Source: http://gazettenucleaire.org/2012/265p26.html
Timestamp: 2017-11-25 05:34:36+00:00
Document Index: 292634052

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REDEMARRAGE DE PENLY 2
7 août 2012 / suite incident du 5 avril 2012
note ASN
Centrale nucléaire de Penly - 2 réacteurs de 1.300 MWe - EDF
Histoires de GMPP
Le réacteur n° 2 de la centrale nucléaire de Penly a été arrêté automatiquement le 5 avril 2012 à la suite de l’incident survenu à cette date1. Cet incident a conduit EDF à anticiper la visite partielle du réacteur, initialement prévue à partir du 2 juin 2012. La visite partielle du réacteur s’est donc déroulée du 5 avril au 3 août 2012 (divergence du réacteur).
À la suite des événements du 5 avril dernier, l’ASN a demandé à EDF de procéder à l’analyse technique des évènements et, en particulier, à l’expertise du groupe moto-pompe primaire (GMPP) concerné par l’incident. Ces expertises ont révélé que la pompe de lubrification d’huile du GMPP, dite «pompe de soulèvement», s’est mise en service de manière intempestive pendant plusieurs heures avant l’arrêt automatique du GMPP à 12h12. Le fonctionnement imprévu de cette pompe pendant plusieurs heures a conduit à générer une fuite au niveau de l’une des brides du circuit d’huile.
L’exploitant a contrôlé, dans le cadre de l’expertise du GMPP, les quatre vis de fixation de la bride et a détecté un défaut de serrage sur l’une des vis. Ce problème de serrage de la vis, couplé au fonctionnement prolongé de la pompe de soulèvement, a entraîné la fuite d’huile. Cette huile, au contact des équipements du circuit primaire du réacteur - dont la température moyenne en fonctionnement est d’environ 300°C, a provoqué des départs de feu dans la casemate du GMPP et sur le calorifuge du circuit primaire du réacteur (au niveau de la branche dite en «U»).
Par ailleurs, EDF a réalisé, lors des opérations de démontage des joints2 du GMPP, une première expertise de ces derniers. Il a été constaté que le joint n°1 avait été détérioré. EDF va engager des analyses approfondies dans un atelier spécialisé pour déterminer précisément l’origine de la détérioration de ce joint.
L’exploitant a procédé au remplacement du GMPP. Ces opérations ont consisté notamment à remplacer le moteur électrique, dont le circuit de lubrification d’huile, les joints et l’hydraulique (constitué en particulier de l’arbre) du GMPP.
Concernant le circuit primaire principal (CPP) du réacteur, l’ASN a demandé à EDF de mener une expertise détaillée pour déterminer précisément l’impact des départs de feu sur ce circuit et en particulier sur la branche en «U», à la fois dans l’immédiat et à terme, sur la durée d’exploitation du réacteur.
EDF a réalisé des essais en laboratoire sur des coupons témoins (c’est-à-dire des matériaux présentant des caractéristiques identiques à celui de la branche en «U») et a procédé à des examens métallurgiques non destructifs sur le Circuit Primaire Principal (prises de répliques et ressuage notamment). Les résultats de ces essais démontrent que les caractéristiques des matériaux restent supérieures aux valeurs minimales exigées pour la durée d’exploitation du réacteur.
Les principaux chantiers et examens réalisés à l’occasion de cet arrêt et contrôlés par l’Autorité de sûreté nucléaire ont été les suivants:
* les opérations de remplacement des composants du groupe moto-pompe primaire (GMPP) n°1 à la suite de l’incident du 5 avril dernier,
* les contrôles réalisés sur le circuit primaire principal du réacteur, et notamment sur la branche en «U» située au droit du GMPP n°1,
* le contrôle des tubes des quatre générateurs de vapeur avec le bouchage préventif de 61 tubes présentant des signaux d’usure ou des signaux ne pouvant être interprétés,
* les opérations de réparation de deux taraudages de la cuve du réacteur dans lesquels viennent s’insérer les goujons de fixation du couvercle de la cuve,
* le rechargement du combustible qui, en début d’arrêt, a été entièrement retiré de la cuve pour être entreposé dans la piscine de stockage du combustible3. En fin d’arrêt, le combustible, renouvelé en partie, a effectué le chemin inverse.
Pendant cet arrêt, l’Autorité de sûreté nucléaire a procédé à sept inspections : quatre inspections4 menées à la suite de l’incident du 5 avril dernier et trois inspections5 de chantiers. Ces inspections de chantiers portaient notamment sur:
* les opérations de maintenance des GMPP, et en particulier les interventions réalisées sur le GMPP n°1,
* les contrôles mis en œuvre sur la branche en «U»,
* les travaux de maintenance réalisés en station de pompage,
* le déroulement de plusieurs chantiers de robinetterie et de chaudronnerie et les conditions associées d’intervention, de sécurité et de radioprotection,
* l’état général du bâtiment réacteur et du bâtiment des auxiliaires nucléaires.
Globalement, l'ASN considère que cet arrêt s'est correctement déroulé, sauf en ce qui concerne l’organisation mise en œuvre par l’exploitant pour la surveillance des prestataires. Sur ce point, l’ASN a mené une inspection spécifique le 14 juin 2012 dont les conclusions sont reprises dans la lettre de suite référencée CODEP-CAE-2012-038571, publiée sur le site Internet de l’ASN.
Après examen des résultats de contrôles et des travaux effectués durant l’arrêt, l’Autorité de sûreté nucléaire a donné le 31 juillet 2012 son accord au redémarrage du réacteur n° 2 de la centrale de Penly.
1 Cet incident a fait l’objet d’une déclaration d’événement significatif intéressant la sûreté classé au niveau 1 de l’échelle International Nuclear Event Scale (échelle internationale de gravité des incidents ou accidents nucléaires- INES). L’avis d’incident est publié sur le site Internet de l’ASN (www.asn.fr), ainsi que plusieurs communiqués de presse et notes d’information.
2 L’étanchéité entre, d’une part, la roue et l’arbre de la pompe et, d’autre part, le moteur électrique est assurée par un système de trois joints successifs (joints n° 1, n° 2 et n° 3).
3 La piscine de stockage du combustible a deux fonctions. D’une part, elle reçoit l’ensemble des assemblages du cœur du réacteur pendant les arrêts pour rechargement, d’autre part, elle sert au stockage des assemblages usés dans l’attente de leur envoi vers une usine de retraitement ou traitement.
4 Ces quatre inspections ont fait l’objet des lettres de suite référencées CODEP-CAE-2012-019585, CODEP-CAE-2012-022801, CODEP-CAE-2012-024842 et CODEP-CAE-2012-030404 publiées sur le site Internet de l’ASN.
5 Ces trois inspections de chantiers ont fait l’objet de la .lettre de suite référencée CODEP-CAE-2012-038451 publiée sur le site Internet de l’ASN.
Centrale: Ensemble d'unités de production d'énergie électrique qui utilisent la chaleur dégagée par la fission de l'atome dans un réacteur. Son principe de fonctionnement est identique à celui des centrales thermiques classiques. Seuls le combustible utilisé et la technologie mise en œuvre sont spécifiques. Il existe différents types de centrales thermiques nucléaires en France: à uranium naturel/graphite gaz (déclassées), à eau ordinaire (ou légère), à eau lourde (déclassée), à neutrons rapides. Les centrales à eau ordinaire sont les plus répandues dans le monde, en particulier celles qui utilisent la filière à eau pressurisée (en abrégé REP: réacteur à eau pressurisée ou PWR: pressurized water reactor).
Circuit primaire: Le circuit primaire est un circuit fermé, contenant de l’eau sous pression. Cette eau s'échauffe dans la cuve du réacteur au contact des éléments combustibles. Dans les générateurs de vapeur, elle cède la chaleur acquise à l'eau du circuit secondaire pour produire la vapeur destinée à entraîner le groupe turboalternateur. L'eau du circuit primaire est mise en mouvement par trois pompes dites "pompes primaires". Plusieurs circuits hydrauliques annexes sont branchés sur le circuit primaire principal ; ces circuits sont munis de vannes manœuvrables à partir de la salle de commande.
Un programme d'essais périodiques est destiné à s'assurer du bon fonctionnement de ces vannes. Le circuit primaire permet de refroidir le combustible contenu dans la cuve du réacteur en cédant sa chaleur par l’intermédiaire des générateurs de vapeur lorsqu’il produit de l’électricité ou par l’intermédiaire du circuit de refroidissement à l’arrêt lorsqu’il est en cours de redémarrage après rechargement en combustible. La température du circuit primaire principal est encadrée par des limites afin de garantir le maintien dans un état sûr des installations en cas d’accident.
Générateurs de vapeur: Les réacteurs à eau sous pression de 900 MWe comportent trois générateurs de vapeur. Les réacteurs à eau sous pression de 1300 MWe comportent quatre générateurs de vapeur. Un générateur de vapeur est un échangeur thermique entre l'eau du circuit primaire, portée à haute température (320°C) et pression élevée (155 bars) dans le cœur du réacteur, et l'eau du circuit secondaire, qui se transforme en vapeur et alimente la turbine. Il comporte plusieurs milliers de ces tubes en forme de U.
Lettre de suite: Une lettre de suite d'inspection relève: 1°) les bonnes pratiques et les progrès réalisés par l’installation inspectée; 2°) les écarts à la réglementation et les insuffisances en termes d'organisation qui peuvent favoriser la survenue d'événements indésirables; 3°) la prise en compte des demandes d'actions correctives antérieures de l’ASN. Elle fixe les délais et les modalités des nouvelles actions correctives demandées. Dans le domaine médical, les lettres de suite ne préjugent pas la qualité médicale des traitements réalisés et leurs résultats pour le patient.
Radioprotection: La radioprotection est définie comme l’ensemble des règles, des procédures et des moyens de prévention et de surveillance visant à empêcher ou à réduire les effets nocifs des rayonnements ionisants produits sur les personnes directement ou indirectement, y compris lors des atteintes portées à l’environnement.
Explications complémentaires et commentaire
* toute la motorisation et les trois joints de la pompe primaire impliquée dans l’incident ont été changés;
* les 3 autres pompes primaires ont été contrôlées. Il a notamment été vérifié l’absence de défaut de serrage au niveau de leur circuit d’huile (un défaut de serrage d’une vis ayant été détecté sur la pompe impliquée dans l’incident). Ces contrôles n’ont pas montré de défaut sur les autres pompes primaires;
* les équipements de la casemate sur lesquels de l’huile a été projetée, ont été nettoyés et contrôlés (à noter que ces équipements sont conçus pour résister à des conditions d’ambiance très dégradées).
Au total, le redémarrage se fait sans une parfaite compréhension de l’incident. Mais, bien sûr la pompe est remise à neuf puisqu’on a changé les pièces qui ont été abîmées.
Cependant, il faut comprendre l’incident. De plus, est-il admissible que le moteur des GMPP ne soit pas IPS (Important Pour la Sûreté).
Attendons la suite qui pourrait réserver un incident générique 1.300 MWé.
Par ailleurs la lettre de suite ci-dessous montre bien qu’il y a des problèmes avec la radioprotection des personnels.
De surcroît le suivi des chantiers laisse à désirer
CODEP-CAE-2012-038451
Inspection n°INSSN-CAE-2012-0301 des 5, 14 et 26 juin 2012.
(...) trois inspections de chantiers ont eu lieu au cours de la visite partielle du réacteur n°2 du CNPE de Penly. Quatre autres inspections ont par ailleurs été menées dans le cadre de cet arrêt à la suite des événements survenus le 5 avril 2012 ayant conduit à l’arrêt automatique du réacteur et à l’anticipation de sa visite partielle.
Trois inspections de chantiers ont été effectuées les 5, 14 et 26 juin 2012 au cours de la visite partielle du réacteur n° 2 du CNPE de Penly. Quatre autres inspections ont par ailleurs été menées dans le cadre de cet arrêt à la suite des événements survenus le 5 avril 2012 ayant conduit à l’arrêt automatique du réacteur et à l’anticipation de sa visite partielle, qui s’est poursuivie jusqu’au 3 août 2012. Les inspecteurs ont examiné les conditions des interventions et le déroulement de plusieurs chantiers situés notamment dans le bâtiment réacteur (BR), dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN) et dans la station de pompage.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs ont constaté que les chantiers étaient globalement bien tenus. Toutefois, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts concernant principalement la radioprotection, la qualité documentaire de certains dossiers d’intervention et les conditions de surveillance des chantiers.
A.1. Surveillance des chantiers
Lors des inspections des 14 et 26 juin 2012, les inspecteurs ont constaté que:
- le chargé d’affaires avait levé un point d’arrêt de surveillance figurant sur le dossier de suivi d’intervention (DSI) du chantier du robinet 2 RRA 122 VP,
- la levée des préalables du chantier de la vanne 2 REN 271 VP avait été effectuée par le chargé d’affaires.
La directive interne n°116 précise que le chargé de surveillance doit piloter la réunion de levée des préalables. Cette directive prévoit également que le chargé de surveillance lève les points d’arrêts de surveillance, mais indique toutefois que le chargé de surveillance peut être «représenté a minima» pour lever ces points de surveillance. Au regard des dispositions de l’arrêté qualité du 10 août 1984 (Arrêté qualité du 10 août 1984 relatif à la qualité de la conception, de la construction et de l’exploitation des installations nucléaires de base), l’ASN considère que ces points d’arrêt de surveillance doivent être levés, sauf cas particulier justifié, par les agents en charge de la surveillance des chantiers.
Je vous demande de m’indiquer les raisons pour lesquelles les chargés d’affaires EDF ont effectué les opérations précitées. Je vous demande également de m’indiquer l’organisation mise en œuvre pour que ces opérations soient réalisées par des chargés de surveillance de la centrale.
A.2. Règles de radioprotection
Lors de l’inspection du 26 juin 2012, des opérations de maintenance étaient en train d’être réalisées sur le robinet 2 RCV 126 VP. Ces opérations nécessitaient le port d’un heaume ventilé pour assurer la protection du personnel. Un périmètre avait été délimité autour de cette vanne pour marquer la zone au sein de laquelle le port de cette tenue était nécessaire. Parmi les deux intervenants présents sur ce chantier, l’un était équipé de ce type de tenue. L’autre intervenant - le chargé de travaux-, qui se situait quant à lui dans le périmètre précité à proximité immédiate du robinet, ne portait pas de heaume ventilé.
Par ailleurs, la machine de mise en dépression du circuit primaire (MEDCP) ayant été arrêtée, les intervenants disposaient d’un déprimogène. Pourtant, ce dernier n’était pas utilisé.
À cet égard, les inspecteurs ont noté que des agents du Service Prévention et Logistique (SPL) de la centrale, présents au moment de l’inspection sur ce chantier, ont relevé ces manquements et ont rappelé aux intervenants les règles qu’il convenait de respecter.
Je vous demande de rappeler aux intervenants, les règles élémentaires de radioprotection à appliquer sur ce type de chantier.
A.3. Dossier de suivi d’intervention (DSI) et rapports d’expertise
Le 26 juin 2012, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier de maintenance de la vanne 2 RCV 126 VP. Ils ont constaté que les résultats des contrôles réalisés concernant l’état des parties du corps et du siège de la vanne précitée n’avaient pas été reportés sur le rapport d’expertise référencé «D5039-GIMR001266». Pourtant, il a été indiqué aux inspecteurs que ces opérations avaient été effectuées la veille.
Concernant le chantier du tambour filtrant 2 CFI 032 TF, les inspecteurs ont constaté, le 5 juin 2012, que le DSI n’avait pas été rempli «au fil de l’eau». Les intervenants ont indiqué que le chantier était arrivé à la séquence n°2080. Pourtant, certaines séquences antérieures n’avaient pas été remplies sur le DSI.
- m’indiquer les raisons pour lesquelles la surveillance par vos services des deux prestataires n’a pas permis d’identifier que ces derniers n’avaient pas correctement renseigné les rapports d’expertise et DSI suscités,
- rappeler aux entreprises prestataires qu’elles doivent assurer un suivi en temps réel des documents des chantiers, et notamment des DSI et rapports d’expertise qui constituent la base documentaire permettant de justifier de la qualité de la réalisation des interventions.
Les inspecteurs se sont rendus, le 14 juin 2012, sur le chantier des soupapes VVP. Ils ont constaté que la chronologie définie dans le logigramme du DSI n’avait pas été respectée, l’étape n°75 relative à l’expertise des pièces démontées ayant été réalisée alors que l’étape n°70 relative aux opérations de nettoyage et de dégraissage n’était pas terminée.
Je vous demande de rappeler à votre prestataire que les étapes définies dans le DSI doivent être déroulées conformément au séquencement établi dans le dossier.
Concernant le chantier suscité du tambour filtrant, il a été relevé que l’intitulé de la séquence n°2000 du DSI n’était pas approprié, cette séquence étant intitulée «remplacement des demi-douilles de palier inférieur sur la molette côté terre» alors que cette étape correspondait plutôt à l’utilisation du toximètre (instrument requis pour réaliser les opérations de ce chantier).
Je vous demande de clarifier l’intitulé de la séquence précitée du DSI pour le faire correspondre aux opérations réellement attendues de la part des intervenants.
Concernant le chantier du robinet 2 REN 271 VP, il a été constaté le 26 juin 2012, qu’il était demandé aux intervenants, sur le rapport d’expertise référencé D5039-GIMR-002689, de contrôler la hauteur minimale de la courroie à vide. Pourtant, il a été indiqué que cette opération n’était pas réalisable.
Je vous demande de m’indiquer les raisons pour lesquelles la mesure de la hauteur minimale de la courroie à vide n’était pas réalisable. Vous me ferez part de votre analyse sur l’impact éventuel sur la sûreté de l’absence de réalisation de cette opération et de vos propositions pour modifier sur ce point, la trame du rapport d’expertise.
A.4. Supports verticaux des lignes ARE
Lors de l’inspection du 14 juin 2012, les inspecteurs ont relevé que des supports des lignes du circuit ARE (régulation du débit d’eau alimentaire), au niveau des tiges verticales situées en extérieur, présentaient des traces de corrosion.
Je vous demande de contrôler l’état des tiges verticales de ces supports ARE. Vous me ferez part du résultat de ces contrôles ainsi que des actions préventives et correctives éventuelles à mettre en œuvre.
A.5. Chantier du GMPP 2 RCP 052 P0
Le 5 juin 2012, les inspecteurs se sont rendus sur le chantier du groupe moto-pompe primaire (GMPP) 2 RCP 052 PO. Lors des opérations de contrôle des vis de fixation du logement du joint n°1 de ce GMPP, les intervenants ont relevé que quatre de ces vis étaient fortement corrodées. Par message électronique du 12 juillet 2012, vous avez précisé que «lors de la maintenance des paliers (dépose du logement de joint 1), les vis font l'objet d'une dépose, d'un nettoyage, de contrôles visuels (état du filetage, état de corrosion...) et d'un graissage avant remontage». Ces contrôles vous ont conduit à remplacer au total, 7 vis de fixation du logement du joint n°1 de ce GMPP.
Je vous demande de m’indiquer les raisons pour lesquelles ces vis étaient fortement corrodées. Je vous demande également de justifier la périodicité du contrôle des vis fixée par le programme de base de maintenance préventive.
A. Compléments d’information
B.6. Respect des mesures définies dans les RTR
Au regard du régime de travail radiologique (RTR) des intervenants du chantier du robinet 2 REN 271 VP, il était demandé à ces derniers, en terme de mesure préventive, de placer la gaine d’aspiration du déprimogène au plus près du robinet lors de son ouverture. Pourtant, il a été indiqué aux inspecteurs que ce matériel a été mis en place seulement après que les intervenants l’aient demandé à vos services.
Je vous demande de m’indiquer les raisons pour lesquelles les intervenants ne disposaient pas au préalable, de déprimogène prévu dans le RTR et de rappeler aux équipes chargées de la logistique qu’elles doivent strictement mettre en place les mesures prévues par les RTR.
B.7. Panneaux de chantiers
Lors des inspections des 5 et 14 juin 2012, les inspecteurs ont constaté que les chantiers des réfrigérants du système APG (purge des générateurs de vapeur) et du servomoteur de la vanne 2 RRA 207 VP ne comportaient pas de panneaux d’identification.
Les inspecteurs ont également noté que le chantier de la pompe 2 RRA 012 PO ne comportait pas de panneau d’identification. Néanmoins, il n’a pu être indiqué si ce chantier avait débuté, au jour de l’inspection, du fait qu’aucun intervenant n’était présent sur le chantier.
Je vous demande de veiller à ce que les panneaux de chantiers soient systématiquement mis en place avant le début effectif de ces derniers.
B.8. Etat de propreté du chantier 2 RCV 172 PO
Les inspecteurs ont constaté, lors de l’inspection du 5 juin 2012, que l’état de propreté du chantier de la pompe 2 RCV 172 PO n’était pas satisfaisant: des surbottes (ayant probablement été utilisées) ainsi que des débris étaient présents sur le sol du local. Lors de l’inspection, aucun intervenant n’était présent sur ce chantier. Les constatations des inspecteurs ont été notifiées à vos représentants lors de la réunion de synthèse à la fin de la journée en leur demandant de prendre les dispositions correctives nécessaires.
Je vous demande de rappeler aux intervenants les règles élémentaires de propreté à respecter sur ce type de chantier.
C.9. Traces d’huile au niveau du moteur électrique du GMPP 2 RCP 053 PO
Lors de l’inspection du 14 juin 2012, les inspecteurs ont constaté la présence de traces d’huile au niveau du moteur électrique du groupe moto-pompe primaire (GMPP) 2 RCP 053 PO. Par messages électroniques des 4 et 10 juillet 2012, vous avez confirmé avoir nettoyé ces traces d’huile et précisé leur origine.
C.10. Organigramme du chantier du tambour filtrant 2 CFI 032 TF
Lors de l’inspection du 5 juin 2012, il n’a pu être présenté aux inspecteurs l’organigramme du chantier du tambour filtrant 2 CFI 032 TF. Cet organigramme a été transmis par message électronique du 7 juin 2012.
C.11. Présence d’un crochet sur un caillebotis
Lors de l’inspection du 26 juin 2012, il a été relevé la présence d’un crochet fixé au caillebotis d’un plancher du générateur de vapeur (GV) n°3, à proximité immédiate de la vanne 2 ARE 844 VL.
Par message électronique du 18 juillet 2012, vous avez confirmé que ce crochet a été retiré.
La phrase alambiquée suivante (surveillance des chantiers A1):
«La directive interne n°116 précise que le chargé de surveillance doit piloter la réunion de levée des préalables. Cette directive prévoit également que le chargé de surveillance lève les points d’arrêts de surveillance, mais indique toutefois que le chargé de surveillance peut être «représenté a minima» pour lever ces points de surveillance. Au regard des dispositions de l’arrêté qualité du 10 août 1984 (Arrêté qualité du 10 août 1984 relatif à la qualité de la conception, de la construction et de l’exploitation des installations nucléaires de base), l’ASN considère que ces points d’arrêt de surveillance doivent être levés, sauf cas particulier justifié, par les agents en charge de la surveillance des chantiers.»
prouve que la surveillance des chantiers n’est pas faite correctement: est-ce que c’est juste celui qui a effectué un travail qui décide que ce qu’il a réalisé est conforme?
Et si les chantiers sont «globalement bien tenus», il n’enreste pas moins que «Toutefois, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts concernant principalement la radioprotection, la qualité documentaire de certains dossiers d’intervention et les conditions de surveillance des chantiers.»
Il est de fait qu’à la lecture des remarques il est clair qu’il y a à revoir l’organisation des chantiers.