des contrôles de second niveau s’exercent également pour ces écarts sans ouverture de fiche d’écart.
Demande B4
L’ASN vous demande d’indiquer vos intentions en la matière. Vérification de l’état des autres réacteurs
Vos services ont indiqué que lorsqu’un écart pouvant relever d’un écart de conformité est détecté, un contrôle est réalisé sur les autres réacteurs afin de savoir s’ils sont ou non concernés. Cette pratique mérite d’être intégrée dans votre référentiel.
Demande B5
L’ASN vous demande d’expliciter le dispositif actuellement mis en œuvre et d’étudier l’opportunité de l’intégrer dans votre référentiel.
Lors des discussions, les inspecteurs ont demandé si un écart aux RPMQ (recueils de prescriptions pour le maintien de la qualification) constituait ou non de facto un écart de conformité ou si d’autres critères intervenaient. La question méritant réflexion, aucune réponse définitive n’a été apportée en séance.
Demande B6
L’ASN vous demande d’indiquer votre position sur ce point de doctrine.
Pilotage du processus de gestion des écarts de conformité
Lors de l’inspection, le CNPE a présenté les dispositions mises en œuvre afin de piloter ce processus. Les inspecteurs ont constaté que des améliorations avaient été mises en place depuis plusieurs mois rendant plus complet et plus robuste le dispositif.
Comme indiqué plus tôt au sujet des listes exigées par la DT 320 indice 1, les pilotes ont créé un tableau informatique dont l’objectif est de faciliter le pilotage. Néanmoins, ils ont indiqué que la mise à jour de ce tableau n’était actuellement pas satisfaisante. Ainsi, des données ne sont pas à jour ou non renseignées limitant les possibilités de contrôles ou d’alerte en cas de dérive.
Au-delà de la limitation de dérives dans les délais, le tableau ne permet pas toujours de connaître l’état de mise en œuvre des mesures conservatoires ou des mesures compensatoires.
Les pilotes opérationnels ont également indiqué que le pilote stratégique, membre de la direction du site, avait demandé la mise en place d’indicateurs qui seraient examinés systématiquement lors des réunions de suivi (2 réunions par mois). Des réflexions sont en cours.
Demande B7
L’ASN vous demande d’engager rapidement une action visant à disposer d’un outil fiable et à jour vous permettant de pouvoir piloter le processus, de produire les listes exigées par la DT 320 indice 1 et d’exercer les contrôles prévus par votre organisation. Par ailleurs, vous ferez état des conclusions de vos réflexions concernant l’amélioration des modalités de pilotage et la mise en place d’indicateurs.
Émergence d’un écart générique
Au moment de l’émergence d’un écart de conformité générique, le CNPE analyse si celui-ci concerne ou non les réacteurs de Gravelines. Il s’avère que cette analyse ne fait l’objet d’aucune formalisation, ni même d’un point formel lors des réunions de suivi.
Demande B8
L’ASN vous demande d’étudier l’opportunité de formaliser ces analyses et/ou de les exposer lors des réunions de suivi.
Écart de conformité générique 245 concernant la qualification au séisme d’un coffret électrique
Les inspecteurs ont souhaité revenir sur l’écart de conformité générique 245 qui concerne les 6 réacteurs du CNPE de Gravelines. Eu égard à l’environnement industriel au CNPE, celui-ci dispose d’un système de protection contre les explosions (DCA) qui lui est propre. Dans certains cas, par exemple pour le réacteur 2, le coffret électrique objet de l’écart de conformité générique 245 est accolé à une armoire du système DCA. Aussi, il existe une problématique d’interférence mécanique entre l’armoire DCA et le coffret électrique en cas de séisme. De ce fait, la solution générique définie par les services centraux d’EDF et applicable à tous les sites concernés, n’est pas nécessairement suffisante, car cette particularité n’a pas été prise en compte.
Demande B9
L’ASN vous demande d’apporter les éléments permettant de justifier que les mesures qui seront mises en œuvre à Gravelines permettront bien de répondre aux deux problématiques.
Lors des échanges, il est apparu nécessaire de disposer d’informations complémentaires concernant des demandes d’interventions relatives à 3 REA 003 PO (DI 2124891) et 2 ASG 001 TC (DI 2139530). Concernant le premier cas, le CNPE doit transmettre la justification de la tenue au séisme. Pour le second cas, le CNPE doit transmettre des schémas et les informations concernant la fuite vapeur (débit, causes, localisation de la bague carbone, justification de l’absence d’évolution y compris en cas de séisme).
Demande B10
L’ASN vous demande de transmettre les éléments d’information complémentaires concernant les deux écarts susvisés.
Des échanges ont eu lieu sur la FE 17233 (5 KSC). La note de qualification au séisme de l’armoire n’a pas pu être apportée aux inspecteurs en séance.
Demande B11
L’ASN vous demande de lui transmettre la note de qualification au séisme de l’armoire 5 KSC objet de la FE 17233.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont observé certains points nécessitant des informations complémentaires.
Les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises dans les bâtiments électriques la présence de morceaux de câbles non évacués, des câbles non branchés sans identification et parfois mal protégés. Des photographies ont été réalisées.
Demande B12
L’ASN vous demande pour chaque cas, d’indiquer l’origine de la situation et les mesures prises.
Sur une armoire DCA, les inspecteurs ont constaté la présence d’un panneau signalant un risque d’ATEX. Les équipes n’ont pas été en mesure d’en donner l’origine exacte. Les premières explications évoquaient un risque qui n’est pas un risque d’atmosphère explosible.
Demande B13
L’ASN vous demande d’expliquer l’origine de cet affichage.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n’excèdera pas deux mois. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d’en préciser, pour chacun, l’échéance de mise en œuvre qui vaut engagement de réalisation effective.
P/Le Président de l’ASN et par délégation,
Le Chef de la Division, Signé par François GODIN
II CODEP-LIL-2014025202 OL/EL
Inspection INSSN-LIL-2014-0252 effectuée le 23 mai 2014 Thème: “Systèmes auxiliaires”
Lors de cette inspection, les inspecteurs de l’ASN étaient accompagnés par deux agents de la société BelV, dans le cadre de la réalisation d’inspections croisées entre les autorités de sûreté nucléaire belge et française. Je vous remercie de l’accueil que vos équipes ont réservé à ces personnes ainsi que pour les dispositions organisationnelles mises en place par le site.
L’inspection du 23 mai 2014 avait pour objet principal l’examen des conditions d’exploitation et de maintenance des systèmes auxiliaires RRA (refroidissement du réacteur à l’arrêt), RRI (réfrigération intermédiaire) et SEC (eau brute secourue). Lors de cette inspection, les inspecteurs se sont attachés à l’examen des modalités de déclinaison et d’application des programmes de maintenance ainsi qu’à la bonne réalisation desessais périodiques sur les matériels de ces systèmes (pompes, moteurs, tuyauteries, échangeurs...). Une visite sur le terrain a été effectuée afin de constater l’état des matériels correspondants sur le réacteur n° 5, actuellement à l’arrêt.
De façon générale, les inspecteurs ont noté la bonne réalisation des essais périodiques ainsi que des actions de maintenance périodiques sur les systèmes RRA, RRI et SEC. Des questions ont néanmoins été soulevées concernant les modalités d’intégration des nouvelles stratégies de maintenance et des fiches d’amendement aux programmes de base de maintenance préventive.
Les inspecteurs se sont par ailleurs intéressés à la problématique de l’encrassement des échangeurs SEC/RRI touchant principalement les réacteurs n°1 et n°2. Ils ont noté que le nombre d’opérations de nettoyage de ces échangeurs a été particulièrement important depuis le début de l’année 2014, comparativement aux années précédentes. L’ASN sera attentive au résultats des travaux en cours visant, d’une part, à mieux comprendre les raisons techniques du phénomène d’encrassement et, d’autre part, à améliorer l’anticipation et la réalisation des opérations de nettoyage, dans le respect des spécifications techniques d’exploitation
L’ensemble des remarques formulées au cours de l’inspection fait l’objet des demandes et observations précisées ci-dessous.
Lors de leur visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté la présence, sur l’aire de dépotage CTE (système de traitement de l’eau de circulation) située derrière la station de pompage du réacteur n°6, de trois conteneurs de type «unicube» ne présentant aucun affichage relatif à leur contenu. Je vous rappelle que l’article 4.2.1-.I de la décision de l’ASN n°2013-DC-0360 précise que «les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs emballages [...] portent en caractères lisibles le nom des substances ou mélanges, leur état physique et les symboles de danger définis par la réglementation relative à l’étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux». Une remarque similaire avait été formulée lors de l’inspection de chantier réalisée au cours de l’arrêt du réacteur n°6 en 2013 (demande A3 du courrier CODEP-LIL-2013-062843 du 22 novembre 2013). Vous aviez alors indiqué que «pour éviter le renouvellement de ce type d’écart somme toute ponctuelle (sic), la direction du CNPE [avait] décidé de faire un rappel au cours du forum prestataire de janvier 2014». Force est de constater que ce type d’écart n’est pas ponctuel, et que les actions correctives que vous proposiez n’ont pas porté leurs fruits.
Je vous demande de m’indiquer la nature des substances contenues dans les conteneurs entreposés sur l’aire de dépotage CTE, et de les mettre en conformité avec l’article 4.2.1.- I de la décision précitée. Je vous demande de mettre en œuvre les actions qui s’imposent afin d’assurer le respect de cette disposition réglementaire de façon pérenne. De plus, vous m’indiquerez le volume total de la rétention constitué par l’aire de dépotage CTE.
- Visite en zone contrôlée
Les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment du réacteur n°5, actuellement à l’arrêt. À l’occasion de leur passage au niveau – 3,50 m de ce bâtiment, ils ont constaté la présence d’écoulements importants sous une gaine de ventilation du système de ventilation continue de l’enceinte (EVR) et en provenance du niveau supérieur au niveau des échangeurs RRA. La provenance de ces derniers n’a pu être déterminée précisément. Il a été indiqué aux inspecteurs que ce type d’écoulement était fréquent lors des arrêts de réacteurs, et qu’un phénomène de condensation en était l’origine. La présence d’eau dans cette partie de l’installation est d’autant moins souhaitable qu’elle est dans sa majorité classée comme «zone contaminée». Le passage d’intervenants dans les diverses flaques d’eau ne peut que participer à la dispersion de la contamination éventuelle.
Je vous demande de me confirmer l’origine de l’ensemble des écoulements d’eau constatés au niveau – 3,50 m du BR du réacteur n°5, et de mettre en place un (des) système(s) permettant la collecte de ces écoulements. Ces phénomènes étant visiblement courants lors des arrêts de réacteur, je vous demande d’engager une réflexion visant à en assurer une meilleure maîtrise (prévention ou mitigation s’ils ne peuvent être évités).
Les inspecteurs se sont rendu dans le local NA215, où est implanté l’échangeur 5 RCV 002 RF. Ils ont constaté, à cette occasion, la présence d’une protection biologique constituée de matelas de plomb autour du robinet 5 REN 096 VP. Un des matelas de plomb était partiellement décroché de son support, et un autre était en appui sur la tige d’actionneur du robinet.
Je vous demande de remettre en conformité la protection biologique située autour du robinet 5 REN 096 VP, notamment afin de ne pas gêner le bon fonctionnement de ce robinet.
Dans le cadre du traitement des écarts de conformité relatifs aux protections biologiques permanentes susceptibles d’agresser du matériel EIP ayant un requis sismique, vous avez identifié comme mesure compensatoire, concernant la protection biologique installée autour de l’échangeur 5 RCV 002 RF, la possibilité de consigner cet échangeur lors que le réacteur est dans l’état RCD (cf. fiche d’écart n°18062). Lors de la visite des inspecteurs sur le réacteur n°5 le 23 mai après-midi, il leur a été indiqué que l’échangeur n’était pas encore consigné, mais que le régime de consignation avait bien été émis. Le réacteur était dans l’état RCD depuis le 22 mai à 14h10.
Je vous demande justifier le fait que, 24 heures après le passage à l’état RCD, l’échangeur 5 RCV 002 RF n’était toujours pas consigné, et de vous positionner quant à l’impact sur la sûreté du non-respect de cette mesure compensatoire. La stratégie de consignation de cet échangeur pouvant être appliquée lors de prochains arrêts de réacteur, je vous demande:
- de m’indiquer à partir de quel moment précis cet échangeur n’est plus requis au titre de la sûreté et peut donc être consigné;
- de prendre les dispositions adaptées permettant de réaliser cette consignation au plus tôt après l’atteinte de cet état.
- Source froide, échangeurs SEC/RRI
Au cours de l’inspection, les inspecteurs se sont intéressés à la thématique «source froide», et plus particulièrement à la problématique d’encrassement des échangeurs SEC/RRI. Le nettoyage de ces échangeurs peut être réalisé «tranche en fonctionnement» moyennant la pose de l’évènement RRI 5, dans la limite d’une durée annuelle cumulée de 21 jours par réacteur (exigence des Spécifications Techniques d’Exploitation). Les réacteurs n°1 et n°2 sont les plus concernés par les problèmes d’encrassement des échangeurs, du fait de leur localisation géographique (étant situés au début du canal d’amenée d’eau du site). Au 10 mai 2014, les temps d’indisponibilités cumulés depuis le 1er janvier étaient les suivants:
- environ 8 jours concernant la tranche 1, soit 39% des 21 jours maximum;
- environ 11 jours concernant la tranche 2, soit 52% des 21 jours maximum.
Cette situation est d’autant plus critique que les taux d’encrassement élevés surviennent habituellement pendant l’été et l’automne, notamment du fait des grandes marées et d’une marge à l’encrassement plus faible (température de l’eau plus élevée). Vous avez indiqué qu’un groupe de travail a été créé afin de mieux étudier les raisons de l’encrassement des échangeurs SEC/RRI et d’en déduire les mesures permettant d’anticiper et limiter les opérations de nettoyage, dans le respect de la limite de 21 jours par an.
Je vous demande de m’informer des conclusions du groupe de travail s’intéressant à la problématique de l’encrassement des échangeurs SEC/RRI, tant sur la compréhension des phénomènes physiques mis en jeu que sur les stratégies mises en œuvre pour éviter cet encrassement et anticiper au mieux les opérations de nettoyage.
Il a été indiqué aux inspecteurs qu’il a été récemment constaté la présence d’une fine couche d’hydrocarbures sur les plaques des échangeurs SEC/RRI des réacteurs n°1 et n°2. Cette présence d’hydrocarbures, dont l’origine n’est pas connue, pourrait nuire à la capacité d’échange et favoriser le phénomène d’encrassement.
Je vous demande de me confirmer la détection de traces d’hydrocarbures sur les échangeurs SEC/RRI des réacteurs n°1 et n°2. Le cas échéant, vous m’indiquerez les résultats de vos investigations quant à l’origine de ces hydrocarbures et les mesures envisagées afin d’y remédier.
Au cours des échanges, il a été indiqué l’existence d’un bilan «source froide», réalisé dans le cadre de la revue annuelle liée à ce thème. Ce bilan, demandé par les inspecteurs, n’a pas été fourni lors de l’inspection.
Je vous demande de me confirmer l’existence d’un bilan «source froide». Si un tel document est réalisé sous assurance qualité, je vous demande de me le transmettre et de m’indiquer quelles sont les modalités de son élaboration (périodicité, contexte de son élaboration, éléments qui doivent y être intégrés).
Outre les phénomènes d’encrassement, les échangeurs à plaques SEC/RRI sont également concernés par des problèmes de fuite de certaines plaques des échangeurs (RRI vers SEC ou inversement). Plusieurs fiches d’écart ont été ouvertes en 2013 et 2014 sur ce sujet. Les représentants du service Maintenance des Systèmes Fluides (MSF) ont indiqué aux inspecteurs que la principale cause identifiée était l’usure de galets sur le bâti mobile des échangeurs. Cette usure induirait un décalage de la dernière plaque de l’échangeur lors de sa remise en place après maintenance, et serait à l’origine des fuites constatées.
Ces galets n’ont jamais été changés depuis de démarrage des réacteurs. Les pièces de rechange sont en cours d’approvisionnement et les premiers remplacements de ces galets devraient intervenir lors des prochains arrêts de réacteur.
Je vous demande de me confirmer que le phénomène d’usure des galets est bien à l’origine des fuites constatées sur les échangeurs SEC/RRI.
Concernant le remplacement de ces galets, je vous demande de m’indiquer:
- le planning prévisionnel de remplacement sur les 6 réacteurs du site;
- les résultats de votre analyse quant à la nécessité d’intégrer la maintenance ces galets dans un plan local de maintenance préventive (modalités de contrôles périodiques et de remplacement).
Toujours concernant les problèmes de fuite de certaines plaques des échangeurs SEC/RRI, les inspecteurs sont revenus sur les modalités d’analyse et de suivi des taux de fuite (fiches d’écart n°17077 relative à 2 RRI 003 RF, n°16193 concernant 4RRI 003 RF et n°17006 concernant 6 RRI 003 RF). Ces différentes fiches d’écart indiquent que la limite du débit de fuite maximal envisageable est de 2 m3/h, en s’appuyant sur la fiche de position référencée SIF/2013/20. Lorsque les fuites sont situées sur le circuit d’eau déminéralisée (coté RRI) celles-ci nécessitent un appoint continue en eau par le système SED (Système de distribution d’eau déminéralisée) au niveau d’un des réservoirs d’expansion RRI (voir fiche d’écart n°16193 par exemple). La démonstration conduisant à définir le critère de 2 m3/h s’appuie sur cette possibilité d’appoint du système RRI par le système SED. Lors de l’inspection, les inspecteurs ont indiqué que cette démonstration ne leur semblait pas valide, car l’appoint par le système SED n’est pas secouru. En cas de situations incidentelles (perte des alimentations électriques notamment), la disponibilité de la voie concernée du système RRI ne pourrait être garantie afin d’assurer l’évacuation de la puissance résiduelle du réacteur.
Je vous demande de réévaluer votre stratégie de gestion des situations de fuites touchant les échangeurs SEC/RRI en prenant en compte le fait que l’appoint du système RRI par le système SED ne peut être valorisé en cas de situation incidentelle. Vous m’informerez des conclusions de votre analyse.
Lors des discussions avec le service MSF, il a été indiqué aux inspecteurs qu’un débit de fuite inférieur à 180 l/h pouvait être considéré comme issu d’une fuite technologique «normale» de l’échangeur. Cela étant, la fiche d’écart n°17077 a été ouverte suite au constat d’un débit de fuite d’environ 6 l/h en novembre 2013. L’augmentation du débit de fuite à 200 l/h en mars 2013 n’a pas fait l’objet de mesures particulières, le critère de 2 m3/h n’étant pas atteint.
Je vous demande de m’indiquer précisément jusqu’à quel taux les fuites constatées sur les échangeurs SEC/RRI peuvent être considérées comme «technologiques» et quels sont les critères d’ouverture de fiches d’écart que vous retenez en fonction de cette valeur.
Lors des opérations de maintenance des échangeurs SEC/RRI et des tuyauteries associées à leur fonctionnement, des pièces massives de tailles et masses importantes sont manipulées dans les locaux où sont implantés les échangeurs. C’est notamment le cas des tuyauteries SEC, qui sont déplacées dans un sas situé à l’extérieur des bâtiments afin de réaliser leur expertise. Lors des opérations de maintenance réalisées sur la file A (la plus éloignée de l’extérieur), des pièces peuvent être déplacées vers l’extérieur en passant par le local contenant les échangeurs de la file B, alors en fonctionnement.
Je vous demande de m’indiquer quelles sont les modalités de manutention des pièces démontées lors des opérations de maintenances des échangeurs SEC/RRI et qui sont transportées vers l’extérieur (utilisation de palans, de chariots mobiles...). Vous me préciserez dans quelle mesure le risque d’interaction entre les pièces transportées et les échangeurs en fonctionnement est pris en compte dans l’analyse de risques des opérations.
Vos services centraux ont diffusé, par courrier du 10 mars 2014, l’indice 1 de la stratégie de maintenance des tuyauteries d’eau brute en acier noir revêtues.
Le site de Gravelines étant particulièrement concerné par la problématique de la maintenance des tuyauteries du système SEC (revêtues intérieurement en néoprène), je vous demande de m’indiquer le calendrier de déclinaison du nouvel indice de la stratégie de maintenance (actions nouvelles par rapport à l’indice 0, échéances précises de mise en application).
À la suite de l’ESS 03.13.005 du 21 septembre 2013 (Repli en API suite à la perte de la source froide SEC/RRI voie B), des contrôles et réglages de la plage de mesure des capteurs de température SEC 121 MD et SEC 122 MD ont été réalisés sur l’ensemble des réacteurs du site. La qualité du signal de mesure de ces capteurs est caractérisée par un paramètre (Valc) dépendant du taux de matière en suspension dans le fluide faisant l’objet de la mesure. La plage de mesure attendue pour ces capteurs correspond à une valeur du paramètre Valc comprise entre 15% et 100%. Les contrôles de 3 capteurs, installés sur les tranches 1, 3 et 5, se sont avérés non-conformes, leur plage de mesure étant réglée de 30% à 100%. Cette erreur de réglage date vraisemblablement de la mise en service des réacteurs. Une analyse de ces écarts est en cours par vos services centraux.
Concernant les écarts détectés sur les capteurs SEC 121 MD et SEC 122 MD, je vous demande:
-de m’indiquer si ce retour d’expérience a été transmis aux autres CNPE potentiellement concernés;
- de m’indiquer les dispositions prises pour éviter de nouveaux écarts dans le cas où ces détecteurs devraient être un jour remplacés;
- de m’informer des conclusions de l’analyse de cet écart actuellement réalisée par vos services centraux.
- Protections biologiques temporaires
Lors de la visite terrain dans le bâtiment du réacteur n°5, les inspecteurs ont constaté la présence de protections biologiques de type matelas de plomb installées autour:
- des échangeurs RRA aux niveaux -3,50 m et 0,00 m;
- du puisard 5 RPE 011 PS;
- du robinet 5 REN 096 VP.
Il a été indiqué aux inspecteurs que ces protections biologiques sont installées lors des arrêts de réacteur, afin d’assurer la protection des intervenants pouvant circuler ou intervenir à proximité des certains matériels fortement irradiants. Ces protections biologiques, du fait leur installation temporaire, ne sont pas identifiées dans le compte rendu d’évènement significatif référencé D4550.34-12/3749 ind.1 (écart de conformité remettant en cause la tenue au séisme des protections biologiques des échangeurs REN primaires sur les réacteurs du palier CPY).
Je vous demande de me transmettre une liste exhaustive des protections biologiques temporaires mises en place lors des arrêts de réacteur de type ASR, VP ou VD, quelle que soit leur localisation dans l’installation (BR, BAN...). Cette liste précisera les moments précis (états du réacteur) de montage et démontage de ces protections biologiques. Je vous demande par ailleurs de m’indiquer le caractère temporaire ou permanent de la protection biologique installée autour du robinet 5 REN 096 VP.
Je vous demande de me transmettre une analyse de sûreté postulant la perte des matériels ayant un requis sismique et situés à proximité des protections biologiques installées temporairement.
Cette analyse s’appuiera sur la durée de présence de ces protections biologiques et couvrira les différents états des réacteurs au cours des arrêts.
Déclinaison des programmes de base de maintenance préventive (PBMP)
Les inspecteurs se sont intéressés aux modalités d’intégration de la FA n°6 au PBMP du système RRI (PB 900-RRI-01 ind. 1). Celle-ci, qui concerne la réalisation d’une visite interne sur certains robinets de sectionnement à commande électrique, a été diffusée par les services centraux d’EDF en août 2011. L’analyse d’intégration préliminaire, réalisée au niveau du CNPE par le service «ingénierie fiabilité» (SIF), a conclu à une intégration de la FA pour la campagne d’arrêt 2013. Cela étant, le métier en charge de sa mise en œuvre sur le terrain a indiqué que celle-ci ne serait effective qu’à partir de la campagne d’arrêt 2015.
Concernant les modalités d’intégration de la FA n°6 au PBMP du système RRI, je vous demande de m’indiquer quelles étaient les attentes de vos services centraux quant aux échéances de sa mise en œuvre sur le terrain. Par ailleurs, vous m’indiquerez les éléments expliquant et justifiant la mise en œuvre de cette FA au CNPE de Gravelines à partir de la campagne d’arrêt de 2015. Le PBMP relatif au système RRA (PB 300-RRA-01 ind. 0) prévoit que la réalisation de la révision générale des soupapes de protection et d’isolement, réalisée tous les 10 cycles, soit effectuée sur site, «dans un lieu de propreté nucléaire garantie». À Gravelines, ces révisions sont réalisées dans un sas monté sur le plancher des filtres du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN). Interrogées par les inspecteurs sur la signification du terme «propreté nucléaire garantie», les différentes personnes rencontrées lors de l’inspection ont livré des interprétations différentes.
Demande B14
Je vous demande de solliciter vos services centraux afin de préciser leurs exigences quant à la réalisation des opérations de révision générale des soupapes de protection et d’isolement dans un «lieu de propreté nucléaire garantie». Vous m’indiquerez si les pratiques mises en œuvre à Gravelines sont conformes à ces exigences.
Les inspecteurs ont consulté les résultats de la mise en œuvre du «Programme de base d’opérations d’entretien et de surveillance des récipients RRA 001 et 002 RF du palier CPY» sur les échangeurs RRA du réacteur n°5. Ces contrôles, réalisés pour la première fois et constituant donc un «point zéro», ont fait apparaître de faibles sous-épaisseurs (épaisseurs mesurées inférieures à l’épaisseur de conception mais supérieures à l’épaisseur de calcul).
Demande B15
Je vous demande de me transmettre un bilan des contrôles des échangeurs RRA des réacteurs n°1 à 6 lorsque ceux-ci auront tous été contrôlés. Vous m’indiquerez les conclusions que vous tirez de l’analyse de ce «point zéro» sur les échangeurs RRA du site.