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|---|---|
INSSN-OLS-2022-0690 |
Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-005477 Monsieur le Directeur
EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 451 MONTEVRAIN 77 771 MARNE LA VALLEE
Orléans, le 31 janvier 2022 Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires Fournisseur DELTA METAL, usines d'Issoudun (36100)
## Références :
| Fournisseur DELTA METAL, usines d'Issoudun (36100) | |
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| Thème : | R9.9 Fournisseurs |
| Code : | Inspection INSSN-OLS-2022-0690 du 20 janvier 2022 |
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et l'article L 593-33 [3] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection courante du fournisseur de rang un et deux « DELTA METAL » a eu lieu le 20 janvier 2022 sur le thème R9.9 « Fournisseurs ». Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 20 janvier 2022 concernait les dispositions mises en œuvre par le fabricant « DELTA METAL » pour respecter les exigences associées à la fabrication de matériels ou composants destinés aux centrales nucléaires. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur apparait complète et robuste concernant notamment le suivi des pièces forgées et usinées produites pour équiper des matériels nucléaires.
L'inspection a notamment permis de relever que DELTA METAL disposait d'un matériel et de compétences, pour ce qui a été contrôlés, adaptés et efficients. Ont été notamment mis en évidence, lors des contrôles documentaire :
- la mise en place d'une sensibilisation de tous les acteurs au risque de fraude et de falsification ainsi qu'à l'importance de la sûreté,
- l'identification des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP) visés par le code de l'environnement et leur suivi par des points d'arrêts,
- une gestion des écarts et un suivi des actions correctives et préventives performent (avec notamment une mesure de l'efficacité des dites actions retenues par votre fournisseur pour corriger et prévenir les écarts).
La supervision des prestataires et sous-traitants est également en place et n'a pas fait l'objet de remarque particulière. Enfin, le suivi des compétences des agents est apparu adapté même si ses enregistrements peuvent encore être améliorés.
Sur le terrain, l'inspection a permis de vérifier les dispositions matérielles, et, par sondage, organisationnelles mises en place pour répondre aux exigences de l'arrêté [3] notamment pour ce qui concerne les contrôles « qualité » effectués en interne (dimensionnement et magnétoscopie). Le laboratoire indépendant placé sur le périmètre du site a également fait l'objet d'une visite. Cependant, les inspecteurs ont constaté, d'une part, un manque d'information par certains soustraitants d'EDF de rang un et utilisant des matériels produits par DELTA METAL concernant l'identification des matériels importants pour la protection des intérêts (EIP) au travers de la chaîne de sous-traitance et, d'autre part, une nécessaire amélioration de certaines règles d'étalonnage des matériels de mesures sans que ces éléments ne remettent a priori en cause, sur le fond, les résultats des mesures effectuées ou la qualité des produits finis pour ce qui a pu être contrôlé le 20 janvier 2022.
Ces points font l'objet des demandes d'actions correctives ou de demandes de compléments. Quelques pistes d'amélioration transverses ont également été identifiées lors de l'inspection.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contrôle Technique Et Gestion Des Équipements De Mesure
L'article 2.5.3 de l'arrêté [3] demande que chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que :
- l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ;
- les actions co*rrectives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre.*
Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accompli.
Pour effectuer le contrôle technique de ses activités, DELTA METAL effectue des mesures (essentiellement de dimensionnement) dans son service « qualité » ou fait effectuer des contrôles dans un laboratoire COFRAQ situé à proximité immédiate (EFFiTECH).
Si la démarche de contrôle technique interne et ses résultats n'ont pas fait l'objet de remarque de fond ou de détection d'écart, l'inspection a révélé que les règles de conservation de la pièce étalon (référencée DM 1606) utilisée pour des contrôles de dimensionnement de la machine TRIMOS V7 n'étaient pas prises en application de la notice constructeur associée qui impose une plage de température (20 +/- 0,5 °C) et une hygrométrie maximale (50 + 5 %). Par ailleurs la même machine de vérification du dimensionnement est placée sur un marbre dont la planéité n'est jamais vérifiée. Il convient donc :
- de déterminer l'impact d'une variation de température ou d'hygrométrie sur les mesures effectuées et sur la garantie de dimensionnement qui vous est due pour l'équipement d'un EIP,
- de vérifier l'impact d'une éventuelle variabilité dans le temps de la planéité du marbre concerné, - de justifier le l'absence ou non de nocivité de ces impacts.
Ces points ne semblent pas avoir fait l'objet d'investigations lors de votre surveillance de votre fournisseur DELTA METAL.
Demande A1 : je vous demande de mettre en place un processus qui vous permettra de garantir que les contrôles techniques qui sont effectués par vos prestataires sur des AIP sont effectués avec des matériels et équipements correctement suivis ou que les écarts constatés sont techniquement justifiés. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens Demande A2 : pour les cas d'espèce visés supra, vous veillerez à la mise en place de dispositions adaptées (ou de justifications) par DELTA METAL
## B. Compléments D'Information Compagnonnage
L'article 2.5.5 de l'arrêté [3] précise que les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires Cet article est complété par les dispositions que doit prendre l'exploitant *en matière de formation afin* de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer (…).
Pour répondre à ces dispositions, DELTA METAL a mis en place un suivi des compétences qui a pu être vérifié lors de l'inspection du 20 janvier 2022. Ces compétences sont essentiellement obtenues par compagnonnage mais ce compagnonnage, qui doit être enregistré sous la fiche d'habilitation FQ-RH- 10_01, ne fait pas l'objet, selon vos informations, d'une traçabilité complète (notamment concernant l'ensemble des actions réalisées sous tutorat). L'entreprise a cependant précisé qu'une démarche en ce sens était initiée et l'ASN a pu constater que le cadre de la note FQ-RH-10_01 permettait une description complète du tutorat suivi et des différentes qualifications ou habilitations acquises. Demande B1 : je vous demande de m'informer des dispositions qui seront mises en œuvre par votre fournisseur pour améliorer l'enregistrement de l'ensemble des actions de compagnonnage mises en place et des habilitations/qualifications délivrées.
Vous me préciserez également les dispositions que vous mettez en place pour contrôler les compétences de vos fournisseurs (et le maintien de ces compétences) dans le cadre de l'article 2.5.5 de l'arrêté [3].
## Documentation De Référence
Pour les « affaires spéciales » de DELTA METAL qui concernent EDF, la documentation de votre fournisseur fait référence à divers notes techniques de référence (SGAQ de mars 2013 de DIN/DPN/DCN et aux notes EDESFR102558 et EEDEDQ130029 indice D relatives à l'identification des EIP et AIP).
Certaines de ces notes ayant évolué dernièrement les documents de votre fournisseur doivent également être modifiés. Dans ce sens, l'inspection du 20 janvier 2022 a d'ailleurs permis d'identifier qu'un nouvel indice de la note IS AIP-001de DELTA METAL était en cours de validation. Demande B2 : je vous demande de me transmettre la documentation actualisée de votre fournisseur et de me préciser les dispositions que vous mettez en place pour vous assurer que vos exigences et références documentaires sont correctement intégrées par l'ensemble de **vos prestataires.**
## C. Observations Identification Des Aip
C1. Certains matériels ont été classés par l'exploitant EDF comme importants pour la protection des intérêts (EIP) du fait de leur importance vis-à-vis de la sûreté nucléaire. Les composants fabriqués participant directement aux exigences définies associées à ce matériel doivent ainsi faire l'objet de contrôles renforcés lors de leur fabrication. C'est pourquoi, lors de la fabrication de composants associés à des EIP, l'information doit être transmise à l'ensemble de la chaîne de sous-traitance.
Concernant les équipements sous pression nucléaires, fabriqués selon le code RCCM, les inspecteurs ont pu constater que l'entreprise DELTA METAL était correctement informée des exigences d'EDF lorsque l'entreprise intervenant en fournisseur de rang 1 mais que cette information n'était pas clairement présente lorsqu'il intervient en rang 2 pour fournir des matériels montés par ses clients sur leurs propres productions avant d'intégrer un CNPE. A noter que sur les dossiers consultés par sondage en inspection, il a cependant été possible d'identifier les exigences d'EDF transmises aux clients de DELTA METAL. Une amélioration de la chaine d'information entre EDF et ses fournisseurs de rang deux permettrait d'améliorer la robustesse de la démarche.
## Contrôles Divers
C2. Plusieurs points de l'arrêté [3] ont fait l'objet d'un contrôle par sondage sans remarque de la part de l'ASN le 20 janvier 2022 :
- articles 1er. 3 et 2.5.6 : les AIP sont identifiées, listées et font l'objet d'un contrôle technique adapté,
- article 2.3.1 : politique en matière de protection des intérêts avec un chapitre du plan d'assurance qualité particulier nucléaire (PAQPN) dédié à la culture de sûreté,
- article 2.4.1 : le système de management est apparu efficace pour ce qui a été vérifié, - articles 2.6.1 et suivant : la gestion (identification, enregistrement, suivi) des écarts est apparue performante (notamment avec la mise en place d'un contrôle d'efficacité des actions correctives/préventives mises en place),
## Identification Des Intervenants Des « Affaires Spéciales » Dédiées Aux Matériels Destinés Aux Éléments Importants Pour La Protection Des Intérêts
C3. Comme rappelé précédemment, l'article 2.5.5 de l'arrêté [3] précise que *les activités importantes pour* la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. Pour répondre à cette disposition, DELTA METAL met en place, pour les matériels produits pour le nucléaire, une équipe « affaire spéciale » dimensionnée sur mesure en fonction du volume de la commande. Cette équipe comporte un chargé d'affaire désigné, un chargé « qualité », un assistant technique d'ingénieur et le travail s'effectue en mode projet.
Votre fournisseur a cependant précisé que l'équipe initialement identifiée pouvait être modifiée en cours de production, au besoin, sans que cette modification ne fasse l'objet d'un enregistrement particulier ou d'une information de son client alors que les compétences particulières des agents peuvent être différentes. Si aucun écart n'a été relevé lors de l'inspection concernant les compétences exigées dans les dossiers consultés par sondage, une traçabilité de ces modifications et des compétences mises en œuvre pourrait consolider le processus de gestion des compétences en place chez DELTA METAL.
## Prise En Compte Du Risque De Fraude Et De Contrefaçon (Cfsi)
C4. L'inspection a permis à l'ASN d'échanger avec les représentants de DELTA METAL sur les fraudes et contrefaçons détectées ces dernières années dans la chaîne de sous-traitance en France et à l'étranger. Ils ont également pu échanger sur l'importance d'une communication sur ce risque pour le personnel en interne mais également les sous-traitants, afin de prévenir toute fraude ou contrefaçon.
Enfin, ils ont rappelé la possibilité de signaler, via le site de l'ASN, toute fraude détectée lors de la fabrication d'un composant.
Au cours de cet échange, l'ASN a pu constater que cette démarche était déjà prise en compte par votre fournisseur, ce qui est apparu comme une bonne pratique.
## Audit Externe
C5. Vos fournisseurs peuvent faire l'objet d'audits de la part de leurs clients, EDF compris, et ces audits peuvent aboutir à des demandes d'actions correctives. Ces remarques ou autres écarts, non conformités identifiées lors de ces audits mériteraient d'être suivis comme des écarts dans le système qualité desdits fournisseurs et ceci même s'ils sont rapidement corrigés ou font l'objet d'un engagement.
Pour le cas de DELTA METAL, l'ASN a cependant bien noté qu'un suivi par courriel des actions engagées suite à audit pouvait cependant être effectué (cf poinçon inox et audit ISSARTEL MINERVA.
## Gestion Des Activités Dans Les Ateliers
C6. La visite des ateliers de votre fournisseur DELTA METAL a révélé un bon état général des locaux de forge et d'usinage. Une organisation est en place pour permettre aux équipes travaillant en deux ou trois huit d'être informées des difficultés rencontrées lors des différentes périodes d'activité mais il n'existe pas de suivi dans le temps des information échangées entre équipes ce qui ne permet pas d'avoir un retour d'expérience complet et parfaitement adapté .
J'ai bien noté qu'une démarche au sein de DELTA METAL était en cours pour rendre plus robuste le suivi des difficultés rencontrées en phase de production. L'ASN ne peut que soutenir cette démarche d'amélioration.
## Etalonnage Des Appareils De Mesure Au Sein De L'Atelier De Forge Et De Traitement Thermique
C7. Les affichages des derniers contrôles des sondes de températures des fours de traitement thermique vérifiés lors de l'inspection n'ont pas soulevé de remarque de la part de l'ASN. Il convient cependant que votre fournisseur veille à disposer du même affichage sur la sonde de contrôle pyrooptique qui est utilisée pendant l'activité de forge pour les matériels utilisables par EDF sur les EIP.
A noter que si les constats de vérification transmis le 28 janvier par DELTA METAL n'ont pas soulevé de remarque, l'ASN attire votre attention sur la nécessité d'également s'assurer que vos fournisseurs effectuent des étalonnages réguliers des différentes sondes (et appareil de mesure) de température utilisées par des organismes accrédités (COFRAQ ou équivalent) et que les certificats d'étalonnage produits dans ce cadre doivent comporter la référence à cette accréditation. En tout état de cause, il vous revient de vérifier que les prestataires effectuant les vérifications disposent de matériels raccordés à des étalons adaptés.
## Analyse De Criticité
C8. L'inspection a identifié comme une bonne pratique la réalisation d'une analyse de criticité des pièces produites en fonction de leur impact sûreté.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Madame ou Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division d'Orléans de l'ASN
Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-NAN-2021-0655 | RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
Référence courrier : CODEP-NAN-2021-060753 Société IONISOS
13, chemin du Pontet 69 380 CIVRIEUX D'AZERGUES
Nantes, le 24 décembre 2021 Objet : **Inspection de la sûreté nucléaire numérotée INSSN-NAN-2021-0655 du 08/12/2021**
Installation : irradiateur Ionisos site de Pouzauges INB n°146 Thème :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n°2017-DC-0592 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne [4] Décision n°2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [5] Décision n°2017-DC-616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base Monsieur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 8 décembre 2021 dans votre établissement IONISOS site de Pouzauges (INB n°146) sur le thème de la gestion des situations d'urgence et la gestion des modifications.
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 8 décembre 2021 au sein de l'établissement IONISOS de Pouzauges (INB
n°146) sur le thème de la gestion des situations d'urgence et de la gestion des modifications s'est déroulée de façon programmée en trois parties. Dans un premier temps, les inspecteurs de l'ASN ont réalisé une mise en situation en simulant le déclenchement d'un incendie au sein du local transformateur de l'établissement. Dans un second temps, ils ont procédé à un examen documentaire sur la partie gestion des situations d'urgence et des modifications et enfin ils ont effectué une visite de l'installation : au niveau de la salle de commande, du local de traitement de l'eau et du chantier d'extension de l'installation.
À l'issue de cette inspection, il ressort que l'établissement doit s'améliorer sur les points suivants en terme de gestion des situations d'urgence tels que :
- **la mise à jour de la documentation concernant le plan d'urgence interne (PUI) ;** - **la communication entre les différents acteurs pendant la gestion de la crise ;** - **l'organisation opérationnelle sur le site de Pouzauges ainsi que l'appui de la cellule de**
réflexion de Ionisos située au siège de l'entreprise ;
- **la mise en place d'une équipe de 2 intervenants pour l'attaque du feu.**
Les inspecteurs ont pu noter une bonne prise en compte du retour d'expérience de l'inspection réalisée sur le site de Dagneux avec la mise à disposition des intervenants, en salle de commande et dans le hall d'entrée, des consignes à appliquer en cas de situations d'urgence. De la même façon, les engagements pris à l'issue de l'inspection précédente ont été vérifiés par sondage ont bien tous été tenus. Il est également à noter de façon satisfaisante la réalisation de formations régulières des équipes et la réalisation d'exercices réguliers sur ce thème. Il conviendra toutefois sur ces deux points de poursuivre les démarches prévues par les ingénieurs sûreté en termes de formation notamment aux situations d'urgence et de s'assurer de l'exploitation de l'ensemble des éléments relatifs aux exercices mis en œuvre.
Lors de la visite des installations et en particulier la visite du chantier, les inspecteurs ont pu constater qu'une clôture complète du chantier avait été mise en place afin d'éviter les risques d'interface et que les enjeux de sûreté concernant l'intégrité de la casemate avait bien été partagés avec l'architecte et maître d'œuvre. Il conviendra de s'assurer à chaque étape de la construction de la bonne prise en compte de ces éléments.
## A - Demandes D'**Actions Correctives** A.1 Plan D'Urgence Interne (Pui)
Conformément à l'article 7.6 de l'arrêté INB [2], Le plan d'urgence interne est testé à l'occasion d'exercices dont le nombre est proportionné à la diversité des situations d'urgence identifiées couvertes par ce plan et aux effectifs impliqués par la gestion de ces situations. […]
III. ― A des intervalles appropriés qui ne doivent pas excéder trois ans, au vu notamment des enseignement tirés des exercices et des situations réelles, l'exploitant vérifie que les dispositions de son plan d'urgence interne sont toujours pertinentes et, le cas échéant, les met à jour. Conformément à l'article 2.2 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'organisation pour gérer une situation d'urgence est définie par le plan d'urgence interne.
Conformément à la section 5 de la décision relative à la gestion des modifications notables, les critères spécifiques applicables aux modifications relatives à la préparation et à la gestion des situations d'urgence sont listés. L'article 3.2.1 précise que l'exploitant doit déclarer préalablement à sa mise en œuvre toute modification notable soumis à déclaration auprès de l'ASN.
En préparation à l'inspection, le leader sûreté du groupe a transmis la version 7 du PUI en date du 13/12/2019 et prenant en compte des modifications dans le cadre du projet d'extension. La version du PUI utilisée dans le cadre de la mise en situation par les équipes de l'installation de Pouzauges était la version 5.2 en date du 14/09/2012. Cette version ne prend pas en compte les modifications liées aux travaux d'extension en cours sur le site, ni les nouvelles modalités de relations avec la cellule de réflexion mise en place au siège du groupe.
L'ASN ne dispose que de la version 5.1 de ce document A.1.1 Je vous demande de respecter les différentes modalités mentionnées dans les décisions susmentionnées et dans l'arrêté fixant les règles générales relatives aux INB afin de vous assurer de la mise en place d'un plan d'urgence interne pertinent et adapté aux situations rencontrées.
Vous veillerez en fonction des modifications apportées à transmettre à l'ASN et à l'IRSN les documents à jour. Conformément à l'article 7.4 de l'arrêté INB [2], l'exploitant est responsable du déclenchement et de la mise en œuvre du plan d'urgence interne. Il décide de sa levée après consultation de l'Autorité de sûreté nucléaire.
Dans la version 5.2 du PUI, la consultation de l'ASN avant de prendre la décision de la levée du PUI n'est pas mentionnée. Dans le cadre de la mise en situation simulée, le message annonçant la levée du PUI a été adressé à l'ASN sans demande d'avis. A.1.2 Je vous demande d'ajouter cette étape de consultation de l'ASN pour la levée du PUI à votre document. Vous m'indiquerez également si les PUI des autres sites sont conformes à la réglementation sur ce point et veillerez, le cas échéant, à l'intégrer à votre documentation.
Lors de l'examen des versions 5.2 et 7 du PUI, les inspecteurs ont constaté que l'adresse mail de la préfecture n'apparaissait plus dans la version 7 du PUI.
Dans la version 5.2, la manœuvre des organes pour la mise en rétention du site en cas d'incendie n'est pas clairement mentionnée. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que les travaux venaient d'être finalisés et le bassin de rétention était opérationnel ; toutefois l'emplacement et l'identification des organes à manœuvrer n'étaient pas encore assurés. A.1.3 Je vous demande de vous assurer de la présence de tous les éléments nécessaires à la gestion des situations d'urgence au sein du PUI en vigueur. Vous vous assurerez également de la bonne identification sur le terrain des organes à manœuvrer en cas d'urgence et de leur identification dans les fiches réflexes ad hoc.
## A.2 Locaux Et Moyens De Gestion Des Situations D'Urgence
Conformément aux articles 7.1 à 7.5 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'exploitant prévoit des locaux de gestion des situations d'urgence constitués par les postes de commandement et de coordination fixes. Ces locaux sont accessibles, disponibles et habitables dans les situations d'urgence pour lesquelles leur utilisation est prévue. Ils permettent à l'exploitant de disposer d'informations sur l'état de chaque installation nucléaire de base de l'établissement et sur les conditions météorologiques et radiologiques à l'intérieur et à l'extérieur de l'établissement. La documentation spécifiquement utilisée par les équipiers de crise pour chacune des fonctions PUI est disponible dans les locaux de gestion des situations d'urgence et autres lieux d'utilisation.
Le responsable d'intervention ne dispose pas de l'ensemble de la documentation nécessaire pour la gestion de la crise. La mallette disponible pour l'établissement de Pouzauges est affectée à la personne d'astreinte.
Lors de la mise en situation, la personne d'astreinte n'étant pas présente sur le site, les documents n'ont été accessibles dans leur intégralité qu'après son arrivée, soit une dizaine de minutes après le déclenchement de l'exercice. La personne d'astreinte et le responsable d'intervention ayant évacué les locaux de l'établissement en raison de la simulation d'un incendie et ne disposant d'aucun local dédié à la gestion des situations d'urgence, sont contraint d'intervenir depuis le point de rassemblement de l'établissement.
A.2.1 Je vous demande de mettre en place un local adapté pour la gestion des situations d'urgence. Vous définirez et mettrez en place dans l'intervalle une organisation provisoire. Vous veillerez à mettre à disposition du responsable d'intervention la documentation nécessaire à la gestion des situations d'urgence dans les plus brefs délais.
Conformément à l'article 6.6 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'exploitant dispose de plusieurs moyens de communication indépendants entre eux. Ces moyens sont en nombre suffisant pour permettre les échanges d'information des postes de commandement et de coordination entre eux et avec les autorités. Les moyens de communication du poste de commandement et de coordination de la direction de l'établissement lui permettent d'échanger avec : a) les postes de commandement et de coordination permettant d'assister la conduite, ainsi que de surveiller et de diriger l'intervention dans chaque installation jusqu'à atteindre et maintenir un état maîtrisé et stable, b) les points de rassemblement des personnes présentes dans l'établissement, c) les centres d'urgence de l'Autorité de sûreté nucléaire et de son appui technique, d) le centre opérationnel départemental de la préfecture de département, e) tout service ou organisme extérieur identifié dans le plan d'urgence interne et concerné par la gestion de la situation d'urgence à l'intérieur de l'établissement. Ces moyens de communication sont testés au moins une fois par an.
Le responsable d'intervention ne dispose pas de moyens de communication redondants ; il utilise son téléphone personnel.
Lors de l'inspection réalisée en 2020, la foudre avait entrainé une perte de certains moyens de communication.
A.2.2 Je vous demande de mettre en place des moyens de communication redondants pour l'ensemble des postes mentionnés dans la décision. Au regard de l'événement survenu en 2020, je vous demande de vous assurer de la disponibilité de moyens de communication en cas de gestion d'une situation d'urgence de façon concomitante.
## A.3. Communication En Situations D'Urgence
Conformément à l'article 6.1 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'exploitant dispose de moyens matériels de gestion des situations d'urgence permettant de répondre aux objectifs précisés, notamment pour :
a) *Détecter les situations d'urgence* b) Alerter les équipiers de crise, les pouvoirs publics et, le cas échéant, les populations en application du 5° de l'article R. 741-22 du code de la sécurité intérieure, c) *Recueillir les informations nécessaires au diagnostic de la situation d'urgence et au pronostic de* son évolution, d) *Collecter et échanger les informations, depuis l'installation accidentée jusqu'aux centre* d'urgence des autorités, organismes et services extérieurs, e) *Alerter et protéger les personnes présentes dans l'établissement,* f) Surveiller et, le cas échéant, limiter ou retarder l'émission de substances radioactives ou dangereuses ainsi que l'émission de rayonnements ionisants, g) *Evaluer les conséquences réelles, prévisibles et possibles sur l'installation, les personnes et* l'environnement, à l'intérieur et à l'extérieur de l'établissement.
Dans le cadre de la mise en situation, il est apparu que sur le site de Pouzauges, aucun intervenant
(responsable d'intervention, personne d'astreinte ou autre) ne prend note des différentes actions mises en œuvre ou de l'état de l'installation. Les informations sont recensées à l'oral mais ne font l'objet d'aucune formalisation. Par exemple, les horaires de survenue des différentes alarmes ne sont donc pas connus ou communiqués à la cellule de réflexion et au représentant de l'exploitant qui transmet ensuite les informations aux autorités. A.3.1 Je vous demande de mettre en place des moyens de collecte et d'échange des informations nécessaires pour la gestion des situations d'urgence, permettant de s'assurer que les informations disponibles sont valides et régulièrement actualisées. Vous vous interrogerez sur la mise en place d'une main courante au sein de l'établissement de Pouzauges qui pourrait être partagée avec l'ensemble des acteurs de l'établissement.
Le rôle de chaque acteur mentionné au sein de votre PUI n'apparait pas toujours très pertinent ; en effet au cours de la mise en situation, le service de gardiennage qui reçoit l'alarme a prévenu la personne d'astreinte qui n'était pas présente sur site. La personne d'astreinte n'a pas pris contact avec les responsables présents sur l'installation et a demandé l'envoi des pompiers sur site. La phase d'investigation n'a pas été poussée plus avant alors que l'événement avait lieu pendant la présence de personnel.
Dans le PUI, il est mentionné que le site Ionisos de Sablé sur Sarthe est prévenu et met son installation en position de sécurité ; le rôle des personnels du site de Sablé sur Sarthe dans la gestion d'une situation d'urgence n'a pas pu être précisé aux inspecteurs en raison de la mise en place d'une cellule de réflexion au siège. Enfin le rôle du responsable d'intervention au niveau du site est multiple, il doit à la fois s'assurer de la mise en sécurité des sources, de la mise en sécurité du personnel, accueillir les intervenants extérieurs et gérer la communication avec le représentant de l'exploitant et la cellule de réflexion.
A.3.2 Je vous demande de vous interroger sur les circuits de communication et de prise de décision en fonction des différentes situations rencontrées (heures ouvrées, heures non ouvrées). Vous veillerez à la soutenabilité des actions demandées à chacun des acteurs en situation de stress et proposerez au besoin une adaptation de vos fiches réflexes actuelles.
## A.4 Alerte Des Autorités
Conformément à l'article 7.2 de l'arrêté INB [2], en situation d'urgence, l'exploitant d'une installation nucléaire de base :
- Alerte sans délai le préfet, l'Autorité de sûreté nucléaire et les organismes et services extérieurs dont l'alerte est prévue dans le plan d'urgence interne mentionné au 4° du II de l'article 20 du décret du 2 novembre 2007 susvisé ;
- *Coopère avec eux, les tient informés régulièrement de l'évolution de la situation et de ses* conséquences réelles ou potentielles à l'extérieur du site et propose au préfet d'éventuelle actions de protection de la population ;
- *Alerte et protège les personnes présentes dans un établissement et porte secours aux victimes ;* - Réalise les actions d'urgence, notamment d'alerte, lui incombant à l'égard des populations voisines situées à l'extérieur de son établissement, en application du 5° de l'article 5 du décret du 13 septembre 2005 susvisé ;
- Fait parvenir régulièrement à l'appui technique désigné par l'Autorité Conformément à l'article 6.11 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], lorsque l'exploitant déclenche le plan d'urgence interne, il transmet dans les meilleurs délais à l'Autorité de sureté nucléaire et à son appui technique les informations pertinentes relatives :
a) A l'état de l'installation et, s'il est connu, au pronostic d'évolution, b) A l'estimation des quantités de substances radioactives ou dangereuses nécessaires au suivi technique de l'événement, c) Aux premières mesures disponibles dans l'environnement.
Dans le cadre de la mise en situation, l'appel de l'exploitant vers les autorités a été passé alors que la préfecture de Vendée et la préfecture de zone avaient déjà été prévenues par les pompiers et la gendarmerie dès leur départ vers le site et que 40 minutes environ s'étaient écoulées depuis le déclenchement de l'alarme.
Le message délivré à l'ASN ne fait pas l'objet d'une préparation préalable et ne rappelle pas les coordonnées auxquelles sont joignables les acteurs. A.4 Je vous demande de mettre en place une organisation vous permettant d'alerter sans délai le préfet et l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que transmettre les informations pertinentes.
## A.5 Lutte Contre L'Incendie
Conformément à l'article 3.2.2.1 de la décision relative à la maîtrise des risques liés à l'incendie, toute action de lutte contre l'incendie, sur appel ou sur alarme, devra être effectuée au minimum en binôme afin d'assurer l'efficacité de la mission.
Dans le cadre de la mise en situation, l'équipier de première intervention intervenant sur le feu était seul. Lors de l'exercice incendie réalisé le 16 novembre 2021, il est mentionné que l'équipier de première intervention a parfaitement maîtrisé sa mission. Cela confirme que la situation est récurrente.
## A.5.1 Je Vous Demande De Mettre En Place Une Organisation De Lutte Contre L'Incendie Répondant Aux Exigences De La Décision Susmentionnée.
Le compte-rendu de l'exercice incendie du 16 novembre 2021, il est indiqué que l'alarme incendie n'est pas audible sur la partie extérieure derrière le bâtiment où sont réalisés les travaux d'extension. L'exploitant indique avoir prévu de remédier à cette situation toutefois l'alarme n'avait pas été installée au jour de l'inspection. Lors de l'exercice du 12 mai 2021, plusieurs demandes ont été faites auprès du leader sûreté : dotation de matériel complémentaire au sein de la voiture d'astreinte, mettre à disposition un kit de rubalise et des affiches pour le zonage. A.5.2 Je vous demande de mettre en place une alarme audible en tout point de votre installation, notamment sur la zone chantier. Vous m'indiquerez les actions mises en place à l'issue de différents exercices réalisés ainsi que vos modalités de suivi.
## A.6 Mise En Œuvre Du Pui
Conformément à la partie A.2 du PUI du site Ionisos Pouzauges, des critères d'engagement du PUI, des fiches réflexes et des messages types sont indiqués. Dans le cadre de la mise en situation, la mise sur rétention du site n'a pas été réalisée lors de la mise en situation par les acteurs alors qu'un incendie non maîtrisé était simulé.
Par ailleurs, les sources ont été mises en position de sécurité en fond de piscine de façon automatique dès la mise en œuvre de l'alarme incendie. La vérification de la mise en sécurité est effectuée dans un premier temps en vérifiant les voyants lumineux. Une vérification visuelle au niveau de la chaine du treuil est également prévue. Cette action nécessite de rentrer dans l'installation et d'accéder audessus de la casemate.
A.6 Je vous demande de vous assurer de la mise en œuvre de l'ensemble des actions nécessaires pour vous garantir la protection de l'environnement. Je vous engage également à mener une réflexion quant à la vérification du positionnement des sources et vous m'indiquerez vos conclusions.
## A.7 Modification Notable : Table En Piscine
Conformément à l'article 1.2.15 de la décision relative aux modifications notables [5], La gestion des modifications notables fait l'objet des dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [1] susvisé en matière de documentation et de traçabilité. La documentation est archivée jusqu'au déclassement de l'installation.
Pour mémoire, l'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012[1] indique : « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » Lors du dernier rechargement, a été mise en œuvre une modification notable constituant à l'installation dans la piscine d'une table pour permettre la requalification des sources au sein de l'installation de Pouzauges. Dans son dossier de demande d'autorisation pour cette modification, l'exploitant indiquait mettre en place des actions du type nettoyage préalable de la table avant introduction en piscine, surveillance renforcée des paramètres relatif à la propreté de l'eau, ….
Les inspecteurs ont souhaité voir les enregistrements des contrôles réalisés pendant la mise en œuvre de cette modification. Aucun enregistrement n'a été effectué. Seuls les contrôles hebdomadaires classiques des paramètres de suivi de la piscine ont pu être examinés. A.7 Je vous demande de vous revoir vos procédures de gestion des modifications afin de garantir la traçabilité et le respect des exigences définies. Concernant l'intégrité de la piscine, vous me transmettrez, à l'issue du prochain rechargement, les résultats du contrôle acoustique et du contrôle visuel réalisés.
## A.8 Convention Avec Les Services Extérieurs
Conformément à l'article 3.1 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'exploitant tient à jour la liste des conventions concernées. A des intervalles appropriés qui ne doivent pas excéder cinq ans, l'exploitant vérifie que le contenu de ces conventions est toujours pertinent et, le cas échéant, propose leur mise à jour. Vous disposez d'une convention avec le CNPE de Chinon pour des interventions d'assistance technique. Les inspecteurs ont relevé que la création de ce document date de 2007 et que sa première mise à jour date du 15/03/2021.
A.8 Je vous demande de vous assurer du respect des délais mentionnés dans la présente décision pour vérifier le contenu de votre convention.
## B - Demandes D'**Informations Complementaires** B.1. Permanence Représentant De L'Exploitant Et Cellule De Réflexion
Conformément à l'article 4.1 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], l'exploitant définit les effectifs et les compétences des équipiers de crise, en fonction des actions humaines requises et des conditions d'intervention susceptibles d'être rencontrées. L'exploitant met en œuvre les dispositions organisationnelles lui permettant de s'assurer que ces effectifs et ces compétences sont mobilisables à tout moment et pour une durée appropriée, et prévoyant notamment les relèves nécessaires.
La cellule de réflexion qui a un rôle important dans la gestion des situations d'urgence est disponible uniquement en heures ouvrées du fait de l'absence d'astreinte. Le leader sûreté a indiqué qu'une réflexion était en cours sur la mise en place d'une astreinte pour les membres de la cellule de réflexion. Le représentant de l'exploitant qui communique avec les autorités n'est également pas systématiquement présent en France. La personne d'astreinte peut avoir un temps de trajet pour rejoindre l'installation de 40 minutes en fonction de son lieu d'habitation.
B.1 Je vous demande de m'indiquer l'état de vos réflexions quant à la disponibilité et à la mobilisation de l'ensemble des acteurs pour la gestion des situations d'urgence. Vous m'indiquerez pour chacun des postes mentionnés dans votre PUI, les effectifs disponibles et les délais de mobilisation.
## B.2 Plan D'Urgence Transport De Matières Radioactives (Tmr)
Vous avez indiqué disposer d'un plan d'urgence TMR. La dernière version transmise à la division de Nantes est à l'indice 1. Dans votre bilan 2020, il est indiqué un indice 2. B.2 Je vous demande de me transmettre la dernière version de ce document.
## B.3 Formation
Conformément à l'article 3.1 de la décision relative à la gestion des situations d'urgence [3], le développement et le maintien des compétences des équipiers de crise reposent notamment sur des formations, des exercices de crise et des mises en situation. La formation, qui porte notamment sur le contenu du plan d'urgence interne, est renouvelé périodiquement. Elle est en outre renouvelée à chaque évolution notable du plan d'urgence interne et chaque fois que nécessaire, notamment en cas de changement d'affectation à une fonction PUI.
L'exploitant s'assure périodiquement que le contenu des formations, des mises en situation et des exercices est adapté aux compétences requises des équipiers. Les équipiers sont régulièrement formés (au moins une fois par an) par le responsable de l'installation ou le responsable technique. Des exercices réguliers sont effectués. Il est toutefois noté que le responsable de l'installation réalise lui-même sa formation.
Le leader sûreté du groupe a indiqué que l'organisation des formations allait évoluer dans un futur proche. B.3 Je vous demande de m'indiquer les modalités de formation retenues et les délais de mise en œuvre de cette nouvelle organisation.
## B.4 Intervention Sur Le Pilote Superviseur De L'Automate
Conformément à l'article 1.2.1 et 1.2.2 de la décision relative aux modifications notables [5], la gestion des modifications notables d'une INB comprend leur identification, leur conception, leur validation, la décision de les mettre en œuvre, leur mise en œuvre, leurs modalités d'exploitation et le retour d'expérience de leur mise en œuvre. Par ailleurs, la gestion des modifications notables est une activité importante pour la protection (AIP).
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté la mise en œuvre d'une modification en cours sur le pilote superviseur de l'automate. Les modifications portaient sur les alarmes reportées sur le superviseur, leurs acquittements, …. Le superviseur n'est à ce jour pas considéré par un équipement important pour la protection (EIP) par l'exploitant. Toutefois son ergonomie conduit à l'utiliser plus fréquemment et à s'y référer.
Depuis la dernière visite de l'installation le superviseur a également été éloigné de l'automate principal, seul EIP pour le pilotage et le report d'un certain nombre d'alarmes et d'information sur l'état de l'installation. Il n'est plus possible de vérifier depuis de poste du superviseur les alarmes visuelles de l'automate. B.4 Au regard de l'évolution de votre superviseur en terme d'utilisation notamment sur la gestion des alarmes, je vous demande de mener une réflexion sur son classement et la gestion des différentes modifications qui y sont apportées. Vous m'en fournirez les conclusions.
## C - O**Bervations** C.1 Point De Rassemblement
Le point de rassemblement des salariés est situé au niveau du portail d'accès du site. Il s'agit également du point d'entrée des pompiers sur l'établissement.
C.1 Je vous demande de vous assurer de la pertinence de votre point de rassemblement par rapport à l'intervention des pompiers et au déploiement de leurs engins de secours.
## C.2 Poteaux Incendie
A l'issue d'une précédente inspection, les débits des poteaux incendie utilisés par les secours ont été vérifiés. Toutefois l'exploitant ne dispose pas des mesures annuelles de débit réalisées sur les poteaux incendie. C.2 Je vous prie de veiller à récupérer les données nécessaires à la vérification de la bonne disponibilité des moyens d'extinction des incendies.
Vous trouverez, en annexe au présent courrier, un classement des demandes selon leur degré de priorité.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excèdera pas deux mois, sauf mention contraire liée à une demande d'action prioritaire citée en annexe. Pour les engagements que vous seriez amené à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et de proposer, pour chacun, une échéance de réalisation en complétant l'annexe.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur, l'assurance de ma considération distinguée.
La cheffe de la division de Nantes, Signé par :
Emilie JAMBU
## Annexe
PRIORISATION DES ACTIONS À METTRE EN ŒUVRE
## Ionisos Pouzauges Inb N°146
Les diverses vérifications opérées lors du contrôle effectué par la division de Nantes le 8 décembre 2021 ont conduit à établir une priorisation des actions à mener pour pouvoir répondre aux exigences applicables.
Les demandes formulées dans le présent courrier sont classées en fonction des enjeux présentés :
## - Demandes D'Actions Prioritaires
Nécessitent, eu égard à la gravité des écarts et/ou à leur renouvellement, une action prioritaire dans un délai fixé par l'ASN, sans préjudice de l'engagement de suites administratives ou pénales.
| Délai de mise en | | |
|-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|---------------------------------------------------------------------|-----------------------|
| Thème abordé | Mesures correctives à mettre en œuvre | œuvre fixé par l'ASN |
| A.1.1 Respecter les différentes modalités mentionnées dans les | 31/01/2022 | |
| décisions susmentionnées et | dans l'arrêté | fixant les règles |
| générales relatives aux INB afin de vous assurer de la mise en place d'un plan d'urgence interne pertinent et adapté aux situations rencontrées. Veiller en fonction des modifications apportées à transmettre à l'ASN et à l'IRSN les documents à jour. | 31/03/2022 | |
| Plan d'urgence | A.1.2 Ajouter l'étape de consultation de l'ASN pour la levée du PUI | |
| interne | à votre document. Indiquer si les PUI des autres sites sont | 31/03/2022 |
| conformes à la réglementation sur ce point et veiller, le cas échéant, à l'intégrer à votre documentation A.1.3 S'assurer de la présence de tous les éléments nécessaires à la gestion des situations d'urgence au sein du PUI en vigueur. Vous vous assurerez également de la bonne identification sur le terrain | 31/03/2022 | |
| des organes à manœuvrer en cas d'urgence et de leur identification dans les fiches réflexes ad hoc | | |
| A.2.1. Mettre en place un local adapté pour la gestion des | 31/12/2022 | |
|------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|----------------------|
| situations d'urgence. Définir et mettre en place une organisation provisoire. | 31/01/2022 | |
| Veiller à mettre à disposition du responsable d'intervention la | | |
| Locaux et moyens de documentation nécessaire à la gestion des situations d'urgence | Immédiat | |
| gestion des | dans les plus brefs délais. | |
| situations d'urgence | A.2.2 Mettre en place des moyens de communication redondants | 31/03/2022 |
| pour l'ensemble des postes mentionnés dans la décision. S'assurer de la disponibilité de moyens de communication en cas de gestion d'une situation d'urgence de façon concomitante | 31/03/2022 | |
| A.3.1 Mettre en place des moyens de collecte et d'échange des | 31/03/2022 | |
| informations nécessaires pour la gestion des situations d'urgence, permettant de s'assurer que les informations disponibles sont | | |
| Communication en | valides et régulièrement actualisées. | |
| situations d'urgence | S'interroger sur la mise en place d'une main courante au sein de | 30/06/2022 |
| l'établissement de Pouzauges qui pourrait être partagée avec l'ensemble des acteurs. A.4 Mettre en place une organisation vous permettant d'alerter sans délai le préfet et l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que | 31/03/2022 | |
| Alerte des autorités | transmettre les informations pertinentes. A.5.1 Mettre en place une organisation de lutte contre l'incendie répondant aux exigences de la décision susmentionnée | Immédiat 15/01/2022 |
| A.5.2 Mettre en place une alarme audible en tout point de votre installation, notamment sur la zone chantier. Indiquer les actions mises en place à l'issue de différents exercices réalisés ainsi que vos modalités de suivi | | |
| Lutte contre l'incendie | 31/01/2022 | |
| A.7 Revoir vos procédures de gestion des modifications afin de garantir la traçabilité et le respect des exigences définies. Transmettre, à l'issue du prochain rechargement, les résultats du contrôle acoustique et du contrôle visuel de la piscine. | | |
| Modification | 31/03/2022 | |
| notable : table en | 30/04/2022 | |
| piscine | B.1 Indiquer l'état de vos réflexions quant à la disponibilité et à la mobilisation de l'ensemble des acteurs pour la gestion des situations d'urgence. Indiquerez pour chacun des postes mentionnés dans votre PUI, les effectifs disponibles et les délais de mobilisation. | |
| Permanence représentant de | 31/03/2022 | |
| l'exploitant et cellule de réflexion | | |
## - Demandes D'Actions Programmées
Nécessitent une action corrective ou une transmission programmée selon un échéancier proposé par l'exploitant
| Echéancier | | | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|---------|---------|----|----------------|-----|---------|
| Thème abordé | Mesures correctives à mettre en œuvre | proposé | | | | | |
| A.3.2 S'interroger sur les circuits de communication et de prise de décision en fonction des différentes situations rencontrées (heures ouvrées, heures non | | | | | | | |
| Communication en situations | ouvrées). | Veiller | à | la | soutenabilité | des | actions |
| d'urgence | demandées à chacun des acteurs en situation de stress et proposerez au besoin une adaptation de vos fiches réflexes actuelles A.6 S'assurer de la mise en œuvre de l'ensemble des actions nécessaires pour vous garantir la protection de l'environnement. Mener une réflexion quant à la vérification du positionnement des sources et vous m'indiquerez vos conclusions. | | | | | | |
| Convention avec les services extérieurs Mise en œuvre du PUI | A.8. S'assurer du respect des délais mentionnés dans la présente décision pour vérifier le contenu de votre convention | | | | | | |
| Plan d'urgence interne TMR | B.2 Transmettre la dernière version du PU TMR | | | | | | |
| Formation | B.3 Indiquer les modalités de formation retenues et les délais de mise en œuvre de cette nouvelle organisation B.4 Mener une réflexion sur son classement du superviseur de l'automate et la gestion des différentes modifications qui y sont apportées. Fournir les conclusions | | | | | | |
| Intervention sur le pilote superviseur de l'automate | C.1 S'assurer de la pertinence de votre point de | | | | | | |
| Point de rassemblement | rassemblement | par | rapport | à | l'intervention | des | |
| pompiers et au déploiement de leurs engins de secours C. Récupérer les données nécessaires à la vérification de | | | | | | | |
| Poteaux incendie | la bonne disponibilité des moyens d'extinction des incendies | | | | | | |
## - Autres Actions Correctives
L'écart constaté présente un enjeu modéré et nécessite une action corrective adaptée.
Néant |
INSSN-OLS-2022-717 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-007105 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Orléans, le 7 février 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 - 132 Inspection n° INSSN-OLS-2022-0717 du 18 janvier 2022 « conduite accidentelle »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
[3] D.5170/SSQ/MO.694 ind 11 mode opératoire élaboration, diffusion et conservation des procédures du chapitre 6 des RGE
[4] D455617242295 ind X référence des procédures de conduites incidentelle-accidentelle à partir du PTD n°3 - palier CP1/CP2
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1],
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 18 janvier 2022 au CNPE de Chinon sur le thème « conduite accidentelle ».
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection réalisée le 18 janvier 2022 sur le thème « conduite accidentelle » avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en place au sein du CNPE de Chinon pour se conformer aux dispositions prévues par le chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) qui définit les règles de conduite à suivre en situation incidentelle et accidentelle.
Les inspecteurs ont ainsi examiné l'organisation pour gérer la mise à jour et le suivi du chapitre VI des RGE, ainsi que les formations des personnes impliquées dans la conduite incidentelle et accidentelle.
Les inspecteurs ont également fait procéder à un exercice portant sur la conduite à tenir en cas de perte du circuit de décharge du circuit primaire principal. Dans un premier temps, supervisé par les inspecteurs, un opérateur a déroulé la procédure liée à cet évènement. Dans un deuxième temps, les actions à mener ont été simulées sur site par les agents de terrain en présence des inspecteurs. Il ressort de cette inspection que la gestion de l'intégration est bien suivie par le CNPE, même si des améliorations ou précisions doivent être apportées, notamment au niveau de la qualification des contrôleurs techniques et des documents opératoires. La gestion des formations mérite également d'être clarifiée. Enfin, un entretien avec un agent de terrain du service « conduite » a également été réalisé.
L'agent a souhaité faire part d'une remarque relative aux outils informatiques qui est portée en observation de la présente lettre de suite.
## A. Demandes D'Actions Correctives Formation Des Agents De Conduite
Le II de l'article 2.4.1 de l'arrêté relatif aux installations nucléaires de base en référence [2], dispose que « le système *de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation* et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er 1.
Les inspecteurs ont contrôlé les formations des agents du service « conduite » chargés de mettre en application les procédures et consignes relatives à la conduite accidentelle. Des difficultés ont été rencontrées en séance pour rapprocher les formations attendues et celles réalisées. Ces difficultés laissent à penser que l'organisation de la gestion de ces formations est perfectible. En cours et en fin de journée, des éléments de réponse ont cependant été fournis aux inspecteurs. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage l'habilitation des agents du service conduite. Pour l'un d'eux, il s'est avéré que la formation radioprotection n'était plus valide sur une durée de quelques jours à la fin de l'année 2021, remettant en cause un des points permettant l'habilitation. Il convient d'être vigilant sur ce point qui est susceptible de compromettre la capacité d'action des agents.
Demande A1 : je vous demande de renforcer votre organisation pour la gestion du suivi des formations habilitantes initiales et **pour le maintien de compétence.** Vous me **préciserez les mesures que vous avez retenues.**
Application du mode opératoire « élaboration, diffusion et conservation des procédures du chapitre 6 des RGE ».
Le I de l'article 2.4.1 de l'arrêté relatif aux installations nucléaires de base en référence [2], dispose que « l*'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les* exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. Le chapitre 7.5.1 du mode opératoire en référence [3], précise que le contrôle technique des consignes d'action par réacteur est réalisé par « *un ingénieur sûreté* (IS) *différent du rédacteur* » et que par ingénieur sûreté il faut entendre « *un IS habilité à réaliser les contrôles sur les documents du* chapitre VI » des RGE (chapitre dédié à la conduite accidentelle). Les inspecteurs ont interrogé en salle vos représentants en charge de la gestion du chapitre VI
des RGE sur la mise en application concrète du mode opératoire en référence [3]. Ils ont relevé que la saisie dans l'application « consigne APE » (approche par état), qui permet de générer les procédures modifiées, revient à un IS ayant suivi un compagnonnage particulier par un autre IS expérimenté, lui, dans la gestion de ce chapitre VI. La réalisation de cette saisie est réalisée à partir de l'importation :
- du bullage national précisant les modifications à réaliser dans le document local en cours d'application (cas des instructions temporaires de sûreté) ;
- des adaptations locales dans le nouveau document national (cas d'un dossier d'amendement).
L'équipe d'inspection note que, du fait d'évolutions récentes de pratiques, certaines modifications documentaires demandées par les services centraux ne font pas l'objet d'une diffusion de documents opératoires. Il s'agit alors d'une liste de fiches d'évolution dont la déclinaison est réalisée dans d'autres dossiers présents dans l'application informatique « consigne APE ». La réalisation des modifications s'en trouve ainsi sensible puisqu'elle demande une manipulation particulière, peu utilisée, qui n'a pas pu être montrée lors de l'inspection. De plus, dans ce cas, vos représentants précisent que le contrôle technique ne peut être réalisé qu'à partir de l'application « consigne APE » et en réitérant les mêmes actions que le rédacteur de la modification. L'équipe d'inspection constate que le contrôleur doit alors être également familiarisé au geste à réaliser et cela en amont et indépendamment de la modification afin de permettre une indépendance entre le contrôle et la rédaction. Ceci va à l'encontre de la possibilité de contrôle technique par n'importe quel IS qualifié au niveau SN4 comme vos représentants l'ont affirmé et ceci devrait faire l'objet d'une précision particulière dans les notes d'organisation du site. Demande A2 : je vous demande de renforcer **l'organisation permettant l'intégration des** évolutions en maintenant un contrôle technique indépendant de la rédaction par **un IS** dûment qualifié. Vous me préciserez les mesures que vous aurez retenues.
Je vous demande, compte tenu de ce qui précède, de préciser les compétences techniques nécessaires pour le contrôle des évolutions via le logiciel APE.
Fiches de procédure de conduite accidentelle L'article 7.1 de l'arrêté relatif aux installations nucléaires de base en référence [2] dispose que « *l'exploitant met en œuvre une organisation, des moyens matériels et humains et des méthodes* d'intervention propres, en cas de situation d'urgence, de manière à :
- assurer la meilleure maîtrise possible de la situation, notamment en cas de combinaison de risques radiologiques et non radiologiques ;
- *prévenir, retarder ou limiter les conséquences à l'extérieur du site* ».
Les inspecteurs se sont intéressés au caractère opérationnel des procédures de conduite en cas de perte du circuit de décharge du circuit primaire principal du réacteur 4. La première phase de cet exercice, réalisée par un opérateur, n'appelle pas de remarque particulière sur son déroulement. Les inspecteurs ont cependant noté une incohérence dans la désignation d'un local lors du déroulement des logigrammes, identifié soit GT9NO106 soit GT9LO106. L'exercice s'est ensuite poursuivi avec une phase terrain consistant à se rendre dans les locaux en zone contrôlée ou non afin de contrôler l'applicabilité des informations contenues dans les fiches d'action. Hors zone contrôlée, les inspecteurs n'ont pas relevé d'incohérence dans les fiches contrôlées RFLE 049, RFLE 092, RFLE 422 et RFLE 423. En revanche, des erreurs ou omissions ont été relevées dans les fiches suivantes :
- dans la fiche RFLE 246, il a été relevé l'absence d'indication du numéro du local. De ce fait, les intervenants ont tardé à trouver l'équipement sur lequel ils devaient intervenir. Par ailleurs, cette fiche demande de décondamner l'inverseur 170JA alors qu'il ne faisait pas l'objet d'une condamnation ;
- dans la fiche RFLE 284, l'ergonomie visant la mise en service de la ventilation DVI voie B
a été jugée imprécise par l'agent de terrain. Ce dernier a indiqué aux inspecteurs qu'en situation réelle, il aurait fait appel à l'opérateur afin d'obtenir des précisions ;
- dans la fiche RFLE 254, le numéro de réacteur n'étant pas précisé, l'agent de terrain a, dans un premier temps, omis une partie des opérations à réaliser ;
- dans la fiche RFLE 285, il n'est pas précisé d'utiliser une boîte à boutons pour réaliser certaines actions alors qu'elle est indispensable. L'agent de terrain a cependant su réaliser les actions car il était muni de la dite boîte à boutons.
En zone contrôlée, les inspecteurs ont contrôlé l'applicabilité des fiches RFLL 69, RFLL 138 et RFLL 71. Seule pour cette dernière une incohérence a été relevée. En effet, la fiche ne précise pas si une action doit être réalisée au niveau de la cellule électrique pour la mise en service de la pompe RIS022PO.
Demande A3 : **je vous demande de procéder aux corrections des fiches dont les actions à**
réaliser sont erronées, incohérentes ou incomplètes afin d'assurer le caractère opérationnel et autoportant des consignes incidentelles/accidentelles. Vous jugerez de la nécessité ou non de réaliser une vérification par simulation en local (VSL). Vous me transmettrez le mode de preuve de la réalisation effective de ces corrections et de la VSL associée le cas échéant.
## Documents Consultés En Salle À L'Issue De L'Exercice - Vérification Par Simulation En Local (Vsl)
Dans le mode opératoire en référence [3], il est prévu de réaliser des VSL afin de vérifier la bonne opérabilité des actions demandées par une consigne APE. Les inspecteurs ont contrôlé les VSL
de trois fiches d'actions du réacteur 4 (RFLE 246, RFLE 284 et RFLL 71). Les inspecteurs ont relevé que le contenu des dossiers des VSL différait en fonction des fiches sans que vos représentants n'aient pu le justifier aux inspecteurs. Par ailleurs, certains dossiers de VSL ne semblent pas avoir été vérifiés par le service SSQ en charge leur suivi, tel que le dossier relatif à la VSL de la fiche RFLL 71. Cependant, compte tenu de l'évolution des références documentaires depuis la réalisation de ces VSL, le contrôle des inspecteurs n'a pas pu être exhaustif. Les inspecteurs ont alors demandé de contrôler la VSL relative à la fiche RFLE 246 pour le réacteur 2, réalisée postérieurement aux précédentes, en adéquation avec les référentiels documentaires actuels. Dans cette VSL, ils ont relevé plusieurs anomalies relatives à la complétude et un commentaire relatif à un numéro de local qui n'a pas été pris en compte dans la fiche. Les inspecteurs ont identifié que cette situation était préjudiciable à la bonne mise en œuvre de cette fiche. Demande A4 : je vous demande de réaliser une nouvelle validation par simulation en local de ces trois fiches et de les modifier le cas échéant.
Vous me transmettrez le mode de preuve de l'adéquation entre les remarques relevées lors des VSL **et la mise à jour des fiches.**
## B. Demandes De Compléments D'Information Surveillance Des Prestataires
Dans le chapitre des exigences générales du mode opératoire en référence [3], il est indiqué que l'élaboration et la modification de la documentation est une activité importante pour la protection
(AIP). Par conséquent, un contrôle technique doit être réalisé lors de chaque mise à jour de la documentation. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que certaines intégrations documentaires étaient confiées à un prestataire qualifié par vos services centraux qui assure en interne le contrôle technique. Le mode opératoire prévoit une surveillance du prestataire que les inspecteurs ont souhaité contrôler. Les documents contrôlés (surveillance prestataire 40788) ne permettent pas de faire précisément l'adéquation entre les fiches de surveillance établies par vos services et les documents du prestataire.
Par ailleurs, la fiche utilisée pour réaliser la surveillance n'est pas explicitement dédiée à la surveillance. En effet, c'est la même fiche que le contrôle technique interne (disponible en annexe 9 du mode opératoire en référence [3]) modifiée manuellement en fiche de surveillance.
Demande B1 : je vous demande d'apporter les explications montrant que la **surveillance du** prestataire réalisée est en adéquation **avec votre plan de surveillance, décliné en fiches de**
surveillances.
## Conformité De La Documentation
Lors de l'inspection, un écart entre la documentation en application sur les réacteurs palier CP1/CP2 et la note nationale en référence [4] qui répertorie les références des procédures a été relevé sur la consigne RFI OPR (réacteur paire). Cet écart semble être associé à une évolution de la note de référence des procédures entre l'indice T de la note (utilisé lors du passage au PTD 3)
et l'indice X. Vos représentants se sont rapprochés des services centraux afin de s'assurer que la documentation du CNPE est conforme à l'attendu et que l'erreur est circonscrite à la note de référence des procédures entre les indices T et X. Le contrôle des références n'étant effectué que sur les procédures modifiées lors d'une mise à jour, un écart sans mise à jour de la procédure impactée ne peut être identifié. Une correction de la note de référence des procédures doit être réalisée.
Demande B2 : je vous demande de **m'informer de la correction de la note de référence des**
procédures.
## Accès Au Logiciel Conduite Accidentelle
Les activités de mise à jour des procédures APE peuvent faire l'objet d'une sous-traitance par EDF. Les inspecteurs se sont interrogés sur les exigences à respecter pour les sous-traitants afin de ne pas entacher la fiabilité de ces procédures. Demande B3 **: je vous demande de me préciser quelles sont les exigences que doivent respecter** les sous-traitants pour être légitime **à intervenir sur le logiciel des procédures APE.**
## Anomalies Sur Du Matériel Lors De La Mise En Situation Sur Le Terrain
Lors du déroulement de la fiche RFLL 71, les inspecteurs ont relevé une fuite d'eau sur le raccord d'un flexible du chauffe-eau 8SEDP02BA et l'absence d'identification de sa supposée vanne 8SEDP26VD. Demande B4 : je vous demande de me transmettre le mode de preuve **des remises en** conformité des matériels sur lesquels les anomalies ont été relevées par les inspecteurs.
## C. Observations Point Organisationnel
C1. Les inspecteurs ont noté que la responsabilité de la déclinaison des consignes de conduite en situation accidentelle relevait des IS qualifiés au niveau SN4. Pour assurer le suivi d'un chapitre spécifique des RGE, chapitre 3, 6 ou 9, l'IS bénéficie d'un accompagnement particulier mais reste cependant compétent pour les autres chapitres, notamment pour le contrôle technique des consignes modifiées. Ce dernier point a été remis en cause par les inspecteurs ci-avant dans la présente lettre de suite.
## Inventaire Des Déchets Présents Sur L'Aire Pathogène
C2. Au cours de l'inspection, un entretien entre un agent de terrain du service « conduite » et un inspecteur de l'ASN a été réalisé. A l'issue de cet entretien, l'agent a souhaité souligner la performance des logiciels utilisés pour réaliser ses actions. Cependant, les performances des matériels à disposition ne sont pas à la hauteur de cette performance car l'application de ces logiciels conduit à des dysfonctionnements.
## Contrôle Des Éléments De Visibilité
C3 : Les inspecteurs ont également réalisé des contrôles documentaires visant les éléments de visibilité faisant suite à l'évènement significatif et à l'inspection suivants :
- évènement significatif pour la sûreté ESINB-OLS-2020-1028 : Non vérification du critère RGE de type A « non débordement par évent » 3LHQ002BA suite calfeutrement de l'évent dans une trémie ;
- inspection conduite accidentelle INSSN-OLS-2022-0713 du 14 janvier 2020.
Les inspecteurs ont relevé que les actions correctives prévues par l'exploitant ont été réalisées.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans Signée par : Arthur NEVEU |
INSSN-DEP-2021-0308 | Référence courrier :
CODEP-DEP-2021-060357 Monsieur le Directeur EDF DPN 1, Place Pleyel 93282 SAINT-DENIS CEDEX
Dijon, le 4 janvier 2022 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre nucléaire de production d'électricité de Civaux Inspection n° INSSN-DEP-2021-0308 du 14 décembre 2021 Contrôle ultrasonore de la virole basse du GV/NP213 du réacteur n° 1 du CNPE de Civaux
## Références :
[1] Code de l'environnement
[2] Arrêté ministériel modifié du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté ministériel modifié du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression
[4] Décision ASN n° 2017-DC-0604 du 15 septembre 2017 prescrivant une revue de dossiers de fabrication de composants installés sur les réacteurs électronucléaires exploités par la société Électricité de France (EDF)
[5] D309521005441 indice C du 23 juillet 2021 - Programme d'expertise - CIV1 VC20/21 - Examen UT de la virole basse du GV n° 213 (73/19) - 1 RCP 043 GV
[6] CIV1-D18/21-125 révision 0 du 30 novembre 2021 - Synthèse des résultats
[7] Fiche d'actions de surveillance n° 1173616 - Programme de surveillance n° 91810 - CNPE de Civaux –
Projet : 1VD1821HORUS GIE
[8] Fiche d'actions de surveillance n° 1182273 - Programme de surveillance n° 91810 - CNPE de Civaux –
Projet : 1VD1821HORUS GIE
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection annoncée a eu lieu le 14 décembre 2021 à distance sur le thème « Contrôle ultrasonore de la virole basse du GV/NP213 du réacteur n° 1 du CNPE
de Civaux ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème du contrôle ultrasonore de la virole basse du générateur de vapeur GV/NP213 du réacteur n° 1 du CNPE de Civaux. Ce contrôle a été mis en œuvre dans le cadre des suites de la revue des dossiers de fabrication des pièces forgées par Creusot Forge afin de vérifier l'absence de défauts dus à l'hydrogène (DDH) issus de la fabrication. Au vu de cet examen, aucune non-conformité relative à la mise en œuvre du procédé de contrôle n'a été détectée. Cependant, plusieurs sujets, tels que la validation des performances du procédé, la formation des opérateurs, la durée de réalisation du contrôle ou encore la surveillance réalisée par l'exploitant, nécessitent la transmission d'éléments de justification complémentaires.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Validation Des Performances Du Procédé De Contrôle
Concernant la méthodologie de validation des performances du programme d'expertise par le comité technique END de votre Direction Industrielle (DI), vos représentants ont précisé que cette validation se basait uniquement sur une analyse documentaire car le programme d'expertise met en œuvre un procédé ultrasonore commun. Ils ont également mentionné qu'ils s'étaient appuyés sur le retour d'expérience de la mise en œuvre d'un procédé similaire sur le CNPE de Fessenheim en 2016, sans pouvoir fournir plus de détails. Enfin, vos représentants ont précisé qu'aucun essai sur maquette ou de simulation se basant sur des défauts réalistes représentatifs des caractéristiques des DDH n'avait été mis en œuvre dans le cadre de cette validation.
Demande B1 : Je vous demande de transmettre les éléments techniques concernant le **contrôle** réalisé en 2016 sur le CNPE de Fessenheim, dont vous avez utilisé le retour d'expérience pour valider les performances du programme d'expertise en référence **[5]. Vous préciserez également les** éléments du retour d'expérience que vous avez retenus pour cette validation des performances. Demande B2 : Je vous demande de transmettre les éléments de justification qui vous ont amené à ne pas réaliser **d'essais sur maquette ou de simulation se basant sur des défauts réalistes** représentatifs des caractéristiques des défauts dus à l'hydrogène.
## Mise En Œuvre Du Contrôle
En amont de la réalisation du contrôle, vos représentants ont transmis le planning prévisionnel de mise en œuvre. Ce planning prévoyait une durée de 40 heures pour la réalisation du contrôle ultrasonore de la virole basse du GV. Cependant, la consultation du document de suivi d'intervention (DSI) dans la synthèse des résultats de contrôle en référence [6] a mis en évidence que l'étalonnage, la mise en œuvre du contrôle et le repli de chantier avaient été réalisés sur la seule journée du 18 novembre 2021.
De plus, les inspecteurs ont constaté que l'étalonnage de début de poste était indiqué à 12h et celui de fin de poste à 15h. En réponse à ce constat, vos représentants ont précisé que l'étalonnage à 12h devait correspondre à un étalonnage intermédiaire, qui doit être réalisé 4h après le premier étalonnage. Cependant, après consultation des données d'entrée et de sortie de zone contrôlée pour l'opérateur, le contrôleur technique et le surveillant de la DI, celles-ci ont confirmé les informations inscrites dans les documents du prestataire, à savoir un début de contrôle à 12h. Concernant le décalage entre la durée prévue et celle effective, vos représentants ont précisé que des marges avaient été prévues en cas de détection d'indications, engendrant des gestes de vérification et de caractérisation.
Concernant plus précisément la durée de mise en œuvre du contrôle, le programme d'expertise en référence [5] impose que « la vitesse du traducteur ne doit pas dépasser 150 *mm/s* » avec un taux de recouvrement « *d'au moins 10 % du diamètre effectif du transducteur entre chaque passe* ». Vos représentants ont précisé qu'en raison de la petite taille du transducteur (10 mm), le taux de recouvrement entre chaque passe était plutôt de l'ordre de 50 %. Sur la base de ces informations et de la surface à contrôler, à savoir 800 mm de haut sur les 360° de circonférence de la virole, la durée du contrôle de 3 heures ne semble pas présenter beaucoup de marges. Cependant, vos représentants ont précisé que l'opérateur de contrôle avait bénéficié d'une aide lors de la mise en œuvre du contrôle.
Demande B3 : Je vous demande **de transmettre le détail de la durée des différentes étapes de mise**
en œuvre du contrôle ultrasonore, ainsi que les éléments permettant de démontrer le respect des exigences du programme d'expertise en référence [5] concernant notamment la vitesse du transducteur et le taux de recouvrement entre passes. Vous expliquerez également plus précisément le décalage entre les 40 heures prévues et les 3 heures réalisées. Demande B4 : Je vous demande de préciser si l'opérateur de contrôle a bénéficié d'une aide lors de la mise en œuvre du contrôle. Si oui, vous indique**rez les phases de mise en œuvre concernées et**
transmettrez les éléments permettant de tracer sa présence lors de la mise en œuvre du contrôle
(entrée et **sortie de zone, traçabilité dans le DSI…).**
## Formation Des Opérateurs De Contrôle
Bien que la mise en œuvre de ce contrôle réponde à une problématique très spécifique (recherche de DDH issus de la fabrication) et ne corresponde pas aux contrôles réalisés habituellement lors du suivi en service des réacteurs, vos représentants ont mentionné que l'opérateur en charge du contrôle n'avait pas bénéficié d'une formation dédiée. Ils ont expliqué cette décision par le fait que la certification COFREND niveau 2 en technique ultrasonore est suffisante, cette dernière comprenant une épreuve sur pièce forgée avec recherche de défauts de fabrication. Vos représentants ont précisé que seule une présentation rapide du contexte et du procédé de contrôle avait été faite en pré-job briefing. Demande B5 : Je vous demande de transmettre votre analyse justifiant votre décision de ne pas réaliser de **formation spécifique à la recherche de défauts dus à l'hydrogène pour l'opérateur en** charge du contrôle.
## Surveillance De La Mise En Œuvre Du Contrôle Et De Son Contrôle Technique
Conformément à l'arrêté en référence [2], vous avez procédé à la surveillance de la mise en œuvre du contrôle et également de son contrôle technique. Selon vos représentants, la surveillance de la mise en œuvre du contrôle a été organisée par sondage selon deux axes :
- documentaire avec la vérification du dossier en amont de l'intervention et de la synthèse de résultat en aval ;
- technique avec l'accompagnement lors du tour de faisabilité préalable, la surveillance *in situ* de l'opérateur, la validation par l'expert DI des traitements proposés en cas de situation d'écart et la confirmation en cas d'indication.
Vos représentants ont précisé que cette typologie de surveillance n'était pas spécifique au contrôle et correspondait aux pratiques habituelles, hormis la surveillance concernant le tour de faisabilité préalable. La consultation des fiches d'action de surveillance en références [7] et [8] a mis en évidence que la surveillance *in situ* de la mise en œuvre du contrôle avait été réalisée « *du film 251 au film 254* ». Vos représentants ont précisé que cette mention devait correspondre aux repères des films radiographiques sur le composant, sans pouvoir apporter plus d'informations sur la surface concernée.
Demande B6 : Je vous demande de préciser les phases de la mise en œuvre du contrôle ayant fait l'objet d'une surveillance *in situ***. Vous préciserez en particulier ce à quoi correspond la mention** « *surveillance réalisée du film 251 au film 254* » **tracée dans la fiche d'action de surveillance en** référence [7]. Concernant la surveillance du contrôle technique, celle-ci a été réalisée a posteriori le 30 novembre 2021 sur la base du rapport de contrôle technique, comme tracé dans la fiche d'action de surveillance en référence [8]. Vos représentants ont confirmé qu'aucune surveillance du contrôle technique n'avait été effectuée en amont de sa réalisation, ni lors de la mise en œuvre sur site, bien que le surveillant de la DI ait été présent en même temps que le contrôleur technique. Demande B7 : Je vous demande **de justifier l'absence de surveillance en amont du contrôle** technique, ainsi que pendant sa réalisation.
## Résultats Du Contrôle
Les contrôles ultrasonores réalisés en surpuissance en fabrication au stade final de la pièce (PV N°US
5970 daté du 30 juillet 1991) avaient mis en évidence la présence de 24 indications notables dans la zone de surveillance, de taille équivalente inférieure à 3,6 mm. D'autres contrôles ultrasonores réalisés en surpuissance mentionnaient également la présence de très nombreuses indications d'environ 1,5-2 mm de l'extrémité tête de la virole jusqu'à 2000 mm du côté tête, sur environ les trois quarts de la périphérie. Ces indications étaient situées entre 50 et 107 mm de profondeur et étaient plus nombreuses entre 80 et 107 mm de profondeur. Sur le reste de la périphérie côté tête, quelques indications de taille inférieure à 1 mm avaient été détectées entre 60 mm de profondeur et la face intérieure.
Le contrôle ultrasonore, objet de cette inspection, n'a détecté aucune indication de taille équivalente supérieure à 3 mm (seuil de notation défini dans le programme d'expertise en référence [5]). Concernant la détection potentielle d'indications inférieures au seuil de notation de 3 mm, vos représentants ont mentionné que l'opérateur en avait effectivement détectées quelques-unes, sans apporter plus de détails. La traçabilité de ces indications inférieures au seuil de notation permettrait de vérifier la concordance avec les contrôles réalisés en fin de fabrication. Demande B8 : Dans le cas de détection, le cas échéant, d'indications inférieures au seuil de notation du programme d'expertise en référence **[5], je vous demande de me préciser la manière dont vous**
avez interprété ces éléments en comparaison avec les indications **identifiées en fin de fabrication.** Concernant plus précisément la traçabilité des résultats du contrôle, vos représentants ont précisé que le rapport de fin d'intervention et que le rapport d'expertise de la DI ne seraient finalisés que pour le jalon du passage à 110°. Demande B9 : Je vous demande de transmettre le rapport de fin d'intervention et le rapport d'expertise de la Direction Industrielle, dès finalisation de ces documents.
## C. Observations
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
La Cheffe de la cellule CO2I
Signé Delphine GIRARD |
INSSN-OLS-2021-0769 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2022-000472 Monsieur le Chef de la structure déconstruction EDF DP2D - CNPE de Chinon BP 80 37420 AVOINE
Orléans, le 5 janvier **2022**
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Site EDF de Chinon - INB nos**133, 153 et 161.**
Inspection n° INSSN-OLS-2021-0769 du 15 décembre 2021
« Surveillance des intervenants extérieurs »
Réf. :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V** [2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base**
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 15 décembre 2021 sur le site de Chinon A sur le thème « surveillance des intervenants extérieurs ».
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « surveillance des intervenants extérieurs ». **Les inspecteurs** ont commencé par un point d'actualités concernant les installations de la structure déconstruction de Chinon A. Puis, ils ont procédé à une visite de certains des locaux de Chinon A3, en particulier, les locaux échangeurs Nord et Sud, ainsi que la zone de conditionnement des déchets.
Ils ont ensuite examiné l'organisation générale mise en œuvre concernant la surveillance des intervenants extérieurs, en s'appuyant sur l'analyse de plusieurs chantiers : évacuation des viroles de Chinon A2, prélèvements hors caisson de Chinon A1, démantèlement des « locaux échangeurs » de Chinon A3. Ils ont terminé par la consultation de la liste des écarts constatés sur l'année 2021.
Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent la qualité de la gestion documentaire permettant de mettre à disposition rapidement les documents demandés, ainsi que la qualité de l'outil e-FEP (Fiche d'évaluation de la prestation) permettant une analyse fine des prestations réalisées par les intervenants extérieurs. Cependant, des actions correctives sont nécessaires concernant le suivi du programme de surveillance du chantier de démantèlement des échangeurs Nord de Chinon A3 et des compléments d'information sont attendus concernant la gestion de conteneurs IP2, l'efficacité du réseau SEO (réseau d'eaux pluviales) en période hivernale et la surveillance des chantiers par les chargés d'affaires référents.
## A. **Demande D'Actions Correctives** Surveillance Du Chantier De Démantèlement Des « Locaux Échangeurs » De Chinon A3
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose :
« *I. - L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer :*
- *qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application* de l'article 2.3.2 ;
- *que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les* exigences définies ;
- *qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.*
Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. »
Les inspecteurs ont analysé le programme de surveillance du chantier de démantèlement des échangeurs Nord de Chinon A3 ainsi que le tableau de suivi dédié. Ils ont constaté que le programme de surveillance des prestataires de ce chantier de longue durée a été rédigé avant le démarrage du chantier en 2018 et qu'il n'a pas été mis à jour depuis cette date, bien que le tableau de suivi montre la réalisation d'actions de surveillance supplémentaires à celles initialement prévues.
De plus, vous avez indiqué que ce programme ne fait pas l'objet d'une revue périodique et qu'il n'est pas réinterrogé quant à sa pertinence face à l'évolution du chantier (retards de certaines opérations, modification du projet initial…).
Demande A1 : je vous demande de mettre à jour le programme de surveillance du chantier de démantèlement des échangeurs nord de Chinon A3. Je vous demande également de vous assurer périodiquement que ce programme est adapté à l'évolution du chantier.
## B. **Demandes De Compléments D'Information** Analyse Par Sondage De Certains Écarts
Les inspecteurs ont analysé la fiche Caméléon n°C0000333920 concernant le constat, en octobre 2021, de l'indisponibilité d'une baudruche d'un obturateur du réseau SEO. Vous avez indiqué que son remplacement ne pouvait intervenir avant avril puisqu'une partie du réseau SEO était sous eau jusqu'à cette période. Demande B1 : je vous demande de justifier que le fait qu'une partie du réseau SEO soit sous eau de manière périodique, en fonction du niveau de la Loire, ne remette pas en question le confinement des eaux d'extinction incendie du site de Chinon A. Vous me justifierez également que cela ne remet pas en cause l'efficacité de l'obturateur en cas de déversement de pollution dans le réseau SEO. Vous me transmettrez ces justifications ainsi que les modes de preuve de remplacement de la baudruche citée ci-dessus. Les inspecteurs ont analysé la fiche Caméléon n° **C0000351058 concernant la découverte, en décembre**
2021, de conteneurs IP2 périmés lors de leur contrôle de suivi. Vous n'avez pas été en mesure de justifier en séance de leur non utilisation lors de transport de conteneur. Demande B2 : je vous demande de me transmettre la liste des IP2 concernés et leurs dates de validité. Vous m'indiquerez également si ces conteneurs ont été utilisés pour des transports et, le cas échéant, les actions mises en œuvre.
## Réflexion Sur La Réalisation Des Actions De Surveillance
Les inspecteurs ont constaté que les actions de surveillance dédiées à des chantiers étaient uniquement réalisées par les chargés d'affaires des chantiers concernés.
Demande B3 : je vous demande de me transmettre les conclusions de votre réflexion quant à la possibilité pour les chargés d'affaires de chantiers de réaliser des actions de surveillance sur d'autres chantiers que les leurs.
## C. **Observation** Suivi Des Produits Dangereux Déclarés Par Les Prestataires Dans Les Pdp (Plans De Prévention)
C1 : les inspecteurs ont constaté quelques manquements dans le formalisme du suivi des produits dangereux déclarés dans le PdP du chantier d'évacuation des viroles de Chinon A2. Il conviendrait d'être plus vigilant quant à ce suivi.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER |
INSSN-CAE-2021-0963 | Référence courrier : **CODEP-CAE-2022-000791**
A Caen, le 6 janvier 2021 Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE
50 444 LA HAGUE CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement de La Hague Inspection no INSSN-CAE-2021-0963 du 6 décembre 2021 Conditionnement des déchets Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Lettre ASN CODEP-DRC-2021-051781 du 24 novembre 2021
[3] Décision ASN no **2017-DC-0587 du 23 mars 2017** [4] Décision ASN no **DC-0126 du 16 décembre 2008**
[5] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [6] Lettre ASN CODEP-DRC-2021-036001 du 31 août 2021
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 6 décembre 2021 sur le thème conditionnement des déchets [2] au sein de l'établissement de La Hague. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes, compléments d'information et observations qui résultent des constations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection annoncée du 6 décembre 2021 |2] a concerné l'examen des dispositions et des moyens retenus et mis en œuvre par l'exploitant pour répondre aux exigences de la décision de l'ASN du 23 mars 2017 [3] au niveau du groupe Orano et leur déclinaison pour les INB nos **116 et 117 du site de La**
Hague. Les inspecteurs ont notamment pu prendre connaissance des modalités de surveillance mises en œuvre par l'Andra concernant les colis de déchets produits sur le site de La Hague dont l'exutoire final envisagé est un stockage en couche géologique profonde. Ils ont en outre interrogé l'exploitant sur les modalités de gestions des dérogations accordées par l'Andra pour la prise en charge de certains colis de déchets dans le Centre de stockage de l'Aube (INB no **149), notamment celles relatives aux colis**
12 AR, 12 AC et 12 AD. Cette inspection a par ailleurs été l'occasion d'examiner la gestion par l'exploitant de l'événement significatif de sureté déclaré par Cyclife France le 28 juillet 2021, relatif au dépassement de l'activité massique maximale admissible pour un colis de déchets solides incinérables en provenance d'Orano sur son site de La Hague.
Les inspecteurs ont relevé favorablement :
- **la bonne gestion documentaire, et sa maîtrise par les représentants de l'exploitant, permettant**
notamment une traçabilité efficiente de l'ensemble des dérogations accordées par l'Andra dans le processus de délivrance d'une approbation ;
- **la qualité des réponses apportées.**
Toutefois, au vu du contrôle par sondage effectué, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de La Hague pour assurer le suivi de la qualité des colis produits et des non conformités apparaît, à date, perfectible.
Les inspecteurs ont relevé que les modalités de renseignement et de vérification des informations relatives aux caractéristiques des colis produits doivent être améliorées. Par ailleurs, l'appréciation de l'impact global sur les intérêts protégés des écarts liés à la qualité des colis produits mais aussi la traçabilité des non conformités constituent également des points d'améliorations. Ainsi, l'exploitant devra prendre en compte les demandes, compléments d'informations et observations formulés ci-après.
## A. **Demandes D'Action Corrective**
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont interrogé Orano sur les causes à l'origine de l'événement significatif de sureté déclaré par Cyclife France le 20 avril 2021. Le 13 avril 2021, à la suite d'une vérification interne, Orano a informé l'installation Centraco (INB no **160) exploitée par Cyclife France**
d'une erreur de mesure relative à l'activité en émetteurs alpha d'un fût expédié le 5 octobre 2018 et incinéré le 15 octobre 2019. L'activité massique réelle en émetteurs alpha du fût (429,6 Bq/g) a conduit à un dépassement de l'activité massique alpha maximale autorisée (370 Bq/g) figurant dans la décision [4]. Orano a indiqué aux inspecteurs qu'avant son envoi à Centraco, le fût concerné a fait l'objet d'une mesure neutronique sur l'UCD1**. Une saisie manuelle avec déclaration du spectre calculé a ensuite été**
réalisée. Une erreur lors de cette saisie est à l'origine de l'écart constaté : le spectre de mesure a été déclaré en proportion massique au lieu d'être déclaré en proportion d'activité. Les inspecteurs ont constaté que, depuis octobre 2016, les informations saisies par les opérateurs dans l'outil de déclaration des résultats de mesure n'ont pas été renseignées correctement. Plusieurs colis de déchets ont été concernés. Les inspecteurs ont également noté l'absence de contrôle de second niveau sur les informations saisies par l'opérateur dans l'outil de déclaration des mesures, ni de qualification rigoureuse de cet outil afin d'en vérifier la robustesse. Aucun évènement significatif n'a été déclaré sur ce sujet. Au cours de l'inspection, les représentants de l'exploitant ont à cet égard indiqué qu'aucun critère lié à la qualité du colis n'était pris en compte pour apprécier l'importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement d'un écart. En l'espèce, les caractéristiques des colis expédiés sont prises comme données d'entrée par l'ensemble des installations intervenant dans la gestion ultérieure de ceux-ci, et peuvent avoir un impact sur la démonstration de sûreté de ces installations, ainsi que sur l'exposition des travailleurs. Demande A1 : Je vous demande de me transmettre les résultats de vos investigations menées afin d'identifier les fûts concernés par cette erreur de saisie depuis octobre 2016, ainsi que l'analyse d'impact réalisée pour évaluer les conséquences sur les intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement.
Demande A2 : Je vous demande de me transmettre l'analyse qui vous a conduit à ne pas déclarer auprès de l'ASN d'événement suite à la détection de cette erreur sur l'estimation de l'activité alpha du fût expédié à Centraco. Vous expliciterez en particulier comment la radioprotection des travailleurs et l'impact potentiel sur la démonstration de sureté des installations intervenant dans l'une des étapes ultérieures de gestion de ces déchets ont été pris en compte. Demande A3 : Je vous demande de me transmettre l'ensemble des éléments relatifs au traitement et à la gestion de cet écart :
- **identification des causes techniques, organisationnelles, humaines ;**
- **identification, mise en œuvre et état d'avancement des actions correctives pour remédier à**
cette erreur de saisie ;
- évaluation de l'efficacité des actions mises en œuvre.
Je vous demande également de justifier le non renforcement des contrôles des informations saisies dans l'outil de déclaration des mesures. Vous préciserez si la gestion de cet écart vous a conduit à généraliser les actions mises en œuvre à d'autres ateliers.
L'article 3.2.3 de la décision [3] dispose que « Le référentiel de conditionnement est intégré à la documentation du système de gestion intégrée mentionné à l'article L. 593-6 du code de l'environnement. ». Les inspecteurs ont constaté que les référentiels de conditionnement associés aux différentes spécifications de colis sont inclus dans le système de gestion intégré de l'exploitant. L'ensemble des documents constituant un référentiel de conditionnement sont listés au sein d'un document unique2.
Cet article dispose également que « les principaux éléments du référentiel de conditionnement sont inscrits dans les règles générales d'exploitation de l'INB de conditionnement3**. » Les inspecteurs ont constaté que les**
RGE des INB nos **116 et 117 contiennent des consignes générales d'exploitation relatives à la sûreté des**
installations concernées pour chaque étape de fabrication des colis. Mais, celles-ci ne recensent pas les principaux paramètres à surveiller pour chaque spécification de colis produit au sein d'une installation. Pour avoir accès à ces informations, les RGE renvoient au document unique évoqué ci-dessus **qui** lui-même renvoie à l'ensemble des documents constituant le référentiel de conditionnement. Demande A4 : Je vous demande de faire figurer explicitement et directement, dans les RGE des INB de conditionnement du site de La Hague, pour chacune des spécifications de production de colis autorisées, les principaux éléments des référentiels de conditionnement. Ces principaux éléments sont au moins l'ensemble des paramètres garantis et complémentaires garantissant la qualité du colis à la production et le respect des spécifications de production.
## B. **Compléments D'Information**
Orano a transmis à l'ASN sa directive définissant les principes, le contenu et les modalités de gestion documentaire du référentiel de conditionnement des déchets radioactifs. Orano a indiqué que certains colis de déchets ne disposent pas d'un référentiel de conditionnement spécifique. Ces colis ont été ou sont produits sous couvert du référentiel de sureté de l'INB concerné. Il s'agit de colis de déchets qu'Orano considère comme n'étant ni des colis intermédiaires ni des colis définitifs au sens de la décision [3], ou des colis de déchets pour lesquels un référentiel de conditionnement est en attente de validation, ou pour lesquels il est prévu de déposer un dossier de demande (soit vers l'Andra, soit vers l'ASN).
Demande B1 : Je vous demande de me transmettre la liste exhaustive et le nombre des colis produits sur le site de La Hague qu'Orano ne considère pas comme étant couverts par la décision [3] ainsi que les durées d'entreposage et les exutoires finaux envisagés.
Les inspecteurs ont fait le constat qu'en 2018 le nombre de colis CSD-V non conformes produits par les INB nos **116 et 117 déclarées par Orano d'une part et par l'Andra d'autre part n'étaient pas**
identiques. Orano a indiqué lors de l'inspection que l'une des raisons de cet écart était due à une levée de non conformités postérieure à la déclaration effectuée auprès des services de l'ASN et communiquées à l'Andra.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer si d'autres écarts entre les chiffres de l'Andra et ceux d'Orano ont été constatés pour d'autres spécifications de production de colis, les années concernées et les raisons expliquant ces écarts. Je vous demande également de me transmettre les mesures envisagées par Orano pour renforcer la robustesse et la transparence des informations transmises à l'ASN sur le sujet.
Lors de l'inspection, Orano a informé les inspecteurs que le protocole d'accord relatif aux modalités de surveillance par l'Andra des colis de déchets produits sur le site de La Hague destinés à être stockés dans Cigéo sera renouvelé à l'identique d'ici au 31 décembre 2021, pour une entrée en vigueur au 1er janvier 2022.
Demande B3 : Je vous demande de me transmettre le protocole d'accord entre l'Andra et Orano Recyclage dès que ce dernier aura été signé.
## C. **Observations**
Les inspecteurs ont noté favorablement le suivi réalisé par Orano concernant les échanges avec l'Andra portant sur les dérogations relatives aux colis de type CBF-C1.
L'article 3.3.8 de la décision du 23 mars 2017 [3] dispose que « Les colis non conformes sont identifiés comme tels de manière explicite dans le bilan de la gestion des déchets radioactifs mentionné à l'article 6.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [5] **». Les inspecteurs ont constaté dans les bilans transmis par Orano des**
manques concernant la gestion et la traçabilité des non conformités des colis produits quelle que soit la spécification de production concernée. Je vous rappelle à cet égard la demande de l'ASN [CSD-V- D3] figurant dans la lettre [6] notifiant à l'exploitant la décision relative à l'accord de conditionnement pour la production de colis CSD-V en pot de fusion selon une spécification de production évoluée.
L'ASN examinera avec attention les informations relatives aux non-conformités présentes dans le bilan de la gestion des déchets radioactifs prévu à l'article 6.6 de l'arrêté [5].
Vous voudrez bien me faire part de vos réponses concernant ces points dans un délai de 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 réalisation.
Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du même code, je vous informe que ce courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Gaëtan LAFFORGUE-MARMET |
INSSN-CAE-2021-0176 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-058062 **Caen, le 9 décembre 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Centrale nucléaire de Paluel Inspection n° INSSN-CAE-2021-0176 du 30/11/2021.
Gestion des écarts de conformité Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] - Note de processus - Sous processus assurer la conformité des tranches - Référence D453820018817
[4] - Référentiel Managérial Ecarts - Référence D455019001064 du 15 février 2019
[5] - Bilan TF20-03 des contrôles ancrages commandes déportées des robinets RIS/EAS/RCV du CNPE de Paluel - Référence D453820031829 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de bas en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 30 novembre 2021 à la centrale nucléaire de Paluel sur le thème « Gestion des écarts de conformité ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la gestion des écarts de conformité (EC). Les inspecteurs ont contrôlé l'organisation générale permettant de caractériser, de traiter et de tracer les écarts de conformité (EC) sur le CNPE de Paluel. Les inspecteurs ont également interrogé vos représentants sur différents EC présents sur le réacteur 3 celui-ci étant en arrêt. A la suite de cette première partie, les inspecteurs se sont rendus dans différents locaux du réacteur numéro 3. Les inspecteurs ont notamment visité certains locaux abritant des systèmes de sauvegardes, certains locaux du bâtiment réacteur et des locaux relatifs aux systèmes de ventilation situés hors zone contrôlée.
Au vu de cette examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre dans le cadre de la gestion des écarts de conformité est satisfaisante. Les inspecteurs notent que le site de Paluel dispose d'une organisation générale qui semble robuste, que les traitements effectués sur les EC semblent corrects, et que le suivi de ces derniers paraît également satisfaisant. Néanmoins, il a été constaté des marges de progression notamment liées à certains EC pour lesquels la mesure de l'efficacité du traitement n'était pas adaptée voire absente. Au cours de la visite un certain nombre de constats sur du matériel ont par ailleurs été effectués par les inspecteurs.
## A. Demandes D'Actions Correctives Note De Processus - Sous Processus Assurer La Conformité Des Tranches
L'arrêté en référence [2] dispose dans son article 2.4.1 que : « *[…] Le système de management intégré* comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […] d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ;[…] »
Pour ce faire, vos représentants ont décrit aux inspecteurs les différentes caractéristiques de votre système de management intégré permettant d'identifier et de traiter les écarts. En particulier, ce système est basé sur la note de sous-processus en référence [3]. Dans cette note différents processus sont présentés dont les différentes réunions écarts devant se tenir entre les parties intervenant dans l'identification et le traitement des EC. Vos représentants nous ont indiqué que pour diverses raisons (conflit d'emploi du temps entre autres) ces réunions en présentiel pouvaient être réorganisées sous la forme de réunions virtuelles ou de remontées d'informations par e-mail. Cette organisation alternative n'apparaît pas dans la note [3] et n'est donc pas formellement présente dans votre système de management intégré. Il est à noter que la présentation faite par vos représentants au cours de l'inspection montre que ce type de réunion semble fonctionner de manière correcte.
Demande A1-1 : Je vous demande de mettre à jour votre notre de processus afin de formaliser l'organisation des différentes réunions écarts non organisées en présentiel.
La note [3] précise les différents services devant être présents lors de cette réunion. Il est en effet indiqué qu'« **il convient d'avoir a minima, l'IRAS, un IS projet, le CE projet, le Directeur Délégué Technique** ou son délégataire **». Vos représentants ont indiqué que généralement les ingénieurs en relation avec**
l'Autorité de sûreté (IRAS), n'étaient pas présents à ces réunions. Les explications fournies n'appellent pas de remarques particulières mais il conviendrait également de mettre à jour votre note de processus pour que celle-ci décrive précisément les personnes attendues impérativement pour ces réunions.
Demande A1-2 : Je vous demande de mettre à jour votre note de sous processus en ce qui concerne les personnes devant être présentes a minima aux réunions écarts.
## Mode De Preuve De La Mesure D'Efficacité Du Traitement De L'Ec 375
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que « **I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux** enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : […] évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.
[…] ».
Au cours de l'inspection, une partie des échanges a concerné l'écart de conformité 375. Cet écart est lié au séisme événement et notamment aux couples agresseurs/cibles 3 LKH 002 CR et 3 LK E002 CR
sur 3 LBC 001 TB. Le compte rendu d'ESS D5310RES002421 montre que les traitements mis en place pour résoudre cet écart n'avaient pas été correctement mis en œuvre. L'évaluation de l'efficacité de l'action de traitement n'avait donc pas été réalisée convenablement. Les travaux permettant de clore cet EC pour ces matériels doivent être terminés pour le 31 décembre 2021 selon votre engagement.
Le référentiel managérial en référence [4] indique dans sa partie « *Mesure d'efficacité* **» que :**
-« *Les dispositions qui permettront d'évaluer l'efficacité des actions curatives - le cas échéant correctives ou* préventives - mises en œuvre sont définies
- L'EC ne peut être passé à l'état « clos » que si les résultats de la mesure d'efficacité sont conformes à l'attendu »
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur les opérations à venir pour le traitement de cet écart et notamment sur les mesures d'efficacité prévues afin de s'assurer que le traitement mis en place est conforme. Il n'a pas été fourni d'éléments particuliers aux inspecteurs permettant de confirmer qu'une mesure d'efficacité aura effectivement lieu suite aux travaux qui seront effectués sur ces matériels.
Demande A2.1 : Je vous demande dans le cadre du traitement prévu pour l'EC 375 de définir une mesure d'efficacité. Je vous demande de faire apparaître cette mesure dans le dossier de suivi de l'intervention (DSI).
Demande A2.2 : Je vous demande de vous assurer que les mesures d'efficacité des traitements des écarts de conformité sur le site de Paluel sont établies et sont réalisées.
L'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « **Les activités importantes pour la protection, leurs**
contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. […] **».**
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé un Dossier de Suivi d'Intervention (DSI) relatif aux contrôles des freinages de la pompe 3 RIS 042 PO. En analysant ce DSI, les inspecteurs ont constaté qu'un point d'arrêt n'avait pas été visé par l'exploitant, il n'était pas donc possible de déterminer si ce point d'arrêt avait effectivement fait l'objet d'une vérification. Ce point d'arrêt était désigné comme étant une activité importante pour la protection. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des précisions sur ce constat.
Demande A3.1 : Je vous demande de nous indiquer si ce point d'arrêt a fait l'objet d'un contrôle par vos services.
Demande A3.2 : Je vous demande de vous assurer que la traçabilité des activités importantes pour la protection soit effective.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Corrosion des commandes déportées des vannes 3 RCV 231/232 VP dans le local 3NA0825 Les inspecteurs ont constaté sur le document en référence [5] la présence de corrosion importante sur les commandes déportées de l'isolement pneumatique débit nul 171/172 PO des vannes 3 RCV 231/232 VP. Lors de la visite les inspecteurs ont observé que la corrosion était toujours présente.
Plus précisément, les parties corrodées concernent le fourreau permettant le passage de la commande d'un étage à l'autre, la gaine de protection de l'arbre de la commande et potentiellement l'arbre luimême. Le document en référence [5] a été établi pour son indice 1 en février 2021 et pour son précédent indice au cours du premier semestre 2020. La présence de cette corrosion est donc attestée depuis plus d'un an et demi sur ces deux commandes déportées.
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants au sujet de la nocivité de la corrosion observée sur ces matériels. Ils ont par ailleurs interrogé vos représentants concernant l'absence de réparation depuis plus d'un an. Vos représentants n'ont pas apporté de réponse au cours de l'inspection.
Demande B1.1 : Je vous demande de me faire parvenir le document justifiant de l'absence de nocivité de la corrosion présente sur ces différentes parties ainsi que de m'indiquer si ces matériels sont disponibles.
Demande B1.2 : Je vous demande de m'indiquer si une remise en état est prévu sur les commandes déportées de l'isolement pneumatique à débit nul de 3 RCV 231/232 PO et dans le cas où cette traitement est prévue de justifier du délai de traitement supérieur à une année.
Dans le local 3NA0825, en sus des deux commandes déportées précédemment décrites, étaient présentes un certain nombre de commandes déportées utilisées pour d'autres matériels. Ceux-ci présentaient également différentes traces de corrosion en quantités plus ou moins importantes.
De manière identique aux interrogations précédentes, les inspecteurs ont questionné vos représentants au sujet de la nocivité des traces constatées sur le matériel. Aucune réponse n'a pu être apportée au cours de l'inspection.
Demande B1.3 : Je vous demande de m'indiquer si un contrôle de la corrosion de ces différents organes est prévu et de nous fournir dans ce cadre la disponibilité associée.
Demande B1.4 : Je vous demande de me préciser si un traitement de la corrosion sera programmé sur ces matériels.
## Ec 556 : Jeux Des Colliers Support Des Séparateurs Asg : 3 Asg 251/252 Ze
L'écart de conformité 556 concerne la tenue mécanique de la ligne d'évent des séparateurs ASG qui, pour le réacteur 3, sont ASG 251/252 ZE. Le traitement de cet écart de conformité a été effectué au pendant l'arrêt. Au cours de la visite terrain, les inspecteurs ont souhaité contrôler le traitement de l'EC 556. En effet, le traitement de cet écart consiste en la pose d'un collier support au niveau de ligne d'évent. Le positionnement de ce dernier doit permettre de laisser un jeu selon les différents axes de la ligne pour éviter l'apparition de contraintes trop importantes lors de certains transitoires. Les inspecteurs ont constaté que le collier support avait effectivement été mis en place mais il n'a pas été possible de s'assurer que les jeux étaient conformes.
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants afin de fournir une justification permettant de s'assurer de la conformité du traitement mis en place sur ces lignes d'évent mais aucune réponse n'a été apportée en séance. Demande B2 : Je vous demande de me faire parvenir le document attestant de la conformité du traitement de l'EC 556 notamment vis-à-vis des jeux à respecter pour le collier support de la ligne d'évent.
## Freinage Non Conforme Au Niveau De La Bride L10 De La Pompe 3 Ris 052 Po
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un freinage non conforme au niveau de la bride de la ligne L10 de la pompe 3 RIS 052 PO. Cette pompe devait faire l'objet d'un contrôle particulier au titre de l'écart de conformité 484 concernant les défauts de montage des freinages des pompes RIS (circuit d'injection de sécurité) et EAS (circuit d'aspersion de secours). Le jour de l'inspection les contrôles et traitements étaient terminés. Vos représentants nous ont indiqué que la bride du lignage L10 avait fait l'objet d'une maintenance lors de l'arrêt du réacteur numéro 3.
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants concernant la présence d'un freinage non conforme malgré les différents contrôles réalisés au titre de l'EC 484. Ceux-ci n'ont pas été en mesure d'apporter des précisions sur la présence de cette non-conformité.
Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que la bride en question présentait une fuite. Demande B3 : Je vous demande de m'indiquer si la fuite située sur la bride de la ligne L10 de la pompe 3 RIS 052 PO a été corrigée. Je vous demande de me fournir le document attestant de la remise en conformité du freinage de cette même bride. Demande B3-1 : Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des contrôles réalisé au titre de l'EC 484 sont effectifs et que les freinages soient conformes au requis.
## Dénomination Des Plans D'Actions Comme « Pa Constat Négatif »
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont constaté à plusieurs reprises la présence de « PA constat négatif » dans les plans d'actions présentés. Cette mention n'a plus cours dans vos différents référentiels comme indiqué dans le document en référence [3] où seuls les « PA Csta à oui »
apparaissent et les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur ce sujet. Ceux-ci ont indiqué que cette mention était utilisée de manière identique à la mention « PA écart à non » qui est celle devant être désormais utilisée. Malgré cela, les inspecteurs ont remarqué que certain « PA écart à oui »
portaient la mention « PA constat négatif ». De ce fait il semble qu'une certaine confusion puisse apparaître sur ces documents en fonction de la dénomination.
Demande B4 : Je vous demande de me justifier que vous vous conformez à votre référentiel interne pour la caractérisation des plans d'actions.
## Commande Déportée De L'Isolement Débit Nul Ismp 3 Ris 085 Vp
Les inspecteurs ont constaté que dans le document en référence [5] une vis avait été indiquée comme étant manquante au niveau de la commande déportée, au-dessus du plancher de l'isolement débit nul, de la pompe 3 RIS 085 VP vers le puisard. La visite dans le local où se situe la commande déportée a mis en évidence que la vis était toujours manquante le jour de l'inspection. Comme indiqué précédemment, le document [5] a été rédigé pour son indice 0 au premier semestre 2020. Dans ce document les services en charge de ce constat indiquent qu'effectivement la « *vis manquante est à* ajouter **». Vos représentants nous ont indiqué que cette vis n'avait pas d'impact sur le fonctionnement**
de la commande à distance et qu'elle permettait de régler la mise à niveau du moteur. Il a par ailleurs été précisé que l'ajout de cette vis pouvait être réalisé dans tous les états de fonctionnement du réacteur.
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur le délai de réparation associé à cette activité sans que ceux-ci ne puissent le justifier. Vos représentants ont toutefois apporté après l'inspection la preuve de la mise en place de la vis de manière réactive.
Demande B5 : Je vous demande de fournir une justification quant au délai de traitement de ce constat. Au niveau du volant de cette commande déportée, les inspecteurs ont constaté l'absence d'entretoise EITRE. Les entretoises EITRE permettent de sécuriser les positions des servomoteurs DR 5 et DR 10 afin de se prémunir d'un embrayage fortuit des commandes manuelles. Ces entretoises s'insèrent directement entre la commande manuelle et le carter du réducteur du servomoteur. Les autres servomoteurs présents dans le local étaient eux munis des entretoises EITRE.
Les inspecteurs ont souhaité savoir si la situation rencontrée était conforme. Vos représentants n'ont pas pu apporter de précision au cours de l'inspection sur l'absence de l'entretoise EITRE.
Demande B6 : Je vous demande de justifier l'absence d'entretoise EITRE sur le servomoteur de la commande de 3 RIS 085 VP et si nécessaire de remettre en conformité ce matériel. Je vous demande de vous assurer de la présence de ces entretoises sur les différents réacteurs du CNPE.
## Présence De Corrosion Sur Les Filtres Del Voie B Réacteur 3
Au cours de la visite les inspecteurs ont constaté la présence de corrosion sur le filtre 3 DEL 212 FI
voie B du réacteur 3 situé dans entre les locaux 3LB1002 et 3LB1004. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants concernant la disponibilité du matériel et au sujet d'un éventuel traitement de la corrosion sans que ceux-ci ne puissent apporter de réponse au cours de l'inspection.
Demande B7 : Je vous demande de m'indiquer si le filtre 3 DEL 212 FI est disponible au vue de la corrosion constatée sur ce matériel. Je vous demande de m'indiquer si une remise en état est prévue.
## C. Observations C.1 Morceau De Scotch Présent Sur Une Commande Déportée Dans Le Local 3La0465
C.1 Les inspecteurs ont constaté la présence d'un morceau de scotch sur une commande déportée au niveau d'une jonction de l'arbre. Cette commande était située dans le local 3LA0465. Ce morceau de scotch n'a pas pu être retiré au cours de l'inspection et il n'a pas été possible de s'assurer que la partie masquée n'était pas dégradée.
## C.2 Dégradation Du Revêtement De Sol Dans Le Local 3Lb0351
C.2 Dans le local 3LB0351 la peinture au sol était écaillée et des zones plus ou moins importantes présentaient le génie civil à nu. Ce constat avait déjà été établi lors d'une inspection précédente en 2020.
## Trou Non Rebouché Dans Le Local 3Ka0503
C.3 Les inspecteurs ont constaté dans le local 3KA0503, au-dessus d'un séparateur ASG, la présence d'un trou dans le mur non rebouché.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle EPR-REP
Signé par Jean-François BARBOT |
INSSN-BDX-2021-0039 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2021-061558 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 86320 CIVAUX
Bordeaux, le 5 janvier 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE de Civaux : **Gestion des écarts de conformités**
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : **Inspection n° INSSN-BDX-2021-0039**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base ;
[3] **Guide 21 de l'ASN « traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un**
élément important pour la protection (EIP) » version du 06/01/2015 ;
[4] **Courrier EDF relatif au « contrôle des ancrages de commandes déportées de vannes RIS,**
EAS, CV, RPE, RRA et TEP » réf. D455021008357 du 10/09/2021 ;
[5] **Programme de surveillance n°91104 : « 1D1821 - Contrôle du serrage des borniers Entrelec**
- Eiffage Energie Systèmes Clemessy.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 15 et 16 novembre 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème « gestion des écarts de conformités » appliquée aux écarts affectant le réacteur 1 en cours d'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspectrices.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la gestion des écarts de conformités appliquée aux écarts affectant le réacteur 1 en cours d'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible. Elle concernait plus particulièrement les écarts de conformité au sens du guide de l'ASN [3]. Les inspectrices se sont rendues sur les installations du réacteur 1 dans le bâtiment électrique (BL), dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), dans le bâtiment combustible (BK) ainsi que dans le bâtiment réacteur (BR), afin de vérifier la bonne réalisation des contrôles et travaux prévus pour le traitement de certains écarts de conformité. Les inspectrices ont ensuite procédé à l'examen de dossiers de traitement d'écarts de conformité par sondage.
Au vu de cet examen, les inspectrices considèrent que le processus de gestion des écarts appliqué à l'arrêt du réacteur 1 en cours, notamment sur les écarts de conformité, est mis en œuvre de manière globalement satisfaisante par le CNPE mais que le processus de prise en compte du retour d'expérience dans le cadre de l'élaboration et de l'intégration des modifications présente des fragilités. En particulier, des actions correctives sont attendues afin d'améliorer la définition des périmètres de contrôles visant à garantir l'effectivité de la disponibilité des matériels garantissant la sûreté à l'issue des analyses menées en application du guide [3], la prise en compte du retour d'expérience et la surveillance des travaux relevant des écarts de conformité. Enfin les inspectrices n'ont identifié aucun sujet susceptible de remettre en cause les opérations de redémarrage du réacteur 1 à l'issu de son arrêt pour maintenance et rechargement « 1VD1821 »
actuellement en cours, sous réserve que toutes les actions prévues soient réalisées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Périmétre Des Contrôles
L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] stipule que « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique, assurant que : - l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ;
- les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. »
Le paragraphe 4.3 « Évaluation de l'importance d'un écart de conformité » du guide [3] précise que :
« *La seconde étape de la caractérisation consiste à évaluer l'importance d'un écart de conformité. A cet* effet, l'exploitant examine notamment l'impact de l'écart de conformité sur :
1. *la possibilité d'induire un événement déclencheur* non couvert par ceux traités dans le rapport de* sûreté ;
2. la probabilité d'occurrence des événements déclencheurs* traités dans le rapport de sûreté ; 3. la capacité de l'installation, à la suite d'un événement déclencheur* traité dans le rapport de sûreté, à revenir et à être maintenue dans un état sûr (identification d'un chemin sûr) ; NB : concernant l'identification des chemins sûrs, l'exploitant peut employer des méthodes d'évaluation réalistes et notamment ne pas retenir d'aggravant complémentaire.
4. les évaluations des conséquences radiologiques présentées dans le rapport de sûreté ; 5. *l'accroissement du risque de fusion du cœur (étude probabiliste de niveau 1) et du risque de rejets* radioactifs (études probabilistes de niveau 2). NB : le recours à cet éclairage probabiliste peut ne pas être systématique. Lorsque l'exploitant ne prévoit pas d'avoir recours à cet éclairage probabiliste, il justifie sa position. »
Dans le cadre de l'écart de conformité 540 relatif à des anomalies d'ancrage des commandes déportées des robinets des circuits des système d'injection de sécurité (RIS) et d'aspersion de secours de l'enceinte (EAS), vous avez réalisé des contrôles lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible précédent 1VP1720 en 2020. En 2021, dans le courrier [4], vos services centraux ont identifié de nouveaux matériels devant faire l'objet d'un contrôle similaire. Cette nouvelle liste prévoit en particulier le contrôle des robinets EAS 019 et 020 VB qui, en cas de cumul d'écart affectant simultanément ces deux robinets, sont susceptibles de remettre en cause l'existence des chemins de repli sûrs qui avait été définis. Les inspectrices s'interrogent sur la pertinence du contrôle technique mis en œuvre lors de la caractérisation des écarts de conformité et l'élaboration de programmes de contrôles éventuels visant à dédouaner les installations de l'existence de cumul d'écart.
A.1 : L'ASN vous demande, en collaboration avec vos services centraux, de mettre en place une organisation robuste qui tienne compte des risques de cumul d'écarts et vous permette de vous assurer de la disponibilité du « chemin sûr » identifié pour chacun des écarts de conformité au sens du guide [3].
Au cours des échanges, vos représentants ont mentionné aux inspectrices que les contrôles menés dans le cadre des écarts de conformité portaient sur les installations et équipements dont le périmètre vous est communiqué par vos services centraux.
A.2 : L'ASN vous demande de prendre en compte votre retour d'expérience local en vous interrogeant sur la pertinence des périmètres de contrôles prescrits par vos services centraux dans le cadre de la résorption des écarts de conformité.
## Prise En Compte Du Retour D'Expérience
L'article 2.7.2 de l'arrêté INB [2] stipule que « l 'exploitant prend toute disposition, y compris vis-à-vis des intervenants extérieurs, pour collecter et analyser de manière systématique les informations susceptibles de lui permettre d'améliorer la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, qu'il s'agisse d'informations issues de l'expérience des activités mentionnées à l'article 1er.1 sur son installation, ou sur d'autres installations, similaires ou non, en France ou à l'étranger, ou issues de recherches et développements ».
La mise en œuvre de la modification relative au redimensionnement du système de mise en dépression de l'espace entre enceintes du réacteur (EDE) est destinée à résorber l'écart de conformité 73 qui concerne le fonctionnement à faible débit des files équipées de filtre à iode du système EDE. La mise en œuvre de cette modification sur les réacteurs du palier 1300 MWe a conduit à l'émergence de l'écart de conformité 560 relatif à des défauts de montage des flexibles de liaison électrique dits « boa ». Vos représentants n'avaient pas connaissance de ce retour d'expérience et n'ont pas été en mesure de préciser aux inspectrices que le dossier de mise en œuvre de la modification sur les installations du CNPE avait été modifié pour le prendre en compte.
A.3 : L'ASN vous demande, en relation avec vos services centraux, de mettre en place une organisation robuste qui permette de tirer le retour d'expérience de la mise en œuvre passée des modifications sur l'ensemble des installations du parc en adaptant les dossiers de modification en conséquence et en modifiant l'ensemble des documents nécessaires à leur intégration préalablement à leur mise en œuvre sur vos installations ; A.4 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'absence d'écart de montage des flexibles de liaison électriques qui pourraient relever de l'écart de conformité 560.
## Surveillance
Le I de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2] dispose que : « L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies, […]. Cette surveillance est proportionnée à l'importance […] des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. » Par ailleurs l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] stipule que : « *Les activités importantes pour la protection, leurs* contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protèges, conserves dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
L'article 2.5.4 de l'arrêté [INB] dispose que :
« *I. - L'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des* dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité.
Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement a une personne ayant autorité sur ces agents. II. - Lorsque les activités importantes pour la protection ou leur contrôle technique sont réalisés par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des Intervenants extérieurs concernes et les dispositions de l'article 2.2.3 s'appliquent ».
Dans le cadre de l'arrêt 1VD1821 du réacteur 1, les activités de contrôle relatives au défaut de serrage de borniers de marque « Entrelec » relevant de l'écart de conformité 569, sont sous-traitées à une entreprise extérieure qui assure également les remises en conformité lorsque nécessaire. Ces activités nécessitent des compétences particulières. Vos représentants ont rappelé l'importance du geste professionnel à réaliser (« calibrage de la main »). A ce titre, les intervenants de l'entreprise sous-traitante ont suivi une formation spécifique en atelier préalablement à la réalisation des activités sur les installations du CNPE de Civaux. Le programme de surveillance [5] prévoit au point 2.2 « compétences et habilitations », la « réalisation d'un entrainement sur l'utilisation des outillages spécifiques ». Or, les inspectrices ont noté que la fiche de surveillance n°1087465 porte uniquement sur la vérification de la validité des habilitations techniques et le surveillant leur a précisé avoir vérifié la feuille d'émargement de la formation sans qu'aucun acte de surveillance n'ait porté sur l'acquisition du geste technique dont vous avez pourtant rappelé l'importance. Les inspectrices considèrent que la surveillance réalisée n'est pas conforme à l'attendu. Par ailleurs, les inspectrices ont relevé des incohérences entre la liste des actions de surveillance prévues et l'intitulé des fiches d'actions de surveillance associées pouvant conduire à la réalisation d'actes de surveillance qui ne seraient pas en adéquation avec les risques identifiés.
A.5 : L'ASN vous demande de réaliser les actions de surveillance conformément au programme défini. Vous vérifiez les éventuelles incohérences entre la liste des actions de surveillance prévues et l'intitulé des fiches d'actions de surveillance enregistrées dans votre outil ARGOS et l'en informerez ; A.6 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de ce constat pour des activités présentant des enjeux de formation importants et nécessitant des actions de surveillance ciblées sur l'acquisition des gestes techniques.
Egalement, la consultation du programme de surveillance [5] montre que le point 2.5 relatif à la qualité et la gestion des outillages, n'était pas renseigné alors que le chargé de surveillance a indiqué aux inspectrices avoir déjà réalisé des actions de surveillance sur ce point. Lors de la visite des installations, les inspectrices ont assisté à un pré-job briefing (PJB) de l'entreprise sous-traitante en préalable à l'activité de contrôle relative au défaut de serrage de borniers de marque Entrelec. Le chargé de surveillance qui assistait au PJB dans le cadre de ses actions de surveillance a seulement relevé que le PJB avait été réalisé alors que des manquements avaient été identifiés concernant les impacts sûreté. Ceux-ci ont toutefois été corrigés par votre chargé de travaux qui assistait également au PJB. Les inspectrices estiment que ces améliorations auraient dû être relevées dans la fiche d'action de surveillance pour tirer le retour d'expérience et améliorer la qualité des futurs PJB.
## A.7 : L'Asn Vous Demande De Vous Assurer De La Qualité De La Traçabilité Des Actions De Surveillance Réalisées Afin De Satisfaire Les Exigences De L'Article 2.5.6 De L'Arrêté [2].
La réalisation des contrôles visant à identifier les anomalies sur les connecteurs d'Instrumentation de la Position des barres de commande (IPB) relevant de l'écart de conformité 445, a été sous traitée. Ces anomalies concernaient les tapis interfaciaux équipant les prises de raccordement des IPB. Vos représentants ont indiqué ne pas avoir réalisé d'acte de surveillance de l'action de vérification de la conformité des tapis interfaciaux.
A.8 : L'ASN vous demande de mettre en œuvre des programmes de surveillance respectant les exigences de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2]. Protection des recombineurs d'hydrogène Lors de la visite du BR, les inspectrices ont constaté que les protections des recombineurs d'hydrogène étaient détériorées.
A.9 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'intégrité des protections des recombineurs d'hydrogènes.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Défauts de freinage de la visserie des matériels qualifiés aux conditions accidentelles (MQCA)
Lors de la visite des installations, les inspectrices ont eu un doute sur la conformité du freinage d'un assemblage boulonné situé sur la bride de refoulement de la pompe 1 RIS 032 PO du système d'injection de sécurité (RIS).
B.1 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la conformité du freinage d'un assemblage boulonné situé sur la bride de refoulement de la pompe 1 RIS 032 PO.
Les inspectrices ont également observé que certains éléments les carters de protection des moteurs des pompes 1 EAS 051 et 052 MO du système d'aspersion de secours de l'enceinte (EAS) étaient freinés alors que d'autres ne l'étaient pas.
B.2 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la conformité du freinage du carter de protection des moteurs 1 EAS 051 et 052 MO.
## Défauts De Fixation Des Torons De Câblages
Vous avez réalisé les contrôles visant à identifier les défauts de fixation des torons de câblages sur les portes des armoires de sous-tranche relevant de l'écart de conformité 499. Ces contrôles ont été principalement réalisés par les agents du CNPE à l'exception du contrôle de l'armoire 1 KSC 001 DL de la salle de commande qui a été sous-traité.
B.3 : L'ASN vous demande de lui communiquer d'une part, les actions qui ont fait l'objet d'un contrôle technique pour les activités réalisées par les agents du CNPE et d'autre part, les actes de surveillance du contrôle de l'armoire 1 KSC 001 DL de la salle de commande qui a été sous-traité.
Les inspectrices ont consulté le compte-rendu de l'ordre de travail n°04409867 relatif au contrôle du système de traitement et de réfrigération des eaux de piscines et du réacteur (PTR). Elles ont constaté que celui-ci ne mentionnait pas les armoires 1 PTR 122 et 322 CR alors que leur contrôle était prévu.
B.4 : L'ASN vous demande de lui confirmer que le contrôle des armoires 1 PTR 122 et 322 CR dans le cadre de l'écart de conformité n°499 relatif aux défauts de fixation des torons de câblages sur les portes des armoires de sous-tranche a bien été réalisé comme prévu. Vous lui transmettrez le compte-rendu correspondant.
Lors de la visite des installations, les inspectrices ont constaté que certaines armoires du groupe électrogène de secours de la voie A présentaient des défauts de fixation des torons de câblages sur les portes des armoires. Vos représentants ont précisé aux inspectrices que ces armoires n'alimentaient pas des matériels ou équipements qualifiés au séisme.
B.5 : L'ASN vous demande lui communiquer votre analyse de cette situation. Vous l'informerez des actions correctives que vous mettrez en œuvre, en particulier au regard du périmétre des contôles effectués dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité n°499.
Les inspectrices ont également constaté que le « mécatis » présent au sol de l'armoire 1 LHP 008 AR
présentait un trou et que la trémie 1 JSD A11 WL TX 01 V13 était détériorée.
B.6 : L'ASN vous demande de caractériser ces constats et de lui faire part des actions correctives mises en œuvre.
## Soudage
Dans le cadre de la mise en œuvre de la modification PNPP 4864 visant à augmenter capacité de réalimentation de la bâche du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG),
afin de résorber l'écart de conformité 70 relatif à l'insuffisance des réserves de ce système, vous avez indiqué qu'une soudure avait nécessité cinq reprises successives avant d'être considérée comme
« conforme ». Les inspectrices s'interrogent sur les origines de ces reprises ainsi que sur la requalification de ces travaux.
B.7 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de cette situation. Vous lui transmettrez l'ensemble des fiches de non-conformité associées ainsi que les compte-rendus des essais de requalification.
## Matériel Métrologique
Les inspectrices ont consulté le compte-rendu du contrôle de la vanne 1 EAS 019 VB du système EAS dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité 540 relatif à des anomalies d'ancrage des commandes déportées des robinets des circuits des système RIS et EAS. Elles ont constaté la mention de plusieurs dates de validité de l'étalonnage de la clef dynamométrique utilisé réf. MECD6D01-05-
CIV022.
B.8 : L'ASN vous demande de lui communiquer la date de validité du contrôle métrologique de la clef dynamométrique réf. MECD6D01-05-CIV022 ainsi que les dates des derniers contrôles réalisés.
## Sous-Traitance « En Cascade »
Dans le cadre de la résorption de l'écart de conformité 455 relatif au défaut de robustesse au séisme des robinets des systèmes de balayage à l'arrêt de l'enceinte du réacteur (EBA) et surveillance de l'atmosphère de l'enceinte (ETY), vos services centraux ont identifié des vérifications à réaliser lors de l'arrêt 1VD1821. Ces contrôles ont été sous-traités à une entreprise qui en a elle-même confié la réalisation à une autre entreprise sous-traitante. Les inspectrices ont consulté le compte-rendu du contrôle de l'équipement 1 ETY 062 VI qui mentionne l'intervention d'une troisième entreprise. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser le rôle de cette troisième entreprise dans le cadre de ces contrôles.
B.9 : L'ASN vous demande de l'informer du rôle exact de la troisième entreprise identifiée par les inspectrices et des conclusions que vous en tirez. Vous lui préciserez les actions de surveillance menées sur les activités réalisées par ce sous-traitant.
## Défauts De Serrage De Borniers De Marque « Entrelec »
Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que le périmètre des contrôles relatifs au défaut de serrage de borniers de marque « Entrelec » relevant de l'écart de conformité 569 serait susceptible d'être modifié. Les inspectrices ont rappelé que l'intégralité des contrôles était susceptible de devoir être réalisée préalablement au redémarrage du réacteur 1 à l'issue de l'arrêt 1VD1821.
B.10 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse, au regard des enjeux au sens de l'arrêté [2], de l'opportunité d'élargir le périmètre des contrôles des borniers « Entrelec » avant le redémarrage du réacteur 1 à l'issue de sa VD18. Vous lui ferez part de votre stratégie dans ce domaine.
## Retour D'Expérience
Dans le cadre des activités de contrôle relatives au défaut de serrage des borniers de marque
« Entrelec », relevant de l'écart de conformité 569, l'entreprise sous-traitante a relevé des différences entre les contrôles prévus, identifiés par le service Instrumentation, automatisme et électricité (IAE)
et la réalité des installations. Ces différences n'avaient pas été relevées par le service IAE lors de la réalisation des contrôles sur le réacteur 2 au cours de l'arrêt 2VP1721. Les inspectrices considèrent que la prise en compte de ce retour d'expérience nécessite la réalisation de contrôles complémentaires lors d'un prochain arrêt du réacteur 2.
B.11 : L'ASN vous demande de lui communiquer les actions prévues sur les installations du réacteur 2 au titre du retour d'expérience des contrôles menés sur le réacteur 1 relatifs aux défauts de serrage des borniers de marque « Entrelec » relevant de l'écart de conformité 569.
## C. Observations Renseignement Des Compte-Rendu D'Intervention
C.1 : Les inspectrices ont observé que les comptes rendus des contrôles visant à identifier les défauts de fixation des torons de câblages sur les portes des armoires de sous-tranche relevant de l'écart de conformité 499 ne sont pas renseignés de manière homogène et ne comportent pas toujours l'ensemble des informations demandées par vos services centraux.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-MRS-2021-0934 | Référence courrier :
CODEP-MRS-2022-011999 **Monsieur le directeur du CEA MARCOULE**
BP 17171 30207 BAGNOLS SUR CÈZE Marseille, le 10 mars 2022 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Maintenance des emballages N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection no **INSSN-MRS-2021-0934 du 30 novembre 2021**
sur le site du CEA Marcoule Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V,**
[2] **Accord européen relatif au transport international des marchandises dangereuses par route**
(ADR), version 2021,
[3] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base, dit « arrêté INB »,
[4] **Lettre de suite CODEP-DTS-2016-008189 du 8 mars 2016 de l'inspection du 24 février 2016**
portant sur la maintenance des emballages TN-BGC 1.
[5] **Lettre CODEP-DTS-2020-034681 accompagnant l'agrément du modèle de colis TN-BGC 1.** [6] **Chapitre 10 - Instruction d'utilisation, programme d'essais de réception et entretien - du**
dossier de sûreté référencé DSN/STMR/LEPE/TNBGC1/DSEM0610 Ind. 03
[7] **Convention ASN/ASND de coopération en matière d'inspection du 17 avril 2020**
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des transports de substances radioactives, précisées en référence [1], une inspection a eu lieu le 30 novembre 2021 au CEA de Marcoule à Bagnols-sur-Cèze (30). Elle avait pour thème « Maintenance des emballages ». En application de la convention [7], les inspecteurs du délégué à la sûreté nucléaire et à la radioprotection pour les installations et activités intéressant la défense ont assisté à cette inspection se déroulant pour partie dans une des installations de l'installation nucléaire de base secrète (INBS) de Marcoule.
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du CEA Marcoule du 30 novembre 2021 portait sur le respect de la réglementation et des dispositions du référentiel pour la maintenance des emballages TN-BGC 1.
Après une présentation de l'organisation générale de la maintenance par le CEA, les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place concernant la maintenance des emballages TN-BGC 1, les opérations confiées à des prestataires, la surveillance exercée ainsi que le processus d'enregistrement. Ils ont contrôlé, par sondage, des dossiers de maintenance pour la voie publique. Ils se sont intéressés ensuite au traitement des non-conformités. Les inspecteurs ont poursuivi par la visite des locaux de l'installation « Atelier de maintenance des emballages et châteaux n°3 » (AMEC 3) de l'INBS de Marcoule, dédiés à la maintenance des emballages de contenus solides. Enfin, ils ont vérifié la réalisation des mesures résultant des demandes dans la lettre [5] accompagnant l'agrément du modèle de colis.
Au vu de cet examen, les inspecteurs estiment que l'organisation mise en place par le CEA Marcoule pour s'assurer de la conformité des opérations de maintenance devrait être améliorée. Les réponses apportées et les documents examinés montrent un manque de rigueur en termes de respect des exigences, de traçabilité et de gestion documentaire. L'organisation de l'atelier et des opérations de maintenance mériteraient d'être mieux formalisées.
Néanmoins, les inspecteurs n'ont pas constaté de non-conformité importante mettant en cause le maintien de la sûreté des emballages.
## A. Demandes D'Actions Correctives Non-Conformités Au Dossier De Sûreté
L'article 4.1.9.1.8 de l'ADR [2] impose que chaque colis doit respecter toutes les prescriptions du certificat d'agrément et, en conséquence, du dossier de sûreté qui y est référencé en application de l'article 6.4.23.4. Or le CEA a modifié les spécifications de maintenance des emballages TN-BGC 1, qui sont maintenant différentes de celles du dossier de sûreté en ce qui concerne le diamètre de tore et sa tolérance. Ces modifications, bien que de faible ampleur (quelques dixièmes de millimètres), mettent en cause la démonstration de sûreté du colis. Les inspecteurs ont relevé plusieurs autres différences entre les spécifications de maintenance consultées et le dossier de sûreté afférent, par exemple sur les valeurs de couple de serrage de l'écrou de serrage et du bouchon de raccord rapide. A1. Je vous demande, conformément à l'article 4.1.9.1.8 de l'ADR [2], de mettre vos spécifications de maintenance en conformité avec le dossier de sûreté du modèle de colis. Plus généralement vous vous assurerez que vos procédures d'élaboration et de révision des spécifications de maintenance garantissent le strict respect des référentiels réglementaires.
Le paragraphe 2.1.5 du chapitre 10 du dossier de sûreté [6] indique que « les soudures de l'enceinte de confinement sont contrôlées par ressuage avec comme critère d'acceptation l'absence d'indication ». Dans la lettre de suite [4], l'ASN vous a demandé d'intégrer dans le programme d'entretien périodique des emballages, un contrôle par ressuage de toutes les soudures accessibles de la cage.
Toutefois, au cours de la mise en situation, les inspecteurs ont constaté que les contrôles de soudures sont réalisés visuellement seulement, avec une lampe et un miroir. Un contrôle par ressuage est réalisé uniquement après réparation d'un défaut constaté comme décrit dans la procédure de réparation des TN-BGC 1 référencée PRO-08-00117549 rév. 01. Le CEA a précisé que l'opérateur n'a pas le temps de réaliser un ressuage sur toutes les soudures. Par ailleurs, le contrôle visuel des soudures de la cage nécessite plusieurs heures, voire un jour entier en raison du nombre important de soudures à contrôler. Or l'opérateur ne dispose d'aucune liste des soudures et ne trace pas l'état de chaque soudure. Les inspecteurs s'interrogent donc sur le risque important d'oubli d'une ou plusieurs soudures, en particulier lorsque l'opérateur suspend l'opération de contrôle pour prendre une pause par exemple ainsi que la traçabilité de ces contrôles.
A2. Comme cela a déjà été précisé dans la lettre de suite [4], je vous demande de justifier l'absence de contrôle systématique par ressuage conformément au dossier de sûreté. Par ailleurs, vous mettrez en place une procédure permettant de garantir que le technicien contrôlera toutes les soudures. Vous justifierez la méthode de contrôle utilisée en fonction des enjeux de sûreté.
En 2018, les dossiers de sûreté des colis TNBGC1 imposaient un contrôle du blindage neutronique, ce qui n'est plus le cas actuellement. Dans un dossier de maintenance, les inspecteurs ont constaté que les résultats d'un examen de conformité de 2018 avaient été sciemment modifiés pour faire apparaître conformes plusieurs emballages bien qu'aucun contrôle neutronique n'ait été réalisé. A3. Je vous demande, conformément aux dossiers de sûreté des colis TNBGC1 de 2018, de m'expliquer l'écart relatif à l'absence de contrôle du blindage neutronique en 2018 et de renforcer les dispositifs vous permettant de garantir que tous les contrôles indiqués dans le dossier de sûreté sont bien réalisés.
## Gestion Des Écarts
Les articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté [3] imposent notamment que l'exploitant procède à l'examen de chaque écart et détermine ses causes dans les plus brefs délais. En cas de détection d'une non-conformité des pièces au cours des opérations de maintenance, le CEA
créé une fiche défaut (FD) suivie d'une fiche de traitement de dysfonctionnement (FTD) si l'entretien programmé n'a pas permis de rétablir la conformité du colis. La FTD est utilisée pour analyser l'écart et déterminer les actions à mener. Les inspecteurs ont observé un capot étiqueté 183 et gravé 91 dans la zone de rebuts de l'atelier. Les opérateurs ont expliqué qu'ils n'avaient pas réussi à le refixer sur le corps de l'emballage après l'opération de maintenance. Ils ont donc apparié un autre capot, gravé 178, au corps gravé 91. Toutefois, ils n'ont pas approfondi la recherche des causes du problème de dimensionnement du capot gravé 91, par manque de temps. A4. Je vous demande, conformément aux articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté [3], d'analyser les causes de l'anomalie constatée sur le capot gravé 91. Vous mettrez à jour vos procédures pour garantir que les non-conformités font systématiquement l'objet d'une recherche approfondie des causes et que ces dernières sont exploitées en tant que signaux faibles dans la gestion du retour d'expérience.
## Surveillance Des Intervenants Extérieurs
L'article 2.2.2 de l'arrêté [3] impose que l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance proportionnée à l'importance des activités réalisées pour la démonstration de sûreté.
Le plan de surveillance référencé PCQ004 Ind. 4 concerne la surveillance de la maintenance des emballages dans l'AMEC 3 et de la gestion du parc d'emballages concerné. Il prévoit deux audits par an d'Orano et des prestataires de maintenance. Or, les derniers comptes-rendus d'audit réalisés à Marcoule par le CEA datent respectivement du 30 juillet 2020 et du 27 juillet 2020. En 2021, un seul audit des activités de maintenance a été réalisé dans l'installation de maintenance COMIR de Cadarache (la semaine précédant l'inspection) et aucun dans l'installation de maintenance AMEC 3 de Marcoule.
A5. Je vous demande, conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté [3], de programmer les actions de surveillance des opérations de maintenance prévues par votre plan de maintenance. Vous me transmettrez le calendrier de ces vérifications, ainsi que le compte-rendu du dernier audit réalisé à Cadarache.
## B. Compléments D'Information Respect Des Procédures
Selon son dossier de maintenance, la certification de conformité du colis n°37 a été suspendue en attente de la décision de conformité du CEA concernant un choc sur le capot. Cependant le certificat de conformité a finalement été délivré sans décision tracée du CEA, mais après un nouvel examen de conformité sur la base d'un critère d'enfoncement. La procédure à suivre en cas de doute sur la conformité d'une pièce n'est donc pas claire.
## B1. Je Vous Demande De Justifier La Conformité Du Capot Du Colis N° 37. Vous Clarifierez Également La Procédure À Respecter En Cas De Doute Sur La Conformité D'Une Pièce.
Surveillance des intervenants extérieurs Les réunions hebdomadaires réunissant le CEA, Orano et l'intervenant extérieur de maintenance permettent de suivre les plans d'action découlant des comptes-rendus d'audit. Le plan d'action référencé FED SGPE/TNBGC1 du 04/10/2021 contient de nombreuses actions, mais sans aucune priorisation ou délai associé. Aucun outil de suivi de ces actions n'a été présenté aux inspecteurs. B2. Je vous demande de me faire parvenir le plan d'action mis à jour en intégrant les délais et l'avancement de chaque action. Vous m'indiquerez les modalités de suivi de ce plan d'action.
## Système De Management Intégré
Le certificat de conformité contenu dans le dossier d'un l'emballage indique s'il est conforme. La vérification systématique de ce document par le CEA avant le transport permet de garantir que les emballages utilisés sont bien aptes au transport.
Par ailleurs, le CEA utilise l'outil nommé « TLA » pour le suivi des colis. Toutefois les délais de maintenance d'environ 40 emballages libellés « en exploitation » dans cette liste sont dépassés. Le CEA a précisé aux inspecteurs qu'un colis « en exploitation » peut également désigner « en attente de maintenance », « en stockage » ou « en cours d'utilisation ». L'outil TLA ne permet donc pas d'indiquer l'état des emballages. L'exploitant ne peut pas connaître l'état réel de son stock d'emballages disponibles, ce qui pourrait le conduire à contraindre les délais de maintenance, alors que les opérations de maintenance ne sont pas toujours réalisées conformément aux exigences (voir demandes A1 et A2). B3. Je vous demande de m'indiquer comment vous anticipez les besoins de disponibilité des emballages et comment vous priorisez les opérations de maintenance en fonction de ces besoins.
L'opérateur de maintenance se réfère à la Liste des Documents Applicables (LDA) pour vérifier qu'il a les derniers documents à jour. Or la LDA n'est pas exhaustive, comme le montrent les exemples suivants :
**Les documents applicables mentionnés dans la SPEC pièce 0 ne sont pas cités dans la LDA de**
l'AMEC 3 ;
**Plusieurs procédures citées dans l'ordre de Travail (OT) ne sont pas mentionnées dans la**
spécification technique ;
**Les références de joints ne sont pas identiques dans tous les documents ;**
**Les poignées de manutention des capots ont été remplacées par des attaches soudées sur tous**
les emballages TN-BGC 1, mais la mise à jour documentaire n'a pas été réalisée.
Certains de ces points sont mentionnés dans le compte-rendu de réunion DO-099-2020 du 30 juillet 2020, mais aucune action corrective n'a été mise en œuvre. B4. Je vous demande de mettre à jour votre base documentaire afin que tous les documents soient cohérents les uns avec les autres, notamment en ce qui concerne votre Liste des documents applicables et vos Ordres de Travail. Vous veillerez à améliorer la rigueur de votre gestion documentaire et le suivi de vos actions correctives.
Le CEA a indiqué aux inspecteurs qu'il ne réalise plus de transport interne avec des TN-BGC 1 et qu'il ne dispose plus de règles techniques d'exploitation (RTE) du TN-BGC 1 dans l'ensemble de ses sites.
Pourtant, les règles générales d'exploitation (RGE) de trois INB (n° 69, 123 et 169) du site de Cadarache référencent le TN-BGC 1. En outre, plusieurs RTE du TN-BGC 1 sont référencées dans l'outil de gestion opérationnelle des agréments et autorisations PILOTE. Le CEA a admis en inspection que cet outil n'est pas à jour.
## B5. Je Vous Demande De Mettre À Jour Pilote Et Les Rge Du Cea En Y Supprimant Les Modèles De Colis Non Autorisés. Vous M'Indiquerez Les Référentiels Ainsi Mis À Jour.
Afin de garantir le respect des calendriers de maintenance sur toutes les pièces des emballages et la cohérence des opérations, le CEA a mis en place un dispositif d'appariement de ces éléments au moyen d'un numéro d'identification gravé sur les corps et les capots. Il est interdit de désapparier les pièces, sauf exceptions soumises à des conditions de maintenance renforcées correspondant au type d'entretien le plus exigeant attendu pour chacune des pièces concernées. Pour suivre les réappariements, le CEA utilise un numéro étiqueté sur toutes les pièces de l'emballage concerné. Le couple formé par le numéro gravé et le numéro étiqueté permet d'identifier parfaitement l'historique de toutes les pièces et l'emballage auquel elles appartiennent, afin de déterminer précisément les opérations de maintenance à réaliser. Cette procédure n'est pas formalisée. En outre, les inspecteurs ont constaté l'existence de deux capots étiquetés 183 : la pièce gravée 91 présente dans la zone de rebuts et celle gravée 178, désormais appariée au corps gravé 91. La présence d'étiquette identique pour deux capots peut être source d'erreur de maintenance, bien que les numéros de gravure soient vérifiés au cours de l'assemblage des emballages. B6. Je vous demande de formaliser la procédure d'appariement et de l'intégrer à la notice d'utilisation (NUT) dans les prochains dossiers. Par ailleurs, vous pourrez utilement retirer les étiquettes des pièces au rebut lorsqu'un ré-appariement est réalisé.
## Vieillissement
Des entretoises isolantes sont utilisées pour positionner les conteneurs de conditionnement secondaires dans la cavité de l'emballage. Le rôle de ces cales est de minimiser le jeu entre les aménagements internes et la cavité. Le CEA ne réalise aucun contrôle de ces cales, or ces équipements sont anciens et le CEA n'a pas été en mesure de préciser aux inspecteurs les conséquences potentielles de leur vieillissement. B7. Je vous demande de justifier le maintien des fonctions de la cale au cours du temps, de mettre en place les éventuels contrôles nécessaires et d'ajouter une vérification des éléments appropriés relatifs aux cales dans la notice d'utilisation (NUT).
Propreté et rangement de l'atelier Les différentes zones du hall d'entreposage (emballages à mettre en service, à entretenir, à mettre au rebut…) ne sont pas clairement identifiées, ce qui pourrait conduire à des erreurs d'affectation.
Par ailleurs, les opérateurs de maintenance ne disposent d'aucune liste des colis présents dans l'installation ni de leur état de maintenance. L'exploitant n'a donc pas la capacité de savoir quels sont les emballages et pièces présents dans l'atelier.
B8. Je vous demande d'améliorer l'identification de l'état de maintenance des emballages et pièces associées.
## C. Observations Norme Iso 9001
La maintenance de l'emballage est réalisée par une société certifiée ISO 9001 2015. Le Chapitre 11 du dossier de sûreté indique que cette société est certifiée ISO 9001 2000. C1. Je vous invite à faire mettre à jour la version utilisée de la norme ISO 9001 2015 dans le chapitre 11 du dossier de sûreté des prochaines demandes d'agrément.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Bastien LAURAS |
INSSN-CAE-2021-0213 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-054075 **Caen, le 17 novembre 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Flamanville Inspection n° INSSN-CAE-2021-0213 du 28 octobre 2021 Surveillance des services d'inspection reconnus
## Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 modifié relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[3] Décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 du ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie relative aux services inspection reconnus
[4] Guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection (référence D455014 029144 - indice 02)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 28 octobre 2021 à la centrale nucléaire de Flamanville sur le thème « Surveillance des services d'inspection reconnus».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du service d'inspection reconnu (SIR) du CNPE de Flamanville réalisée le 20 novembre 2021 avait pour but de vérifier par sondage, conformément à l'article 15 de la décision [3], le respect de ses exigences et plus particulièrement celles relatives à l'élaboration, la mise à jour et l'application des plans d'inspection et au dimensionnement du service. Cette inspection avait également pour objectif de contrôler la complétude de divers dossiers d'exploitation d'équipements.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le respect de la décision [3] apparaît perfectible. Les inspecteurs ont notamment constaté un nombre important de plans d'inspection en attente de mise à jour, pour lesquels une action forte de résorption est attendue de la part du SIR. Des précisions sont également attendues sur le dimensionnement des compétences nécessaires au bon fonctionnement du SIR.
J'attire donc votre attention sur la nécessité de mener rapidement les actions correctives adéquates, particulièrement en perspective de l'audit de renouvellement qui aura lieu l'an prochain.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Mise À Jour Des Plans D'Inspection**
Selon le point 5.1.3.3 de l'annexe 1 à la décision [3], il incombe au service d'inspection reconnu (SIR)
d'élaborer, de mettre en œuvre et de réviser les plans d'inspection des équipements sous pression (ESP).
À cet effet, le service d'inspection doit disposer d'une procédure de révision des plans d'inspection (PI)
et la mettre en œuvre. Le guide [4] précise en son paragraphe 3.5 qu' « après chaque action de surveillance définie dans le PI
(inspection périodique, requalification périodique, contrôle de zone sensible), […], le SIR se prononce sur la nécessité de réviser le PI. Les modifications des équipements ou des conditions d'exploitation des équipements donnent également lieu à une telle analyse. Le délai de révision du PI ne dépasse pas 12 mois.
Lors de la parution d'un nouvel indice ou d'un nouveau guide spécifique (prise en compte du REX), […] le délai de révision du PI ne peut dépasser 18 mois après réception du guide spécifique.
Une montée d'indice du guide professionnel d'élaboration des PI ou d'un CTP, donne également lieu à une telle analyse. Dans ce cas, le délai de révision des PI est de 18 mois par défaut, sauf autre délai précisé dans la décision d'approbation du guide professionnel ou du CTP ».
Les inspecteurs ont consulté le fichier recensant les bordereaux de modifications des PI. Ils ont relevé plus de quarante plans d'inspection dont la mise à jour était en retard, ou pour lesquels le SIR s'était fixé un délai de révision supérieur au délai autorisé, allant jusqu'à 8 ans par exemple pour le PI relatif à la tuyauterie 2APGTY.
Lors de l'inspection réalisée l'année précédente sur le même thème, les inspecteurs avaient déjà relevé plusieurs plans d'inspections dont la mise à jour était en retard. Vous aviez alors définies des actions correctives pour y remédier. Celles-ci n'ont pas été efficaces, puisque le passif est aujourd'hui beaucoup plus important qu'il y a un an.
## Je Vous Demande :
- **de prendre les dispositions organisationnelles nécessaires pour respecter systématiquement**
les délais de révision fixés par le guide [4] pour la création et la mise à jour des plans d'inspection des équipements ;
- **de définir un plan d'actions ambitieux, en vue notamment du prochain audit de**
reconnaissance, pour la résorption du passif concernant les plans d'inspection dont la mise à jour est en retard.
## A.2 Mise À Jour Documentaire
La décision en référence [3] prévoit dans son article 8.2 que *« le système de management comprend* également les informations suivantes : […]- l'établissement et la mise en œuvre des plans d'inspection » En amont de l'inspection, les inspecteurs ont demandé la transmission des modes-opératoires relatifs à l'établissement et à la mise en œuvre des plans d'inspection. Vos représentants ont transmis un mode opératoire (référence D5330-05-0776 indice 9) répondant à cette obligation, et basé sur le guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection à l'indice 1. Le jour de l'inspection, vos représentants ont également présenté le mode-opératoire référencé D454121017123 indice 0, répondant à la même obligation, mais basé sur le guide professionnel EDF
pour l'élaboration des plans d'inspection à l'indice 2. Ce mode opératoire ne vient pas annuler le mode opératoire précité. Pour autant, vos représentants ont indiqué que le mode opératoire basé sur le guide EDF indice 1 n'était désormais plus utilisé. Les inspecteurs ont également relevé que le mode opératoire référencé D454121017123 indice 0 indiquait *« Cette note complète la note processus réf. [2] qui fait encore référence aux modes opératoires* d'élaboration des PI et GS « site » selon le guide professionnel D455014029144 ind.1, le temps que les PI soient tous rédigés selon la présente note ».
Or, il convient que cette note de processus définissant la manière d'élaborer les plans d'inspection selon le nouveau guide soit rédigée avant la rédaction des plans d'inspection correspondants. Vos représentants ont indiqué que cette note était en cours de mise à jour.
## A.2.1 Je Vous Demande De Prendre Les Dispositions Nécessaires Afin De Disposer D'Un Système Documentaire En Adéquation Avec Les Pratiques Du Sir.
En amont de l'inspection, les inspecteurs ont demandé la communication d'un certain nombre de procédures :
- **note de processus référencée D5330-05-0256 relative à l'élaboration des plans d'inspection ;**
- **note de management référencée D5330-06-2791 relative aux missions et organisation du SIR ;**
- **note de processus référencée D5330-05-1256 relative aux interventions sur les ESP**
conventionnels ;
- **note de processus référencée D5330-06-2790 relative aux activités sous-traitées et aux activités**
en interface ;
Les inspecteurs ont relevé des points devant faire l'objet de corrections :
- **la note de processus référencée D5330-05-0256 et la note de management référencée D5330-06-**
2791 font référence à l'ancien indice du guide professionnel EDF ;
- **la note de processus référencée D5330-06-2790 ne prévoit pas de reconnaissance d'aptitude**
réalisée par l'exploitant ;
- **cette même note prévoit, en cas de fuite d'eau surchauffée ou de vapeur sur le calorifuge d'une**
tuyauterie ou d'un réchauffeur, une information hebdomadaire par le service conduite vers le SIR, et non pas immédiate ;
- **la note de processus référencée D5330-05-1256 ne prévoit aucun suivi par le SIR des soudures**
d'étanchéité n'ayant pas de rôle sur la résistance à la pression réalisées sur les ESP.
Vos représentants ont indiqué que l'ensemble de ces procédures étaient en cours de révision.
A.2.2 Je vous demande d'intégrer dans les procédures les demandes de correction précitées identifiées par les inspecteurs, et d'engager un travail de contrôles des autres procédures applicables.
## A.3 Désignation De Représentant De L'Exploitant
L'alinéa I. de l'article 11 de l'arrêté [2] indique que *« pour les générateurs de vapeur et les appareils à* couvercle amovible à fermeture rapide, le contrôle de mise en service est réalisé par un organisme habilité suivant les dispositions du I. de l'article 34. Pour les autres équipements, ce contrôle est réalisé par une personne compétente. Cette personne peut être récusée par l'autorité administrative compétente si cette dernière estime qu'elle ne satisfait pas à cette condition. Dans ce cas, le contrôle de mise en service est refait ». L'article 2 de ce même arrêté prévoit que les personnes compétentes soient désignées par l'exploitant, et définit l'exploitant comme *« le propriétaire de l'équipement, son mandataire ou représentant dûment* désigné ».
Les inspecteurs ont demandé au SIR les modalités de réalisation des inspections périodiques (IP) des accumulateurs oléopneumatiques, car elles doivent être réalisées, sous couvert d'un cahier technique professionnel (CTP), par une personne compétente.
Les agents du SIR ont précisé que ces activités étaient réalisées par du personnel n'appartenant pas à la société EDF, mais pour lesquels une désignation en tant que personnes compétentes était rédigée par le chef du service automatisme et électricité.
Interrogés par les inspecteurs sur la désignation du chef du service automatisme et électricité en tant qu'exploitant, vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter une preuve de cette désignation. Je vous demande d'identifier les personnes représentant l'exploitant au sens de l'article 2 de l'arrêté en référence [2] et de procéder dans les meilleurs délais à leur désignation.
## A.4 Complétude Des Dossiers Réglementaires
L'article 6 de l'arrêté en référence [2] prévoit que « l'exploitant établit pour tout équipement fixe entrant dans le champ d'application de l'article L. 557-30 du code de l'environnement un dossier d'exploitation qui comporte les informations nécessaires à la sécurité de son exploitation, à son entretien, à son contrôle et aux éventuelles interventions. Il le met à jour et le conserve pendant toute la durée de vie de ce dernier. Ce dossier peut se présenter sous forme de documents sur papier ou numériques. […] Ce dossier comprend également les informations suivantes relatives à l'exploitation:
[…] - un registre où sont consignées toutes les opérations ou interventions datées relatives aux contrôles, y compris de mise en service le cas échéant, aux inspections et aux requalifications périodiques, aux incidents, aux évènements, aux réparations et modifications;
- […] en outre, pour les équipements suivis en service avec un plan d'inspection, le plan d'inspection; Les inspecteurs ont examiné les dossiers descriptifs et les dossiers d'exploitation de certains équipements par sondage. Il en ressort les constats suivants :
- **les dossiers des équipements référencés 0JPJ021BA, 1TEP222CS et 1STR051TX ne contenaient**
pas les plans d'inspection ;
- **le dossier de l'équipement 1TEP222CS ne contenait pas le compte-rendu de l'inspection**
périodique réalisée en mars 2021 sur l'équipement, ni celui de la requalification périodique réalisée en août 2021 ;
Je vous demande de vous assurer de la complétude des dossiers règlementaires et d'exploitation.
## B **Demandes D'Informations Complementaires** B.1 Évaluation Des Besoins En Personnels
La décision [3] précise les exigences en matière de bon fonctionnement du service d'inspection :*« 5.2.7.*
[…] Le chef du service inspection réalise périodiquement une analyse de l'activité. À partir de cette analyse et des connaissances et compétences techniques nécessaires au bon fonctionnement du service inspection, il identifie les besoins en personnel du service, prévoit les moyens nécessaires et propose au chef d'établissement la désignation des personnes compétentes pour assurer les activités du service inspection. Ces éléments font l'objet d'enregistrements'. Les inspecteurs ont examiné la note de dimensionnement référencée D454121012999 relative à la période 2021-2025. Ils ont également consulté la note de dimensionnement en cours de rédaction relative à la période 2022-2026. Les inspecteurs ont relevé que la note relative à la période 2021-2025 prévoit une charge de travail supérieure au dimensionnement de l'équipe SIR, et ce notamment pour les années 2022, 2023 et 2024.
Afin d'absorber cette charge de travail supplémentaire, votre note prévoit pour cette période le recours à de la sous-traitance. Le jour de l'inspection, vos représentants ont indiqué finalement qu'un recrutement interne serait réalisé en début d'année 2022. Cependant, la note en cours de rédaction pour la période 2022-2026 n'indique pas les missions pouvant être confiées à un inspecteur non habilité, ce qui ne permet pas de justifier de l'absorption de la totalité de la charge de travail supplémentaire.
B.1.1 Je vous demande de préciser vos arguments justifiant le juste dimensionnement du SIR et d'apporter les éléments permettant de démontrer que celui-ci correspond à la charge de travail pour les années 2022, 2023 et 2024.
Les inspecteurs ont également relevé que la note de dimensionnement relative aux années 2021-2025 prévoyait un solde de la mise à jour des plans d'inspection selon le guide en référence [4] en fin d'année 2023. Suite au retard pris sur 2021, et d'après vos représentants, pour un meilleur lissage de la charge de travail, cette mise à jour s'étend désormais jusqu'à la fin de l'année 2024, soit la butée réglementaire imposée.
B.1.2 Je vous demande de préciser les moyens de suivi qui seront mis en œuvre par le SIR pour s'assurer de l'absence de retard pris concernant la mise à jour des plans d'inspection selon le guide professionnel EDF à l'indice 2.
## B.2 Requalification Périodique De 1Jpi411Ba
L'arrêté en référence [2] prévoit que *« la requalification périodique d'un équipement comprend:* - une vérification de l'existence et de l'exactitude des documents prévus à l'article 6;
- une inspection de requalification à laquelle s'appliquent les articles 16 et 22, sauf dispositions particulières concernant la vérification extérieure ou la vérification intérieure fixées par les guides professionnels prévus au IV du présent article;
- une vérification de la réalisation des contrôles prévus par le plan d'inspection;
- une épreuve hydraulique lorsqu'il n'existe pas de contrôle non destructif pertinent disponible ou applicable pour au moins l'un des modes de dégradation potentiels ou lorsque les zones représentatives des dégradations potentielles n'ont pas été rendues accessibles pour réaliser des contrôles non destructifs pertinents ou encore lorsque les équipements comprennent des assemblages permanents non soudés qui participent à la résistance à la pression. […]
L'ordre des opérations ci-dessus est respecté sauf dispositions particulières fixées par les guides professionnels prévus au IV du présent article ».
Lors de l'analyse du dossier de l'équipement 1JPI411BA, les inspecteurs ont relevé que l'organisme habilité avait réalisé l'épreuve hydraulique la veille de la vérification de l'existence et de l'exactitude des documents prévus à l'article 6. Le compte-rendu de la requalification périodique de cet équipement a été visé par le SIR, sans que celui-ci ne fasse de remarques ou de demandes particulières à l'organisme habilité.
Je vous demande d'interroger l'organisme habilité sur les raisons l'ayant amené à ne pas respecter l'ordre des opérations de requalification périodique de l'équipement 1JPI411BA.
## B.3 Dossier De L'Équipement 0Jpj021Ba
Lors de l'analyse du dossier de l'équipement 0JPJ021BA, les inspecteurs ont relevé les constats suivants :
- **La plage d'acceptabilité des températures de fonctionnement de l'attestation de conformité de**
la soupape était plus restrictives que celles indiquées dans le certificat de tarage initiale ;
- **Le débit d'évacuation de cette même soupape était supérieur au débit maximal autorisé par le**
fabricant de l'équipement ;
- **La notice d'utilisation demande que des produits corrosifs ne soient pas stockés dans**
l'équipement. Or, celui-ci contient de l'eau et de l'émulseur, pour lequel vos représentants n'ont pas été en capacité de présenter la fiche de données de sécurité.
Je vous demande de justifier l'adéquation :
- **de l'accessoire de sécurité avec l'équipement ;**
- de l'équipement avec le produit contenu.
## C. Observations
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division signé Adrien MANCHON |
INSSN-LYO-2021-0540 | Lyon, le 15 décembre 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-053995 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France BP 30 07350 **CRUAS**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB nos 111 et 112)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0540 du 16 novembre 2021 Thème : « Séisme »
Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Rapport expertise de contrôle des appuis néoprène du radier 3 LHP référence D455621022094 ind A
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB en référence), une inspection a eu lieu 16 novembre 2021 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « Séisme ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 16 novembre 2021 avait pour objet l'examen des dispositions organisationnelles et techniques mises en œuvre sur le site de Cruas-Meysse afin d'assurer la prise en compte du risque sismique. Les inspecteurs se sont notamment attachés à l'examen de l'organisation mise en place sur cette thématique, des suites données au séisme du Teil (07) du 11 novembre 2019 et enfin, de la maintenance du système de détection de séisme. Sur le terrain, les inspecteurs se sont rendus en salle de commande du réacteur 1, au niveau de l'accéléromètre en champ libre, dans le local de la baie d'enregistrement sismique EAU, au niveau des radiers des îlots nucléaires et des groupes électrogènes de secours à moteur diesel.
Cet examen a permis de relever que le traitement des actions issues de l'évènement significatif déclaré à la suite du séisme du 11 novembre 2019 a été effectué de manière rigoureuse et les inspecteurs soulignent la qualité des bilans annuels relatifs au risque sismique. Cependant, il est apparu que la présence d'eau dans le radier des groupes électrogènes de secours à moteur diesel devra être suivie. En outre, il conviendra que vous mettiez en place un programme de suivi rigoureux pour assurer l'absence d'eau dans la zone de radier et que vous définissiez un traitement adapté des appuis parasismiques identifiés comme corrodés. D'autre part, les inspecteurs ont relevé que la formation des référents séisme des métiers devra être renforcée pour respecter le référentiel national d'EDF.
## A. Demandes D'Actions Correctives Suivi De L'Eau Des Radiers
A l'issue de l'inspection réactive des 20 et 22 novembre 2019, portant sur les suites du séisme survenu au Teil le 11 novembre 2019, je vous avais demandé, dans la demande A6 de la lettre de suite d'inspection, à propos de la caractérisation des défauts observées sur les appuis parasismiques et de l'état des radiers : « *d'analyser* l'origine de ces défauts et de mettre en place des parades appropriées ainsi que des rondes d'entretien suivant une fréquence à déterminer. J'ai pris note de votre engagement, pris après l'inspection dans le document référencé D5180NRMI62899 indice 12 du 28 novembre 2019, à traiter cette question, par la réalisation d'une étude approfondie dont les conclusions et le pla*n d'action associé seront transmis à l'ASN au plus tard le 30 mars 2020*. »
Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus au niveau des radiers des ilots nucléaires et des groupes électrogènes de secours à moteur diesel. Les inspecteurs ont constaté la présence d'eau stagnante, dont l'origine n'a pas pu être précisée par vos représentants. La présence d'eau, au niveau des radiers, même si elle a été prévue à la conception, favorise la corrosion des appuis parasismiques.
Les inspecteurs ont relevé qu'aucune action pour le suivi des arrivées d'eau sous le radier du site n'a été mise en place. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que des rondes ont été mises en place pour le suivi de l'état des galeries. Toutefois, ces rondes ne donnent pas à des actions visant à retirer l'eau.
Demande A1 : Je vous demande de réaliser le pompage des eaux présentes au niveau des radiers et de préciser, dans le contenu des rondes réalisées, la conduite à tenir (critères, niveaux, étendue,…) **permettant** de déclencher des actions de pompage de l'eau. **Vous étudierez si des adaptations de la fréquence des**
rondes sont éventuellement nécessaires.
## Traitement Des Appuis Parasismiques
Lors de l'inspection réactive des 20 et 22 novembre 2019, portant sur les suites du séisme survenu au Teil le 11 novembre 2019, je vous demandais dans la demande A6 de la lettre de suite : « *d'analyser l'origine de ces défauts* et de mettre en place des parades appropriées ainsi que des rondes d'entretien suivant une fréquence à déterminer*. J'ai* pris note de votre engagement, pris après l'inspection dans le document référencé D5180NRMI62899 indice 12 du 28 novembre 2019, à traiter cette question, par la réalisation d'une étude approfondie dont les conclusions et le *plan* d'action associé seront transmis à l'ASN au plus tard le 30 mars 2020 »
L'ASN a constaté que le plan d'action pour réaliser l'étude approfondie consistant à réaliser une expertise et un classement des défauts des appuis parasismiques a bien été décliné et réalisé. Les inspecteurs ont notamment relevé que les appuis parasismique des radiers des groupes électrogènes de secours à moteur diesel, identifiés en défaut doivent être traités dans les meilleurs délais. A titre d'exemple, dans le rapport cité en référence [3], vos représentants ont constaté des défauts de type décollements des appuis néoprène avec une présence de corrosion importante qui remettent en cause la tenue structurelle de l'ouvrage.
Les inspecteurs ont constaté que les actions correctives n'ont toujours pas été mises en œuvre et ont été planifiées, au plus tard, pour la prochaine échéance de visite, soit le 2 octobre 2030. Demande A2 : Je vous demande de planifier et de remettre en état les appuis en défaut dans les meilleurs délais. Vous me ferez part de la planification retenue.
Formation des correspondants métiers Les inspecteurs ont consulté le programme de formation des correspondants métiers relatif à la prise en compte du risque sismique et ont constaté que seule la sensibilisation séisme est suivie par les correspondants métiers. Cette situation est en écart avec le référentiel prescriptif DI 134 qui impose de mettre en place des :
« les formations du référent et des correspondants métiers, adaptées au rôle de cha*que agent. Elle s'accompagne d'une* sensibilisation du personnel ».
Demande A3 : Je vous demande **de mettre en œuvre des formations des correspondants métiers adaptées**
à leurs missions.
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES
Sans objet.
C. OBSERVATIONS Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2021-0516 | Lyon, le 6 décembre 2021 Réf. : CODEP-LYO- 2021-057351 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB n os 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0516 du 9 novembre 2021 Thème : « R.8.2. - Gestion des gaz à effet de serre fluorés »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Règlement (UE) n° 517/2014 du Parlement européen et du Conseil du 16 avril 2014 relatif aux gaz à effet de serre fluorés et abrogeant le règlement (CE) n° 842/2006
[3] Arrêté du 29 février 2016 relatif à certains fluides frigorigènes et aux gaz à effet de serre fluorés
[4] Arrêté du 04/08/14 relatif aux prescriptions générales applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration sous la rubrique n° 4802 (Rubrique devenue la rubrique 1185 à compter du 25 octobre 2018)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 9 novembre 2021 sur la centrale nucléaire du Bugey concernant la gestion des gaz à effet de serre fluorés». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la gestion des gaz à effet de serre fluorés utilisés pour le fonctionnement des groupes frigorigènes installés sur la centrale nucléaire du Bugey. Les inspecteurs de l'ASN se sont intéressés aux modalités de contrôle et de maintenance des groupes frigorifiques utilisant des fluides frigorigènes fluorés concernés notamment par les dispositions du règlements européens n° 517/2014 du 16 avril 2014 relatif aux gaz à effet de serre fluorés [2] ainsi que de l'arrêté du 29 février 2016 modifié relatif à certains fluides frigorigènes et aux gaz à effet de serre [3]. Ils ont examiné les comptes rendus de contrôles et essais périodiques
(CEP) et de maintenance de certains groupes frigorifiques et équipements de sécurité attenants, ainsi que les habilitations d'opérateurs réalisant ces opérations. Enfin, les inspecteurs se sont rendus dans quelques locaux et zones disposant de groupes frigorifiques. Au vu de cet examen, il ressort que le respect des prescriptions relatives à la gestion des gaz à effet de serre fluorés est satisfaisant. Les inspecteurs ont relevé l'implication des différents services de la centrale pour mettre en œuvre l'ensemble des opérations de contrôle et de surveillance prescrites par les textes susmentionnés. Une attention particulière doit toutefois être portée sur l'archivage des cahiers techniques des groupes froids.
## A. Demandes D'Actions Correctives Réalisation Des Contrôles Périodiques
Les équipements contenant des fluides frigorigènes de capacité supérieure ou égale à 5 tonnes équivalent CO2 doivent faire l'objet d'un contrôle d'étanchéité périodique dont la fréquence dépend de la capacité de l'équipement.
Les inspecteurs ont constaté que la fréquence de contrôle prescrite pour le groupe froid repéré 5DUV700GF avait été dépassée en 2019 et 2020. En effet, le groupe froid doit être contrôlé tous les six mois et les comptes rendus montrent des contrôles réalisés les 21 septembre 2018 et 22 mai 2019 ainsi que les 28 février 2020 et 25 novembre 2020.
Ce dépassement, bien que ponctuel, interroge également sur la fiabilité des contrôles techniques que vous réalisez tous les mois afin de vérifier la bonne réalisation des contrôles réglementaires prévus par le règlement en référence [2].
Demande A1 : Je vous demande d'analyser les causes du **dépassement de la fréquence de contrôle prescrite**
pour le groupe froid repéré 5DUV700GF et de renforcer en conséquence votre organisation pour la réalisation des contrôles des groupes froid ainsi que pour la vérification mensuelle de ces contrôles.
## Carnet D'Entretien
L'article R. 543-82 du code de l'environnement en référence [1] prévoit que « l'opérateur établit une fiche d'intervention pour chaque opération nécessitant une manipulation des fluides frigorigènes effectuée sur un équipement » et que « l'opérateur et le détenteur de l'équipement conservent un exemplaire de cette fiche pendant au moins cinq ans à compter de la date de signature de la fiche et le tiennent à la disposition des opérateurs intervenant ultérieurement sur l'équipement et de l'administration ». Les inspecteurs ont consulté par sondage des carnets d'entretien de groupe froid. Ils ont constaté que certaines des fiches d'intervention susmentionnées n'étaient pas présentes dans les carnets ou étaient partiellement ou mal renseignées (indiquant un contrôle réglementaire alors qu'il s'agissait d'une maintenance par exemple).
De plus, dans ces carnets d'entretien, les différentes interventions (réglementaires ou curatives) n'étaient pas toujours classées de manière chronologique, ce qui complique la lecture du document.
Demande A2 : Je vous demande d'établir des carnets d'entretien contenant toutes les fiches d'intervention de l'appareil et organisés afin de retrouver facilement la trace de ces interventions.
## Contrôle Périodique
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté par sondage des contrôles annuels de bon fonctionnement réalisés sur les groupes froids. Les inspecteurs ont constaté que, pour le groupe froid repéré 5DUV700GF, certains paramètres n'avaient pas été contrôlés et qu'un paramètre était en dehors de la plage attendue. Cependant, dans le rapport du contrôle, l'absence de contrôle de certain paramètre et la non-conformité d'un paramètre n'ont pas été analysées et n'ont pas conduit à vérifier si l'appareil était toujours disponible.
Demande A3 : Je vous demande de de veiller à la traçabilité, dans le rapport de contrôle, **des justifications**
nécessaires pour autoriser le maintien en service d'un groupe en cas d'absence de contrôle de certains paramètres ou de non-conformité. Vous mettrez en place une vérification des rapports de contrôles périodiques pour vous en assurer.
## Visite Terrain
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté que des grands récipients vrac (GRV) d'effluents, présents à côté des piézomètres repérés 0SEZ131PZ et 0SEZ131PZ, contenaient une substance rose. Ces GRV servent à collecter les eaux pompées dans la nappe lors des prélèvements de ces piézomètres, ils contiennent normalement de l'eau de nappe sans autres substances. Lors de l'inspection, il leur a été indiqué que des analyses allaient être réalisées pour identifier l'exutoire pour ces effluents.
Demande A4 **: Je vous demande de me transmettre les résultats des analyses effectuées dans les GRV**
présents à côté des piézomètres repérés 0SEZ131PZ et 0SEZ132PZ et de veiller à leur traitement dans le respect des décisions de l'ASN encadrant les prises d'eau et rejets d'effluents des installations du site.
## Etiquetage Des Groupes Froids
L'article 6 de l'arrêté en référence [3] demande que soit présente, sur les groupes froids, « la marque de contrôle d'étanchéité indiquant la date limite de validité du contrôle d'étanchéité prévue à l'article 4 du présent arrêté ».
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté que certaines de ces marques étaient illisibles car les inscriptions étaient effacées par le soleil.
Demande A5 : Je vous **demande d'améliorer les dispositions d'affichage sur les groupes froids prévues par**
la réglementation **pour les rendre pérennes.**
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES
Sans objet.
C. OBSERVATIONS Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois** des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-BDX-2021-0038 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2021-059645 Monsieur le directeur du CNPE de Civaux BP 64 86320 CIVAUX
Bordeaux, le 17 décembre 2021 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE de Civaux : **Elaboration et mise en œuvre des modifications pendant l'arrêt 1VD1821.**
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : **Inspection n° INSSN-BDX-2021-0038** Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de** base ;
[3] **Arrêté du 21 novembre 2014 portant homologation de la décision 2014-DC-0444 de**
l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression ;
[4] **Lettre de suite de l'inspection de l'ASN INSSN-BDX-2020-0036 des 29 et 30 juillet 2020** relative à la maintenance et la gestion des écarts dans le cadre de l'arrêt VP17 du réacteur 1 du CNPE de Civaux.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 26 et 27 octobre 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème « élaboration et mise en œuvre des modifications pendant l'arrêt 1VD1821 ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait l'élaboration et mise en œuvre des modifications pendant l'arrêt pour maintenance décennale et rechargement en combustible n°1VD1821 du réacteur 1 du CNPE
de Civaux. Lors de cette inspection, ont notamment été examinées, en salle ou sur terrain, les modifications suivantes :
- **PNPE 4038 A-B : remplacement de neuf transformateurs et déplacement du sous-tableau**
LLK ;
- **PNPP 4058 A : pérennité de la conformité des fosses SEK et des puisards SEH ;** - **PNPP 4086 BA : évolution du suivi automatique de l'encrassement des échangeurs RRI/SEC ;**
- **PNPP 4130 A-A : remplacement des groupes DEG et des batteries froides EVR/DEG ;** - **PNPP 4232 A-B : protection incendie risque hydrogène ;**
- **PNPP 4371 A- : fiabilisation de l'isolement des barrières thermiques GMPP ;** - **PNPP 4401 A-B : ajout d'un deuxième joint statique batardeaux piscine BR ;** - **PNPP 4513 B-A : réfrigération des bâtiments diesel du palier N4 - brumisation ;** - **PNPP 4649 A : remplacement des transformateurs de courant des armoires 1 LHP-LHQ AR ;** - **PNPP 4658 A-A : motorisation de la vanne d'isolement PTR064VB du tube de transfert ;**
- **PNPP 4780A-A : automatisation de vannes de vidange de la piscine BR ;** - **PNPP 4864A-A : réalimentation de la bâche ASG par le circuit incendie JPI ;**
- **PNPP 4910 D : mise en œuvre du revêtement peau composite sur l'extrados de l'enceinte**
interne du bâtiment réacteur ;
- **PNPP 4977 A-A : protections grands vents et conditionnement thermique de la pince**
vapeur ;
- **PNRL 4055 : remplacements des fins de course des vannes d'isolement vapeur VVP.**
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que, à l'échelle nationale, le processus de prise en compte du retour d'expérience dans le cadre de l'élaboration et de l'intégration des modifications présente des fragilités. Par contre, les inspecteurs ont constaté que plusieurs défaillances avaient été identifiées par le CNPE de Civaux préalablement à la mise en œuvre des modifications sur ses installations.
## A. Demandes D'Actions Correctives Prise En Compte Du Retour D'Expérience
L'article 2.7.2 de l'arrêté INB [2] stipule que « *l 'exploitant prend toute disposition, y compris vis-à-vis des* intervenants extérieurs, pour collecter et analyser de manière systématique les informations susceptibles de lui permettre d'améliorer la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, qu'il s'agisse d'informations issues de l'expérience des activités mentionnées à l'article 1er.1 sur son installation, ou sur d'autres installations, similaires ou non, en France ou à l'étranger, ou issues de recherches et développements **».**
Lors de la mise en œuvre de la modification relative à réalimentation de la bâche ASG du circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur par le circuit incendie JPI, vous avez constaté une incompatibilité de branchement entre les câbles des fins de course et les vannes 1 ASG 81 et 305 VD. Or, cette même problématique avait déjà été rencontrée il y a deux ans lors de la mise en œuvre de cette modification sur le CNPE de Chooz en 2019 sans que le dossier de la modification ne soit corrigé par vos services centraux avant transmission pour intégration sur le réacteur 1 de Civaux. Votre analyse préalable pour l'intégration de cette modification n'a pas identifié non plus ce retour d'expérience. Ce constat vous a conduit à mettre en œuvre la solution provisoire définie par le CNPE
de Chooz en 2019. Le PA n° 238185, qui concerne ce sujet, mentionne également la mise en œuvre ultérieure d'une solution définitive. Egalement, lors de la mise en œuvre de la fiabilisation de l'isolement des barrières thermiques des groupes motopompe du circuit primaire (GMPP) en 2020, le CNPE de Chinon a rencontré une problématique de soulèvement et d'arrachement de la vanne 4 RRI 243 VN du système de refroidissement intermédiaire du réacteur (RRI) lors de la requalification des travaux. Ce retour d'expérience n'a pas été communiqué au CNPE de Civaux lors de la préparation de la mise en œuvre des modifications de l'arrêt 1VD1821.
A.1 : L'ASN vous demande, en relation avec vos services centraux, de mettre en place une organisation robuste qui permette de tirer les enseignements issus des retours d'expérience de la mise en œuvre passée des modifications sur l'ensemble des installations du parc en adaptant les dossiers de modification en conséquence et en modifiant l'ensemble des documents nécessaires à leur intégration préalablement à leur mise en œuvre sur vos installations ; A.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer l'échéance de mise en œuvre de la solution définitive mentionnée dans le plan d'action n°238185.
Lors de la mise en œuvre de la modification relative aux barrières thermiques des GMPP, vous avez identifié des problématiques de raccordement récapitulées dans le plan d'action n°241976. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que l'origine de cette problématique est une erreur dans la note de synthèse rédigée par vos services centraux.
A.3 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de cette situation et de lui exposer les mesures correctives que vous mettrez en œuvre afin de fiabiliser les documents rédigés dans le cadre des modifications.
## Concormité Des Installations
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté la présence d'un trou dans le sol à proximité de l'armoire 1 SEC 041 AR du système d'eau brute secouru (SEC). Vos représentants n'ont pas été en mesure d'expliquer sa présence.
A.4 : L'ASN vous demande de caractériser cet écart et de procéder ci-nécessaire au rebouchage du trou situé à proximité de l'armoire 1 SEC 041 AR.
Les inspecteurs ont également constaté la présence de rubalise et d'un poteau en matière plastique dans l'armoire électrique 1 LHP AR du groupe électrogène de secours LHP.
A.5 : L'ASN vous demande de corriger la situation constatée par les inspecteurs et de l'informer du retour d'expérience que vous en tirerez.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Contrôle Dimentionnel
La modification PNPP 4977 consiste, en partie, à installer des aérateurs en toiture de la pince vapeur afin de limiter la hausse des températures dans ces locaux en cas de température extérieure élevée.
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les aérateurs avaient été hissés en toiture. Ils ont également constaté que le cheminement prévu pour positionner un des aérateurs ne permettait pas de manutentionner à plat comme cela était prévu. Les inspecteurs se sont interrogés sur l'éventuelle déformation de l'aérateur qui pourrait être induite par cette manipulation. Après l'inspection, vos services ont transmis aux inspecteurs le procès-verbal de contrôle dimensionnel attestant de l'intégrité du matériel.
B.1 : L'ASN vous demande de lui préciser comment vous comptez tirer le retour d'expérience des difficultés rencontrées lors de l'instégration de la modification PNPP 4977.
## Corrosion
Lors de la visite du chantier de remplacement des batteries froides d'échange entre le système de ventilation du puit de cuve et du bâtiment réacteur (EVR) et le système de production d'eau glacée (DEG), les inspecteurs ont constaté que des tuyauteries DEG et des équipements EVF situés à proximité des échangeurs 1 EVR 041 et 044 RF présentaient des traces importantes de corrosion. Vos représentants ont indiqué que le remplacement de ces éléments n'était pas prévu.
B.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de cette situation ainsi que les actions que vous mettrez en œuvre pour y remédier.
## Régrigération Des Bâtiments Diesels Par Brumisation
La modification PNPP 4513 vise à améliorer la réfrigération des bâtiments diesel par un système de brumisation, en particulier en cas de température extérieure élevée. Dans le cadre de cette modification, vous avez identifié une problématique liée à la représentativité de la mesure du débit dans le plan d'action n°218191. Ce document mentionne que la température de l'eau devra être inférieure à 30°C lors des mesures de débit afin de garantir leur représentativité. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'exposer aux inspecteurs les mesures qui vous permettront de garantir cette température quelle que soit la source d'alimentation du circuit, en particulier en cas de température extérieure élevée.
B.3 : L'ASN vous demande de lui communiquer les mesures qui vous permettront de garantir une température inférieure à 30°C dans le circuit de réfrigération des bâtiments diesel par brumisation lors de l'utilisation du débitmètre.
Par ailleurs, lors de la visite de ce chantier, les inspecteurs ont observé que le diamètre de la manchette 1 DVD 056 YD est inférieure à celui de la manchette 1 DVD 052 YD.
B.4 : L'ASN vous demande lui communiquer votre analyse de cette situation ainsi que les éventuelles actions que vous mettrez en œuvre.
Une des voies d'alimentation du circuit de réfrigération des bâtiments diesel par brumisation consiste en une bâche installée sur la toiture du bâtiment diesel. La mise en eau et la vidange de cette bâche est prévue à des périodes définies de l'année.
B.5 : L'ASN vous demande de lui transmettre les consignes relatives au remplissage et à la vidange de la bâche du système DVD alimentant le circuit de réfrigération des bâtiments diesel par brumisation.
## Protection Des Matériels Et Équipements De L'Espace Entre-Enceintes
Lors de la mise en œuvre du revêtement en peau composite sur l'extrados de l'enceinte interne du bâtiment réacteur lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible 1VP1720, vous aviez constaté que certains matériels de l'espace entre-enceinte avaient été abîmés au cours des travaux. Les inspecteurs ont pu constater que les moyens de protection demandés par l'ASN [4] avaient été mise en place. Cependant, les inspecteurs ont également constaté que certaines traversées n'avaient pas fait l'objet d'une protection, telles que les traversées n° 14, 15, 18, 19, 21, 22, 24, 25, 28, 29, 33 et 34.
B.6 : L'ASN vous demande de lui communiquer votre analyse de cette situation, notamment les raisons pour lesquelles certaines traversées de l'espace entre-enceinte n'ont pas été protégées. Le cas échéant, vous vous assurerez de l'absence de dégradation préalablement à la refermeture de l'espace entre-enceintes.
## Requalification
Le jour de l'inspection, vos représentants ont informé les inspecteurs que la mise en œuvre de la modification relative à l'évolution du suivi automatique de l'encrassement des échangeurs entre les systèmes de refroidissement intermédiaire du réacteur (RRI) et le système d'eau brute secouru (SEC),
PNPP 4086, était terminée sur la voie B.
B.7 : L'ASN vous demande lui communiquer les éléments relatifs à la requalification des travaux de la modification PNPP 4086 relative à l'évolution du suivi automatique de l'encrassement des échangeurs RRI/SEC de la voie B.
## Harmonisation Des Installations
Lors du remplacement des transformateurs de courant de l'armoire 1 LHQ AR du groupe électrogène de secours en voie B, modification PNPP 4649, vous avez inversé par erreur le sens des transformateurs et du câblage associé. Cette inversion n'a pas de conséquence sur le fonctionnement des installations. Lors de l'inspections, vous avez indiqué que cette inversion sera réalisée sur l'armoire 1 LHP AR, du groupe électrogène de secours en voie A, et que vous envisagez de reproduire cette inversions sur les installations du réacteur 2 du CNPE de Civaux afin de standardiser vos installations.
B.8 : L'ASN vous demande de l'informer de votre décision de réaliser l'inversion du sens des transformateurs dans le cadre de la mise en œuvre de la modification PNPP 4649.
## C. Observations
Sans objet.
*****
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE
Bertrand FREMAUX |
INSSN-STR-2021-0843 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 23 novembre 2021
## N° Réf : Codep-Str-2021-054978 N/Réf. Dossier : Inssn-Str-2021-0843
Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM
Objet **: Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Cattenom Inspection du 4 novembre 2021 Thème « Inspection de chantier sur l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°2 »
Réf. : **[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base dit**
« Arrêté INB »
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 4 novembre 2021 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°2.
Je vous communique 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.
L'objectif de l'inspection portait sur la conformité des activités de maintenance réalisées sur différents chantiers de l'arrêt du réacteur n°2, un focus plus particulier a été réalisé sur les activités de réparation du groupe électrogène de secours de la voie B (LHQ).
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 4 novembre 2021 portait sur le contrôle des interventions réalisées par les agents du CNPE de Cattenom et les entreprises prestataires dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n°2. Les inspecteurs ont vérifié, sur différents chantiers, le respect par le CNPE et ses prestataires des règles de radioprotection, de sécurité, d'assurance qualité et de contrôle de différentes interventions programmées au cours de l'arrêt pour simple rechargement.
Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont en particulier contrôlé les chantiers et thématiques suivants :
- **le contrôle du diesel de secours du bâtiment de sécurité (BDS) dans le cadre de requalifications périodiques**
d'équipements qui lui sont associés ;
- **le contrôle des réparations en cours suite à l'aléa qui a endommagé le groupe électrogène de secours à**
moteur diesel (groupe communément appelé « diesel ») de la voie B, dénommé 2 LHQ, et en particulier les activités suivantes :
o l'échange standard d'attelages pistons-bielles, o **l'échange standard des chemises, culasses et injecteurs.**
- **le chantier de remplacement des plaques d'échangeurs du circuit de réfrigération intermédiaire (RRI) ;** - **l'état général des chantiers du bâtiment réacteur (BR).**
À l'issue de cette inspection et sur la base des installations contrôlées, les inspecteurs constatent que les activités se déroulent conformément à l'attendu. De fait, l'inspection laisse une impression globalement satisfaisante de la qualité des interventions même si des écarts ou questionnements ponctuels ont été relevés.
## A. Demandes D'Actions Correctives Liste Des Aip Du Chantier Fortuit Diesel (Lhq)
L'article 2.5.2 de l'arrêté INB en référence dispose que :
« I. ― L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour.
II. ― Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. »
L'article 2.5.6 de l'arrêté INB précise en outre que *: « Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques,*
les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé le chantier de réparation du groupe électrogène de secours de la voie B (LHQ). Ils ont souhaité consulter les activités importantes pour la protection, cependant, ces activités n'étaient pas précisées dans les documents d'intervention. Les intervenants prestataires nous ont indiqué travailler selon l'organisation « Cas 2 », c'est-à-dire que les documents d'intervention sont fournis par l'exploitant, EDF.
```
Demande n°A.1 : Je vous demande de me transmettre la liste des activités importantes pour la protection
ayant été réalisé en « cas 2 » en lien avec le chantier de réparation du groupe électrogène de secours LHQ
conformément à l'article 2.5.2 de l'arrêté INB. Vous préciserez également quels sont les éléments vous
permettant de vérifier a posteriori le respect des exigences définies conformément à l'article 2.5.6 de
l'arrêté INB.
```
## Obstruction Du Ventilateur / Échangeur D'Air Du Diesel De Secours Du Bds
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé le diesel de secours du bâtiment de sécurité (BDS), qui était consigné dans le cadre de la réalisation de **requalifications périodiques de plusieurs réservoirs associés à son** fonctionnement. Ils ont constaté qu'un équipement de type échangeur ou filtre à air, associé à ce diesel, semblait visuellement encrassé. Demande n°A.2 : **Je vous demande de vérifier l'encrassement de cet équipement et le cas échéant de le**
remettre en conformité dans un délai adapté aux enjeux. Vous m'indiquerez également les périodicités de contrôle prévues et réalisées sur cet équipement.
## B. Compléments D'Information
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS |
INSSN-LIL-2021-0355 | Référence courrier :
CODEP-LIL-2021-058364 Monsieur le Directeur EDF UTO 1, avenue de l'Europe CS 30 451 MONTEVRAIN 77 771 MARNE LA VALLEE
Montrouge, le 16 décembre 2021 Objet : **Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires** Fournisseur ICP SAS, usine de La Comté Inspection n° INSSN-LIL-2021-0355 effectuée le **20 octobre 2021** Thème : R9.9 Fournisseurs Référence :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en références, une inspection courante de votre fournisseur « ICP SAS », dans son usine de la Comté, a eu lieu le 20 octobre 2021 sur le thème R.9.9
« Fournisseurs ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 20 octobre 2021 concernait les dispositions mises en œuvre par votre fournisseur
« ICP SAS » pour respecter les exigences associées à la fabrication de matériels ou composants destinés aux centrales nucléaires.
Les inspecteurs ont effectué une visite de l'atelier dans lequel sont réalisées les opérations de pose de revêtement en caoutchouc des tuyauteries du circuit d'eau brute secourue (SEC)1 **de certains**
réacteurs et ont vérifié, par sondage, le respect des procédures applicables. Par ailleurs, différents aspects ont été vérifiés tels que l'élaboration et la mise à jour de la liste des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP)2 **au sens de l'arrêté INB [2], les audits et contrôles des propres**
fournisseurs et sous-traitants de l'entreprise ICP SAS, la détection et le traitement des écarts, la formation de son personnel, l'archivage et le partage du retour d'expérience. Enfin, les inspecteurs se sont intéressés aux actions de sensibilisation menées pour la prévention des irrégularités (risque de « CFSI3 **»).**
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur est proportionnée aux enjeux. Les inspecteurs soulignent le professionnalisme et la compétence des personnes rencontrées, ainsi que leur grande transparence. Les inspecteurs notent également la dynamique mise en œuvre en 2021 pour améliorer la traçabilité et les contrôles des AIP ainsi que pour la formation du personnel à la sûreté nucléaire et au risque de CFSI. Des améliorations sont attendues, en particulier, sur la surveillance des fournisseurs et des sous-traitants d'ICP SAS, sur la définition des contrôles techniques ainsi que sur l'archivage.
Cette inspection fait l'objet de quatre demandes d'actions correctives et de deux demandes de compléments.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Des Fournisseurs Et Sous-Traitants
Conformément au I de l'article 2.2.2 de l'arrêté INB [2], « **L'exploitant exerce sur les intervenants**
extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer :
― qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; ― que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; ― qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. »
Dans le cadre des travaux de préparation des tuyauteries à rénover, la société ICP SAS a recours à un sous-traitant qui réalise une crémation pour ôter tout résidu de peinture en peau externe et de caoutchouc en peau interne de la tuyauterie. Ces opérations sont nécessaires à l'obtention d'un état de surface permettant la bonne tenue du nouveau revêtement caoutchouc collé dans les tuyauteries. Les échanges ont montré qu'aucune surveillance de ces activités sous-traitées n'était mise en œuvre. Par ailleurs, si une évaluation du fournisseur des matériaux est bien réalisée avec une analyse des réclamations, aucun audit n'est mis en œuvre.
Je vous demande de vous assurer que les sous-traitants d'ICP SAS réalisant des AIP font l'objet d'une surveillance adaptée, permettant de confirmer que les opérations qu'ils réalisent respectent les exigences définies.
Vous m'informerez des actions engagées dans ce sens.
## Archivage
Conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté INB [2], *« Les activités importantes pour la protection, leurs* contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
Le guide n° 30 de l'ASN formule les recommandations suivantes : **« les modalités d'archivage et les** conditions d'accès aux archives sont précisées dans le système de gestion intégrée. Un délai de conservation approprié, notamment au regard des obligations légales et réglementaires, est défini pour chaque document.
Ces délais permettent de conserver la connaissance de la façon dont les activités de conception, de construction (y compris les activités de fabrication), de mise en service, de fonctionnement, de mise à l'arrêt définitif, de démantèlement et, s'il s'agit d'une installation de stockage de déchets radioactifs, de fermeture et de surveillance s'y sont déroulées. » Les échanges ont montré que les modalités d'archivage et leur durée n'étaient pas définies. Les inspecteurs se sont rendus dans le local d'archivage et ont constaté la présence de certaines archives à même le sol ainsi que l'impossibilité d'ICP SAS de présenter les archives de l'année 2018.
Je vous demande de vous assurer que votre fournisseur a défini des modalités pour l'archivage, les conditions d'accès aux archives ainsi que le délai de conservation approprié. Par ailleurs, dans le cas où les archives de l'année 2018 ne seraient pas retrouvées, je vous demande de m'indiquer les dispositions prises pour les tuyauteries concernées.
## Adéquation Entre Le Matériel Et Le Cahier Des Charges
Conformément au I de l'article 2.2.2 de l'arrêté INB [2], « **L'exploitant exerce sur les intervenants**
extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies4. »
Les inspecteurs ont vérifié la manière dont l'adéquation du type de revêtement caoutchouc posé à l'intérieur des tuyauteries du circuit SEC par rapport au cahier des charges avait été réalisée. Aucun document n'a pu être présenté aux inspecteurs.
Je vous demande de justifier que le type de revêtement caoutchouc posé répond aux spécifications du cahier des charges ayant un lien avec la sûreté.
## Contrôle Technique
Conformément à l'article 2.5.3 de l'arrêté INB [2], « *Chaque activité importante pour la protection fait* l'objet d'un contrôle technique, assurant que : ― l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ;
― les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre. Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. »
Les contrôles techniques sont définis dans la procédure EDF.10.MOD indice G mais de manière trop générale. En effet, la procédure ne précise pas si la présence en atelier est nécessaire pour permettre de vérifier la réalisation des gestes techniques.
Par ailleurs, les personnes réalisant les contrôles techniques peuvent être un chef d'atelier ou un responsable d'encadrement avec les mêmes compétences techniques que les intervenants, sans que le responsable d'encadrement ne soit clairement identifié dans l'organisation.
Je vous demande de préciser les attendus du contrôle technique ainsi que les personnes habilitées à réaliser les contrôles techniques.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Respect Des Procédures Mises En Œuvre
Lors de la visite de l'atelier, les inspecteurs ont vérifié, par sondage, le respect de la directive d'application EDF.14.DIR du 04/10/2021 relative à la pose du revêtement en caoutchouc. Ils se sont notamment assurés que les durées de conservation des produits (caoutchouc, primaire, secondaire et colle) sont respectées et que les temps de séchage préconisés par les fiches techniques des systèmes adhésifs primaire et secondaire et de la colle sont respectés. Concernant le système adhésif secondaire et la colle, les durées retenues dans la directive d'application sont inférieures à celles préconisées dans les fiches techniques des produits, ce qui pourrait avoir un impact sur l'adhérence du caoutchouc à la paroi.
## Demande B1
Je vous demande d'analyser l'impact des temps de séchage retenus, inférieurs aux préconisations des fiches techniques, sur la tenue des revêtements en caoutchouc des tuyauteries. Vous veillerez par ailleurs à m'indiquer si la directive d'application doit faire l'objet d'une évolution pour modifier les temps d'attente entre deux couches de produits.
## Pièces De Rechange
Les échanges avec le représentant d'EDF ont montré que les tuyauteries neuves n'étaient pas considérées comme des pièces de rechange dans votre organisation.
## Demande B2
Je vous demande de m'indiquer les raisons qui vous conduisent à ne pas considérer les tuyauteries neuves comme des pièces de rechange et de m'indiquer l'impact que cela a sur le suivi mis en œuvre pour celles-ci.
## Formation
Conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté INB [2], « **Les activités importantes pour la protection, leurs**
contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. A cet effet, l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer, et s'assure que les intervenants extérieurs prennent des dispositions analogues pour leurs personnels accomplissant des opérations susmentionnées.
Deux actions d'information sur la sûreté nucléaire et la prévention des irrégularités ont été déployées sur l'année 2021 et il a été indiqué qu'une formation d'une journée était prévue avant la fin d'année.
Seule une personne intervenant dans les activités n'avait pas émargé lors des sessions de formation.
## Demande B3
Je vous demande de me confirmer que l'ensemble du personnel concerné de l'atelier, du magasin et des contrôleurs techniques suivront ou ont suivi la formation prévue en fin d'année.
## C. Observations C.1 - Conservation Et Contrôles Des Revêtements En Caoutchouc
Alors que la fiche produit du caoutchouc indique une durée de conservation de 6 mois à 20°C, la directive d'application retient 12 mois. Néanmoins, l'organisation du site qui veut que les rouleaux de caoutchouc soient commandés juste avant la réalisation des travaux constitue une parade au respect des dispositions de conservation. De même, la température du magasin ne fait pas l'objet d'un suivi mais il a été indiqué que le local était tempéré et ne dépassait pas 20°C.
Les inspecteurs ont noté qu'une procédure de contrôle de conformité des produits à la livraison était en cours de rédaction. Ils ont par ailleurs noté la démarche en cours de faire apparaître sur l'étiquette produit du revêtement en caoutchouc la date de fabrication et la date de péremption, afin que celleci puisse être contrôlée comme prévue par les intervenants dans le dossier de réalisation des travaux.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. **596-5** du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le directeur de la direction des centrales nucléaires, |
INSSN-CAE-2021-0179 | Référence courrier : CODEP-ASN-2021-053581 **Caen, le 15 novembre 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Paluel Inspection n° INSSN-CAE-2021-0179 du 12 octobre 2021 Thème : Mise en œuvre du suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion dans les programmes de maintenance CPP/CSP
Références : **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 12 octobre 2021 à la centrale nucléaire de Paluel sur le thème «Mise en œuvre du suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion des tuyauteries et prévu par les programmes de maintenance CPP/CSP».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait principalement le suivi des spécifications chimiques pour limiter la corrosion des tuyauteries et prévu par les programmes de maintenance du circuit primaire principal
(CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP). Les inspecteurs ont tout d'abord abordé le suivi de certains paramètres chimiques, relevant des spécifications techniques d'exploitation (STE), qui ont fait l'objet de dépassements constatés sur l'application MERLIN. Les paramètres concernaient principalement les systèmes RCP1, APG2 **et CEX**3.
Hormis pour certains paramètres, pour lesquels les dépassements sont prolongés dans le temps et/ou récurrents pour des raisons organisationnelles ou de conduite, les inspecteurs ont globalement constaté une bonne réactivité du service chimie pour revenir dans les plages de valeurs attendues.
Par ailleurs, les inspecteurs se sont intéressés aux conditions de conservation à l'arrêt des générateurs de vapeur lors de l'Arrêt pour Simple Rechargement (ASR) du réacteur 2 de 2020. Ils ont constaté que les conditions de conservation n'étaient pas respectées, que ce soit pour la conservation sèche (taux d'hygrométrie et fréquence de mesures associée), ou pour la conservation humide (pH inférieur au requis). Les inspecteurs ont cependant noté une volonté de bien faire et la prise d'engagements à ce sujet par l'exploitant.
Enfin, les contrôles ont porté sur les conditions d'exploitation des déminéraliseurs. Les inspecteurs ont constaté que le contrôle de certains paramètres chimiques n'a pas été réalisé avant la mise en place du déminéraliseur 2RCV062DE sur le circuit RCV le 27 avril 2020. Selon la consigne relative à l'exploitation des déminéraliseurs, le déminéraliseur 2RCV062DE n'aurait ainsi pas dû être installé. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre concernant le suivi des paramètres chimiques, l'analyse et la conduite à tenir en cas dépassement de seuil, apparaît globalement bonne. Les inspecteurs notent notamment la difficulté de maîtriser certains paramètres lors de phases particulières d'exploitation. Néanmoins, l'organisation relative à l'exploitation des déminéraliseurs et à la conservation à l'arrêt des générateurs de vapeurs est perfectible. Des améliorations notables sont attendues sur ces deux sujets.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Conservation Des Matériels À L'Arrêt**
Le document standard des spécifications chimiques EDF de conservation des matériels à l'arrêt pour les centrales REP, référencé EDECME110669 indice B, précise les conditions de conservation des systèmes élémentaires en fonction des modes de conservation humide ou sèche des équipements. Les inspecteurs ont examiné les éléments disponibles relatifs à la conservation à l'arrêt des générateurs de vapeur lors de l'ASR du réacteur 2 de 2020. Conservation sèche des GV
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les exigences en termes de maîtrise de l'humidité relative, dans le cadre de la conservation sèche à l'arrêt des GV générateurs à l'arrêt du réacteur 2, n'ont pas été respectées. Ce non-respect porte à la fois sur la périodicité des relevés du taux d'hygrométrie et à la fois sur les valeurs de ce taux. Des actions ont été mises en œuvre afin de parvenir à respect des valeurs limites au travers de l'instruction spécifique identifiée « aléa lors de R2319 », cependant celles-ci ont été engagées plusieurs mois après le début de la conservation sèche. Par ailleurs, elles n'ont pas été suffisantes pour assurer le respect des valeurs limites sur l'ensemble de la période de conservation à l'arrêt. Demande A1.1 : Je vous demande de prendre des dispositions permettant d'assurer la fréquence de relevé du taux d'hygrométrie exigée ainsi que le respect des valeurs limites prévues par vos spécifications chimiques durant les phases de conservation sèche des équipements.
Demande A1.2 : Je vous demande de mettre en place une organisation robuste dans le cadre des prochains arrêts de réacteurs afin de garantir une conservation sèche conforme aux exigences requises dans vos spécifications chimiques, tenant compte du REX de l'ASR du réacteur 2 de 2020. Conservation humide Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les exigences en matière de pH dans le cadre de la conservation humide lors de l'ASR du réacteur 2 en 2020, n'ont pas été respectées. Ils ont, en particulier, noté des valeurs de pH inférieures au requis à plusieurs reprises sur les 4 générateurs de vapeur du réacteur 2. Ces valeurs non conformes n'ont pas fait l'objet de justifications.
Demande A1.3 : Je vous demande de prendre les dispositions permettant d'assurer le respect des valeurs limites prévues par vos spécifications chimiques durant les phases de conservation humide des équipements. Vous préciserez les actions engagées pour le non-respect des valeurs limites de pH décrit précédemment.
## A.2 **Gestion Des Déminéraliseurs Rcv**
Les postes RCV061 et 062DE sont des déminéraliseurs à lits mélangés lithiés dont le rôle est de purifier l'eau primaire par rétention des impuretés dissoutes susceptibles de favoriser la corrosion du circuit, des produits de fission et des produits de corrosion activés ou susceptibles de s'activer sous l'effet du flux neutronique. L'exploitation des déminéraliseurs est encadrée par le document référencé EDECME120671 indice B et par une consigne laboratoire référencée D5310COLB054 indice 3 qui précise les modalités de mise en service des déminéraliseurs et les contrôles à réaliser. En particulier, la fiche E8 de ce document précise les paramètres à contrôler pour les résines échangeuses d'ions de type lits mélangés lithiés utilisées sur les déminéraliseurs RCV.
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont vérifié les conditions de mise en œuvre du déminéraliseur neuf 2RCV062DE remplacé le 27 avril 2020. Pour ce qui concerne les opérations relatives à la première saturation en bore, les inspecteurs ont constaté que seule la différence de concentration en bore amont/aval du déminéraliseur était renseignée dans l'outil de suivi « MERLIN » (inférieure à 3% comme préconisé). L'exploitant n'était pas en mesure de justifier du respect de l'ensemble des paramètres physico-chimiques des résines avant leur installation, notamment les teneurs en chlorures, fluorures, lithium, sodium et silice.
Par ailleurs, la qualité de l'eau utilisée pour le rinçage des résines, le débit de rinçage et les conditions à satisfaire pour l'opération de rinçage n'ont pu être vérifiés car les informations n'étaient pas disponibles.
Les inspecteurs ont constaté que les opérations de remplacement des résines des déminéraliseurs font intervenir plusieurs métiers (chimie, conduite, STNL) qui réalisent chacun en ce qui le concerne les interventions prévues dans les documents d'exploitation. Toutefois, personne ne s'assure que l'ensemble des opérations demandées par les consignes est bien réalisé. Cette absence de coordination ne permet pas de s'assurer de la bonne réalisation des opérations et des contrôles prévus et peut engendrer des remplacements tardifs d'équipements. Ces retards peuvent conduire à des indisponibilités temporaires de traitement (dépassement sodium sur APG tranches 3 et 4 suite à saturation ou report du remplacement des résines).
Les inspecteurs ont noté qu'une priorisation du remplacement des résines a été décidé par le directeur en charge du « Macro processus 2 ».
Demande A2.1 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour garantir la bonne réalisation de l'ensemble des contrôles portant sur les résines avant leur installation sur le circuit, afin de garantir le respect des valeurs limites des différents paramètres conformément aux spécifications physico-chimiques rappelées dans la fiche E8 susvisée.
Demande A2.2 : Je vous demande de tenir à disposition des inspecteurs les justificatifs ayant trait aux opérations de rinçage des résines (cf. fiche E8).
## A.3 **Prélèvements D'Échantillon Pour Analyse**
Les inspecteurs ont assisté à la réalisation de prélèvements de fluide primaire via une boite à gant sur le circuit d'échantillonnage nucléaire (REN) dans le laboratoire chaud. L'intervenant a indiqué aux inspecteurs la procédure à suivre (D5310GALB184 annexe 28) puis a réalisé le prélèvement après avoir effectué les contrôles imposés (ventilation boite à gant opérationnelle, température/pression/débit conformes aux attendus,…).
Une fois le prélèvement réalisé, l'intervenant a déplacé le flacon contenant le prélèvement dans la pièce attenante pour y réaliser une mesure d'activité avant envoi au laboratoire d'analyse.
L'activité du prélèvement (0,030 mSv/h pour un bruit de fond à 0,001 mSv/h) a été comparée à un seuil maximal fixé à 0,2 mSv/h. Ce seuil permet d'éviter le déclenchement des chaînes du système de mesure d'activité (KRT) par lesquelles le prélèvement devra transiter ultérieurement pour sortir de zone contrôlée. L'exploitant a indiqué qu'en cas de dépassement du seuil (faible volume très radioactif ou gros volume de prélèvement), il procède à un fractionnement de l'échantillon en plusieurs flacons afin de répartir l'activité radiologique.
Les inspecteurs ont pu constater que les diverses manipulations du flacon contenant le prélèvement potentiellement radioactif était réalisée à la main (avec gants coton et vinyle) et dans un premier temps sans en connaître le niveau d'activité.
De plus, l'éventuelle action de fractionnement est également réalisée à la main et représente une source potentielle de déversement dans le laboratoire. Pour ces opérations, le dosimètre de l'intervenant est placé au niveau de la poitrine ce qui ne permet pas une mesure représentative de la dose reçue au niveau des mains et des doigts.
Demande A3.1 : Je vous demande de réaliser une analyse de poste appropriée concernant les opérations de prélèvements, en prenant en compte les configurations d'exposition les plus élevées. Vous veillerez à définir dans ce cadre à définir les équipements de protection adaptés (gants, pinces, …) et un éventuel suivi dosimétrique des extrémités.
## A.4 **Contrôle Radioprotection En Sortie Du Vestiaire Des Femmes**
Lors de la sortie de zone contrôlée du réacteur n° 2, pour accéder au vestiaire des femmes, les inspecteurs ont observé que le contrôleur petit objet était hors service.
Par ailleurs, sur les 2 contrôleurs C1 présent, un était hors service et le deuxième présentait un fonctionnement aléatoire. De plus, les portes de ce dernier étaient ouvertes, permettant ainsi d'aller au vestiaire femme sans se contrôler.
Demande A4 : Je vous demande de remettre en service ces équipements dans les meilleurs délais.
## B **Demandes D'Informations Complementaires** B.1 **Spécifications Chimiques**
Le document standard des spécifications chimiques référencé D5310ISAS013 indice 7 définit les principes sur lesquels se base l'exploitant pour limiter la corrosion des matériaux constitutifs des circuits de la centrale, afin de maintenir l'installation dans un état sûr et performant. Le suivi des paramètres STE est réalisé via l'application MERLIN. Lorsque des dépassements sont constatés, des extractions sont réalisées et commentées par les agents qualifiés Haute Maîtrise Intervention (HMI), en leur qualité d'appui technique aux techniciens. Les recommandations des HMI sont ensuite soumises à l'approbation du chargé d'affaires et de projets avant leur mise en œuvre.
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le respect des exigences associées à certains paramètres STE
(valeurs limites et conduites à tenir en cas de dépassement) concernant aussi bien le CPP que le CSP.
Sur les réacteurs 2 et 3, des sorties basses et hautes du diagramme de coordination bore/lithium
(système RCP) ont été observés (le 2 août 2021 pour le réacteur 2 et les 16 et 18 août pour le réacteur 3). Toutefois, les inspecteurs ont pu constater un retour rapide dans la plage de valeurs attendues. Le réacteur 4 est le réacteur qui présente le plus de dépassements en lithium ; ceci s'explique par les multitudes de mouvements de charge de la tranche durant lesquels les dilutions réalisées rendent difficile la gestion des paramètres chimiques.
Sur le réacteur 2, des dépassements de la valeur limite en oxygène réacteur en production (RP) sur le système CEX ont été observés les 14 et 21 janvier 2021 ainsi que du 9 au 15 février 2021. Le document standard des spécifications chimiques impose, dans sa conduite à tenir en cas de dépassement, un retour à une teneur inférieure à la valeur limite dans les plus brefs délais. Pour ce qui concerne les dépassements de janvier 2021, des recherches d'entrées d'air au condenseur ont été réalisées par la conduite et il a été constaté un retour à une valeur normale sous 7 jours. Pour les dépassements constatés, des évènements intéressants pour la sûreté (EIS) ont été posés et des fiches «SAPHIR » ont été créées. Cependant, les analyses des évènements précités n'ont pu être consultées le jour de l'inspection. Plusieurs dépassements de la teneur en oxygène sur CEX ont également été constatés sur la tranche 4 en février, mars et juillet 2021.
Il a par ailleurs été constaté plusieurs excursions en zone 3 du diagramme APG en raison de dépassements de la teneur limite en sodium concernant principalement les tranches 3 et 4. Ces dépassements s'expliquent en particulier par un report du remplacement des résines des déminéraliseurs. Demande B1.1 : Je vous demande de me transmettre les analyses des événements intéressants pour la sureté relatifs aux dépassements :
- **de la valeur limite en oxygène sur CEX concernant les 4 tranches pour l'année 2021 ;** - **de la teneur limite en sodium sur APG concernant les tranches 3 et 4 pour l'année 2021.**
Demande B1.2 : Je vous demande également de m'adresser les plans d'actions associés aux dépassements précités, compte tenu de leur récurrence. Les actions visant à supprimer la problématique de prolongation de remplacement des résines devront être précisées.
## B.2 **Visite Salle De Commande Tranche 2**
Les inspecteurs ont interrogé le pilote de tranche sur le suivi des paramètres chimiques et radiochimiques en salle de commande. Certains paramètres chimiques sont directement suivis en salle de commande (Hydrogène/ballon RCV, Oxygène/REA,..). Le suivi des autres paramètres chimiques repose sur la bonne communication entre la conduite et la chimie, cette dernière étant en charge de l'analyse et l'interprétation des résultats. Selon les informations recueillies par les inspecteurs, cette communication semble bien fonctionner.
En revanche, les inspecteurs ont constaté que le service de conduite ne suit pas les paramètres radiochimiques STE, cette activité étant réalisée par le service Chimie.
L'absence de note d'organisation du service chimie ne facilite pas la compréhension des relations avec le service conduite. A fortiori, le service chimie doit être en étroite collaboration avec la conduite, notamment pour ce qui concerne la mise en œuvre des conduites à tenir en cas de dépassements de valeurs limites ou d'atteinte de seuil de surveillance accrue (paramètres chimiques ou radiochimiques).
Demande B2 : Je vous demande de me transmettre un document explicitant les relations entre le service chimie et la conduite pour ce qui concerne le suivi des paramètres chimiques et radiochimiques relevant des spécifications techniques d'exploitation. Ce document devra comporter des informations sur la mise en œuvre des conduites à tenir en cas d'atteinte de seuils de surveillance accrue ou en cas de dépassement de valeurs limites. C. OBSERVATIONS Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-CAE-2021-0233 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-057766 **À Caen, le 13 décembre 2021**
Monsieur le Directeur de la Direction de Projet Flamanville 3 Route de la Mine BP 28 50340 FLAMANVILLE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - INB no **167 - Flamanville 3**
Thème : **Revue de qualité des matériels EPR**
Programme de contrôles complémentaires hors équipements sous pression Code : Inspection no **INSSN-CAE-2021-0233 du 18 octobre 2021**
Références :
[1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] - Courrier ASN CODEP-CAE-2018-018979 du 18 avril 2018
[3] - Courrier ASN CODEP-DEP-2018-048051 du 2 octobre 2018 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 18 octobre 2021 sur le chantier de construction du réacteur no **3 de Flamanville sur le thème du programme de contrôles**
complémentaires hors équipements sous pression dans le cadre de la revue de qualité des matériels EPR de Flamanville 3.
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la revue de qualité des matériels EPR de Flamanville 3 en réponse aux demandes de l'ASN formulées par courriers en références [2] et [3]. Dans le cadre de l'instruction de cette revue par l'ASN, EDF a notamment décidé de réaliser des contrôles complémentaires à ceux initialement réalisés sur les principaux équipements importants pour la sûreté hors équipements sous pression (ESP) faisant l'objet d'un programme de recontrôle dédié. Les inspecteurs ont examiné l'organisation définie et mise en œuvre pour ces recontrôles. La matinée a été consacrée à un examen par sondage en salle des modalités des divers contrôles complémentaires menés ou en cours, et de la suffisance des modes de preuve associés pour statuer sur la conformité de ces contrôles. Les inspecteurs se sont ensuite rendus sur les installations pour examiner l'état de certains matériels ou composants objets des recontrôles, et évaluer les opportunités de compléter certains examens documentaires par des contrôles in situ.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre par le site pour la réalisation de contrôles complémentaires apparaît satisfaisante. Néanmoins, le programme se limitant à des contrôles des fabrications initiales en usine, EDF devra analyser les activités ultérieures à ces fabrications pour définir d'éventuels contrôles complémentaires à mener. Par ailleurs, EDF devra s'assurer de la bonne formalisation des résultats de ces contrôles ainsi que de la compétence des agents statuant sur ces résultats, et mettre en œuvre autant que possible des contrôles complémentaires *in situ* **aux contrôles uniquement documentaires.**
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Suffisance Du Programme De Contrôles Complémentaires Hors Esp
Les inspecteurs ont examiné les programmes de recontrôle transmis par EDF. Il apparaît que l'analyse menée pour définir la nécessité de mise en œuvre de contrôles complémentaires a été réalisée uniquement sur les fabrications initiales en usine des matériels sans prendre en compte les activités ultérieures à l'expédition sur site (transport, montage, conservation, modifications, traitement d'écarts, retour en usine…). Or, pour plusieurs des principaux équipements de sûreté objets de la revue, il existe un historique important d'activités ultérieures à la fabrication initiale sur des équipements tels que les groupes motopompes primaires (GMPP) ou les pompes du système d'injection de sécurité (RIS). Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier cette restriction d'analyse. Demande A.1 - Je vous demande de prendre en compte, dans votre analyse d'identification des contrôles complémentaires à réaliser, les activités ultérieures aux fabrications initiales en usine. Vous veillerez à bien identifier, pour chaque matériel ou famille de matériels, ces activités et la chronologie associée, et vous veillerez à justifier la suffisance de la surveillance mise en œuvre par EDF sur ces activités et sur les écarts associés voire à valoriser des contrôles menés récemment sur ces matériels.
## Organisation Pour La Réalisation Des Contrôles Complémentaires
Les inspecteurs ont examiné l'organisation définie pour mettre en œuvre les contrôles complémentaires. Une part significative de ce travail consiste à retrouver les modes de preuve dans de volumineux rapports de fin de fabrication. En ce sens, vous avez missionné des intervenants extérieurs pour retrouver les modes de preuve et faire une analyse de premier niveau de l'adéquation des paramètres mesurés et documentés avec les exigences reportées dans les procès-verbaux et les exigences issues des règles de conception et construction des matériels mécaniques (RCC-M). Ce travail est réalisé à l'aide d'un fichier de travail qui est mis à jour au fur et à mesure de l'avancement des contrôles.
Les inspecteurs ont relevé qu'il n'y avait pas de requis particulier de compétences pour les intervenants extérieurs missionnés (par exemple en soudage, en forgeage, en contrôles destructifs ou non destructifs, …) en lien avec les contrôles effectués. Cependant, vos représentants ont indiqué que des échanges nombreux étaient mis en œuvre entre ces intervenants et des agents compétents et qualifiés d'EDF pour statuer sur le caractère satisfaisant du contrôle.
Par ailleurs, lors de l'examen du fichier de travail, les inspecteurs se sont interrogés sur la corrélation des contrôles documentaires menés avec les matériels effectivement installés sur site, au vu notamment de l'historique important d'activités réalisées ultérieurement à la fabrication initiale mentionné dans la demande A.1.
Demande A.2 - Je vous demande de veiller à la compétence des agents statuant *in fine* sur la conclusion du contrôle complémentaire mené et à le documenter de manière adéquate dans le bilan final de la revue qui sera adressé à l'ASN. Par ailleurs, je vous demande de veiller à la bonne corrélation des contrôles documentaires réalisés avec les pièces effectivement installées à l'heure actuelle sur Flamanville 3.
## Contrôles In Situ Complémentaires Lors D'Activités Ultérieures
Les inspecteurs ont relevé qu'un nombre important de contrôles complémentaires consistait en des contrôles documentaires dans les rapports de fin de fabrication sur des activités de fabrication réalisées il y a plusieurs années. Ils ont attiré l'attention de vos représentants sur la nécessité de compléter ces contrôles documentaires, autant que possible, par des contrôles in situ, dont a minima de l'état général des matériels et des composants concernés en lien avec la motivation du contrôle complémentaire. En ce sens, vos représentants travaillent actuellement à la valorisation de contrôles déjà menés sur certains de ces matériels récemment. Néanmoins, aucun travail spécifique ne semble avoir été mené sur le recensement des prochaines opportunités de réalisation de contrôles in situ afin de définir des gestes de contrôles adéquats à mener pour apporter des garanties complémentaires sur la qualité de ces matériels.
Demande A.3 - Pour les contrôles complémentaires réalisés dans le cadre de la revue et se basant uniquement sur la documentation de fin de fabrication, je vous demande de recenser les opérations à venir sur les matériels concernés, vous permettant de réaliser des contrôles complémentaires in situ, et de définir des gestes de contrôles adéquats à mener pour apporter des garanties complémentaires sur la qualité de ces matériels.
## Méthodes Et Modalités De Mise En Œuvre Des Contrôles Destructifs Et Non Destructifs
Il apparaît que certains contrôles complémentaires documentaires ont été mis en œuvre du fait de l'absence de surveillance, ou d'une surveillance partielle des activités en usine. Les inspecteurs ont relevé qu'un nombre significatif de contrôles complémentaires portait sur les procès-verbaux de contrôles destructifs en comparant les propriétés mécaniques mesurées des matériaux aux valeurs requises, ou sur les procès-verbaux de contrôles non destructifs en vérifiant l'absence d'indications inacceptables. Cependant, il apparaît qu'aucun contrôle systématique, sauf cas particulier, n'est mis en œuvre ni formalisé sur les méthodes de contrôle et les modalités de réalisation de ces essais. Demande A.4 - Je vous demande de veiller à mettre en œuvre et à formaliser autant que possible un contrôle documentaire de l'adéquation des méthodes de contrôles destructifs et non-destructifs et de leurs modalités de réalisation, sur la base des informations documentées dans les rapports de fin de fabrication, afin d'apporter des garanties complémentaires sur les méthodes et la mise en œuvre de ces contrôles.
B. **DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES**
Sans objet.
## C. **Observations**
Amendement du programme de contrôles complémentaire ultérieur à l'inspection Les inspecteurs ont examiné la pertinence du sondage réalisé lors des contrôles complémentaires.
Lors d'une audioconférence du 1er **juillet 2021 entre nos services, il avait été convenu que les contrôles**
complémentaires documentaires seraient menés sur les cinq GMPP fabriqués (4 installés sur site et un GMPP de rechange en usine) excepté si l'origine du recontrôle est liée à un GMPP particulier ou concernent de nombreux composants tels que la boulonnerie. Cette extension n'était pas prise en compte dans votre programme lors de l'inspection du 18 octobre 2021 mais vos représentants ont confirmé pendant l'inspection puis par courriel que cette extension serait bien menée.
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont relevé que certaines relectures de films radiographiques par sondage n'étaient pas accompagnées d'un examen documentaire des procès-verbaux de contrôle radiographique des équipements similaires, comme par exemple les cinq GMPP. Pour autant, cette démarche d'examen documentaire sur tous les équipements complété d'une relecture par sondage semble être adaptée à la revue de qualité, et est souvent valorisée dans le programme associé. Vos représentants ont confirmé pendant l'inspection puis par courriel que les programmes de contrôles complémentaires seraient mis à jour pour intégrer cette démarche.
Les inspecteurs ont relevé qu'un nombre important de contrôles complémentaires consistait en des contrôles documentaires dans les rapports de fin de fabrication sur des activités de fabrication réalisées il y a plusieurs années. Ainsi, les inspecteurs ont rappelé à vos représentants que les modes de preuves documentaires devaient permettre d'attester sans ambiguïté de la conformité des matériels aux exigences requises et qu'en cas de doute un contrôle in situ complémentaire devait être mené pour apporter des garanties suffisantes sur la qualité de ces matériels. En ce sens, il conviendra le cas échéant d'amender votre programme de contrôles complémentaires.
Ces différents points devront apparaître dans le bilan de la revue de qualité qui sera transmis à l'ASN à l'issue des contrôles complémentaires menés et du traitement des écarts éventuellement associés.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations précitées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, M. le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division signé Jean-François BARBOT |
INSSN-LYO-2021-0526 | Lyon, le 2 décembre 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-054181 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Bugey (INB no 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0526 du 21 octobre 2021 Thème : « Complétude des éléments justifiant l'aptitude à la réalisation de l'épreuve hydraulique du circuit primaire principal »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 21 octobre 2021 sur la centrale nucléaire de Bugey sur le thème de la complétude des éléments justifiant l'aptitude à la réalisation de l'épreuve hydraulique du circuit primaire principal (CPP). Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 21 octobre 2021 avait pour objectif d'examiner la complétude des éléments justifiant l'aptitude à la réalisation de l'épreuve hydraulique réglementaire du circuit primaire principal (CPP)
du réacteur 5 du CNPE du Bugey.
L'inspection s'est essentiellement centrée sur l'examen des contrôles réalisés avant épreuve hydraulique au titre de la visite complète, sur la vérification de la complétude des informations transmises à l'ASN et sur la vérification que ces dernières reflètent la réalité des éléments établis sur site. Plus précisément, concernant la complétude du bilan de visite complète, les inspecteurs ont constaté qu'il n'était pas conforme (notes incomplètes et comportant des incohérences). Les informations transmises n'étaient pas complètes (plans d'actions (PA), résultats de contrôles et synthèses d'interventions notables étaient manquants).
En outre, les informations transmises à l'ASN ne reflétaient pas toujours la réalité des éléments établis sur site (contrôles précisés « réalisés et conformes » dans les notes transmises alors que les ordres de travail (OT) correspondants consultés n'étaient pas renseignés et n'apportaient donc pas la preuve de la réalisation de ces contrôles). Dans l'attente d'un bilan de visite complète satisfaisant et complet, la réalisation de l'épreuve hydraulique a donc été reportée pour être finalement réalisée, le 28 octobre 2021, après la finalisation et la transmission des éléments manquants. Je considère donc que la préparation de cette épreuve hydraulique du CPP n'**était pas**
satisfaisante et que le CNPE devait revoir son organisation et les moyens alloués pour établir les éléments à transmettre à l'ASN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Bilan De Visite Complète Avant Épreuve
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont examiné la note de bilan des écarts (D5110RAS5D32EHCPP003 indice 05) et le bilan de visite complète (D5110RAS5D32EHCPP006 indice 05).
L'examen de la note de bilan des écarts a conduit aux constatations suivantes :
- un grand nombre de PA n'avait pas encore été transmis à l'ASN dont certains avec analyse mécanique (contrôles des soudures sur la vanne RCP221VP, ressuage de la soudure attente de plaque/plaque de partition des générateurs de vapeur (GV), etc…) ;
- certains PA étaient encore en cours de mise à jour (PA 135553 pour l'armoire SEBIM
RCP050AR) ;
- le bilan n'était pas complet en particulier pour un grand nombre de PA (environ 25), les procédés utilisés, les constatations faites (défauts relevés) et les traitements réalisés n'étaient pas renseignés ;
- des incohérences ont été notées dans le renseignement des défauts relevés.
L'examen du bilan de visite complète a conduit aux constatations suivantes :
- les contrôles du faisceau tubulaire des générateurs de vapeur n'étaient pas mentionnés dans le bilan. La synthèse de ces contrôles établie par EDF/DI n'avait pas été transmise à l'ASN
malgré la demande faite une semaine avant le jour de l'inspection ;
- les contrôles de la soudure attente de plaque/plaque de partition des générateurs de vapeur effectués au titre de la stratégie des zones en inconel n'était pas précisés dans le bilan ;
- des contrôles faisaient référence à des PA sans rapport avec le contrôle réalisé (PA sur la présence de corps migrants sur la plaque tubulaire des GV reliés au contrôle présence bouchon après épreuve hydraulique primaire, PA relatif aux examens télévisuels des pénétrations de fond de cuve (PFC) relié au contrôle des soudures des tubes du système d'instrumentation du cœur (RIC) sur les sorties PFC, etc.) ;
- un certain nombre de PA n'étaient pas mentionnés dans le bilan (PA lié à la requalification à 30 mois des bouchons) ;
- l'absence de certains contrôles sur des organes de robinetterie (RCP130-230-330VP,
RCP022VP, RCP337VP) ;
- l'absence des contrôles sur les robinets des petites lignes (RCP 022, 034, 152, 213, 802, 804, 806, 831, 257VP).
Concernant la visite complète, les inspecteurs ont constaté également que des synthèses d'interventions notables n'avaient pas été transmises.
Lors de l'inspection, il a également été précisé aux inspecteurs que des résultats de contrôles liés à la robinetterie étaient encore en cours d'analyse. Les inspecteurs ont souhaité vérifier par sondage que le bilan de visite complète, référencé D5110RAS5D32EHCPP006 indice 05, reflétait bien la réalité des résultats des contrôles réalisés.
Pour les ordres de travaux (OT) : OT 03741284-04, OT 03741285-04, OT 03741286-04 (contrôle par ultrasons des soudures des piquages de drains sur plaque tubulaire des GV) et OT 03741284-07, OT
03741285-07, OT 03741286-07 (contrôle par ultrasons des zones des points triples des GV), les inspecteurs ont constaté que les compte-rendu des contrôles n'étaient pas renseignés dans les OT alors qu'ils étaient notés « réalisés » et « conformes » dans le bilan.
Le même constat a été établi pour le contrôle du supportage des tubes de guidage du système RIC
(OT 03741010-01), le ressuage des soudures des supports des butées antisismiques (OT 03741078-04) et la radiographie des soudures d'implantation sur le fond de la tubulure d'expansion (OT 0374302202).
Ces nombreuses constatations ont conduit les inspecteurs à faire les demandes suivantes en fin d'inspection :
- la mise à jour de la note bilan des écarts ;
- la mise à jour du bilan de visite complète ; - la transmission des PA manquants ;
- la transmission de la synthèse des contrôles du faisceau tubulaire des GV ;
- la transmission des dernières synthèses d'interventions notables ;
- la transmission des contrôles requis pour la robinetterie ;
- la transmission des synthèses de contrôles pour lesquels les OT n'étaient pas renseignés afin de vérifier que les contrôles ont effectivement été réalisés.
Les inspecteurs ont enfin précisé que l'épreuve hydraulique du CPP ne pourrait se tenir qu'après transmission et examen de l'ensemble de ces éléments.
La transmission des notes susmentionnées, largement incomplètes et comportant des incohérences, 3 jours ouvrés seulement avant la date prévue pour réaliser l'épreuve hydraulique du CPP, montre une préparation insuffisante de cette requalification du circuit primaire.
Les constatations relevées montrent que les éléments sont transmis à l'ASN sans vérification ni contrôle suffisants par l'exploitant.
En outre, l'inspection a mis en évidence que l'élaboration des éléments à transmettre à l'ASN semble reposer sur une seule personne. En effet, les inspecteurs ont noté que cette personne est en même temps rédacteur et approbateur de la note bilan des écarts. Cette personne est également rédacteur du bilan de visite complète. Lors de l'inspection, cette même personne prenait également en charge toutes les demandes des inspecteurs.
Les inspecteurs considèrent que l'organisation retenue par le CNPE pour établir les éléments à transmettre à l'ASN requis pour la requalification du CPP n'est pas adaptée et ne peut permettre d'atteindre le niveau de qualité adéquat à une réalisation de l'épreuve du CPP dans des conditions correctes.
Demande A1 : je vous demande de revoir votre organisation et d'allouer les moyens nécessaires pour établir les éléments à transmettre à l'ASN avant épreuve hydraulique du CPP et conformément à l'Art 15.II de l'arrêté du 10 novembre 1999.
Demande A2 **: je vous demande d'établir le retour d'expérience de la requalification du CPP du**
réacteur n°5 et de me présenter, ainsi qu'à la **direction des équipements sous pression (DEP) de** l'ASN**, en amont de la prochaine requalification du CPP du réacteur n°3, les évolutions de**
l**'organisation retenue.**
## Contrôles Liés Au Pbmp
La note technique - « programme de base de maintenance préventive circuit primaire principal robinetterie du palier CP0 - PB900AM05006 » indice 02 précise au paragraphe 3.5 que la visite complète (VC) « *d'un appareil CPP, incluant la robinetterie, est en principe réalisée lors de l'arrêt du réacteur* pour épreuve hydraulique, et avant celle-ci. Toutefois, une partie des opérations qu'elle comporte peut être effectuée lors de visites antérieures si elle ne précède pas l'épreuve de plus de 2 ans.
La VC fait partie de la requalification périodique réglementaire du CPP définie dans l'article 15 de l'Arrêté Exploitation du 10/11/99. *Cette requalification à périodicité décennale comprend* :
- la révision d'un échantillon de robinets, telle que définie au paragraphe 5.2 de ce présent PBMP, la révision des robinets dont l'échéance tombe naturellement sur la VC, et l'anticipation de certaines visites afin d'optimiser localement la maintenance,
- le *contrôle visuel externe, appareil décalorifugé, de l'ensemble des robinets,*
- *l'épreuve hydraulique,*
- *un examen des dispositifs de sécurité, conformément au PBMP spécifique à ces matériels.*
La VC fait l'objet d'un compte-rendu détaillé qui est présenté à la *division locale de l'ASN avant l'épreuve.*
Il mentionne les procédés d'examen utilisés, les constatations faites et en particulier les défauts relevés et les mes mesures prises suite à celles-ci ». Et au paragraphe 3.2, il est indiqué que le contrôle visuel : « *réalisé par un ou des intervenant(s) ayant* des compétences techniques dans le domaine Robinetterie, a pour but de vérifier le bon état de l'installation :
supportage, propreté, absence de fuites externes au niveau des presse-garnitures (par contrôle *de la* température sur les matériels équipés d'un tube de reprise de fuite) et de la liaison corps / chapeau. »
Cette note liste les organes et les contrôles exigés lors des visites complètes. Vos représentants n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs, en amont de l'épreuve hydraulique du CPP, les éléments attestant de la réalisation des contrôles de supportages et d'absence de fuites externes au niveau des presse-garnitures (par contrôle de la température sur les matériels équipés d'un tube de reprise de fuite) devant être réalisés pour la requalification périodique réglementaire du CPP.
Demande A3 **: Je vous demande, préalablement à la divergence du réacteur 5** :
- **d'apporter les modes de preuve de la réalisation de ces contrôles** ;
- le cas échéant, **en cas d'absence de réalisation, de les réaliser** ; - de justifier de la conformité des résultats obtenus.
Demande A4 : Je vous demande de tirer les enseignements de la situation constatée et des demandes liées au point précédent en vue de faire évoluer, si **nécessaire, l'organisation mise en**
place pour le suivi de la réalisation de ces contrôles.
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES
Sans objet.
## C. Observations
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## L'Adjoint À La Chef De La Division
Signé par
## Richard Escoffier
|
INSSN-CAE-2021-0122 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-045627 Caen, le 1er **octobre 2021**
Monsieur le Directeur de l'établissement ORANO Recyclage de La Hague BEAUMONT HAGUE
50444 LA HAGUE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
Etablissement Orano Recyclage de La Hague - INB n°117 Inspection n° INSSN-CAE-2021-0122 du 29/09/2021 Gestion des déchets de l'atelier NPH.
Référence :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 29 septembre 2021 sur le site Orano Recyclage de La Hague ayant pour thème la gestion des déchets de l'atelier NPH. Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée en objet concernait le thème de la gestion des déchets de l'atelier NPH1**. Les**
inspecteurs ont examiné les dispositions en matière d'organisation qui permettent à l'exploitant d'assurer la gestion des déchets dans son installation conformément à l'arrêté INB2 **et à la décision**
n o2015-DC-05083**. Ils ont contrôlé par sondage la mise en place du zonage déchets, des points de**
collecte, des zones d'entreposage, des zones de tri et de conditionnement. Ils ont également examiné la surveillance radiologique du zonage déchets ainsi que les contrôles d'absence de contamination effectués pour l'évacuation des déchets. Enfin, les inspecteurs ont fait le point sur les suites d'inspections et d'événements. Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs estiment que l'organisation mise en place par l'établissement Orano Recyclage de La Hague pour l'exploitation de l'atelier NPH en matière de gestion des déchets est globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant doit veiller à respecter les zones d'entreposage de déchets combustibles et à rendre cohérents la consigne de gestion des déchets et les points de collecte mis en place au niveau de l'atelier.
## A. Demandes D'Actions Correctives Entreposage De Déchets Combustibles
L'article 6.3 de l'arrêté INB précise que l'exploitant définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation. La consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH, précise la localisation et le contenu des zones d'entreposage de déchets dans les différentes installations. En particulier, la consigne visée ci-dessus définit la salle 707 comme salle d'entreposage de déchets combustibles et de déchets non combustibles. A cette fin, des zones dédiées aux déchets combustibles et non combustibles y sont référencées.
Les inspecteurs ont relevé en salle 707 que, dans une zone dédiée aux déchets non combustibles, étaient entreposés dans des caisses non ignifugées et sans protection particulière des déchets d'équipements électriques et électroniques (DEEE). Ce type de déchets est considéré comme combustible d'après la consigne 2004-14802 précitée et ne doit donc pas être entreposé dans une zone qui n'est pas dédiée à l'entreposage de déchets combustibles. A noter que la salle 707 peut entreposer des déchets combustibles mais dans des zones dédiées. Demande A1 : Je vous demande de vous mettre en conformité avec la consigne [2004-14802 v 10.0]
en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH en ce qui concerne l'entreposage des déchets combustibles de la salle 707.
## Salles De Collecte, De Conditionnement Et D'Entreposage
La consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH, précise la localisation et le contenu des points de collecte de déchets dans les différentes installations. Elle a été établie sur la base d'une analyse des besoins. Les points de collecte doivent donc contenir l'ensemble des réceptacles prévus dans la consigne. Parallèlement, les points de collecte doivent permettre d'assurer le conditionnement des déchets au plus proche du lieu de production des déchets. Il est donc important pour les producteurs de déchets que les réceptacles prévus pour chaque point de collecte dans la consigne [2004-14802] y soient disponibles et inversement que ceux présents y soient bien référencés. Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant avait initié une démarche d'évolution en adaptant les réceptacles présents dans certains points de collecte et en ajoutant de nouveaux points de collecte. En particulier, cette situation a été rencontrée dans les salles 838, 843 et 844. L'exploitant a indiqué que la consigne de gestion des déchets [2004-14802] était en cours de révision pour prendre en compte ces évolutions. Cependant, la consigne de gestion des déchets et les affichages présents le jour de l'inspection ne correspondant pas encore à cette adaptation, les producteurs de déchets ne disposent pas des informations à jour. Demande A2 : Je vous demande d'assurer la cohérence entre, d'une part l'organisation de la collecte des déchets décrite dans la consigne [2004-14802] précitée et les affichages présents in situ, et d'autre part les évolutions que vous avez mises en œuvre au niveau des installations.
Les inspecteurs ont relevé en salle 726 la présence d'un conteneur métallique destiné à l'apport de déchets en attente lié au chantier en cours. La consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH, permet la mise en place de points de collecte temporaires après vérification de plusieurs éléments liés à l'incendie, la charge au sol, les cheminements, la radioprotection, le zonage déchets. Cette vérification n'a pas pu être présentée le jour de l'inspection.
Demande A3 : Je vous demande de vous conformer à la consigne [2004-14802] relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH pour les points de collecte temporaires en vous assurant des vérifications préalables, ceci en particulier pour le point de collecte temporaire présent en salle 726.
Dans la consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH, il est prévu que la salle 707 soit :
- **un point de collecte en fûts 120L ATL pour certains types de déchets**
- **un entreposage ;**
- **un point de conditionnement.**
La procédure [2007-012081] applicable aux entreposages des déchets précise que les zones d'entreposage doivent disposer d'un marquage au sol délimitant la zone d'entreposage définie.
Les inspecteurs ont relevé la présence dans une des zones délimitées pour l'entreposage, de points de collecte et de conditionnement. Demande A4 : Je vous demande de séparer et de signaler clairement les zones dédiées à l'entreposage, à la collecte et au conditionnement des déchets en salle 707.
## Balisage Du Zonage Déchets
L'article 6.3 de l'arrêté INB précise que « *l'exploitant établit un plan de zonage déchets, délimitant les zones* à production possible de déchets nucléaires au sein de son installation. ». L'article 3.3.1 de la décision no**2015-**
DC-0508 prévoit que « la délimitation entre les zones à production possible de déchets nucléaires et les zones à déchets conventionnels sont matérialisées. Chacune de ces zones fait l'objet d'un affichage ».
Les inspecteurs ont noté l'existence du zonage déchets pour l'atelier NPH. La consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH prévoit qu'un balisage des salles soit mis en place sur les murs et les portes d'accès de ces salles. Les inspecteurs ont noté par sondage la présence de ce balisage. Cependant, ils ont relevé l'absence de ce balisage à l'intérieur de la salle 726 et la présence d'un balisage non conforme sur la porte du local 6104. Demande A5 : Je vous demande de prendre les dispositions afin que le balisage « zonage déchets »
des salles 726 et 6104 corresponde au zonage déchets de ces salles.
## Pastille Thermosensible Sur Les Fûts 120L Atl
La procédure [2009-13133] relative à la collecte et le conditionnement des frottis et déchets humides en fûts 120L ATL prévoit que les fûts ATL contenant des frottis humides ou des déchets humides soient entreposés de façon à pouvoir contrôler facilement l'état de la pastille thermosensible positionnée sur le couvercle du fût. Les inspecteurs ont relevé en salle d'entreposage 7205 la dégradation de la pastille thermosensible sur un fût ATL et l'absence de cette pastille sur un autre fût ATL. L'exploitant a procédé à la mise en place immédiate de pastilles thermosensibles sur les fûts concernés.
Demande A6 : Je vous demande de veiller à la bonne mise en place des pastilles thermosensibles sur les fûts ATL et de procéder lors des rondes à la vérification de la bonne mise en place et de l'état de ces pastilles.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Maîtrise Du Risque Incendie Dans Les Entreposages
La procédure [2007-012081] applicables aux entreposages des déchets précise que tout entreposage de déchets interne aux ateliers fait l'objet d'une analyse spécifique du risque incendie en vue d'en identifier les exigences de sûreté et d'exploitation. Cette consigne prévoit également pour les locaux d'entreposage de colis de déchets classés « combustibles » que ceux-ci soient équipés d'une détection incendie adaptée, qu'une vérification de l'état des trémies soit réalisée et que ces trémies soient au besoin refermées au moyen d'un calfeutrement adapté, puis que les accès soient équipés de portes coupe-feu. Les installations de l'INB 117 font l'objet de travaux en cours et programmés de mesures de maîtrise du risque incendie. Le caractère inopiné de l'inspection n'a pas permis de faire un point sur ces travaux et sur l'analyse spécifique du risque incendie. Cependant, les inspecteurs ont relevé que :
- **les salles d'entreposage de déchets combustibles 807B et 811 n'étaient pas équipées de détection**
automatique incendie mais qu'une ronde par poste était réalisée ;
- **la salle d'entreposage de déchets combustibles 707 n'était pas équipée de porte coupe-feu à tous**
ses accès ;
- **la salle d'entreposage de déchets combustibles 7205 disposait d'une paroi métallique en guise**
de séparation avec la cellule voisine. Cette séparation présentait une ouverture non calfeutrée pour le passage de tuyauterie.
Demande B1 : Je vous demande de vous prononcer de manière argumentée sur la bonne prise en compte dans les analyses spécifiques du risque incendie des salles d'entreposage de déchets combustibles 807B, 811, 707 et 7205 des points visés ci-dessus et de me confirmer qu'elles sont intégrées dans le programme de mesures de maîtrise du risque incendie prévu pour les installations de l'INB 117.
## Traçabilité Des Déchets
L'arrêté INB prévoit au premier alinéa de l'article 6.5 que « *l'exploitant assure la traçabilité de la gestion* des déchets produits dans son installation **».** Le guide pratique pour le producteur de déchets nucléaires technologiques Orano Etablissement de La Hague [2003-14025] prévoit que chaque déchet primaire doit être identifié dès sa production ou sa dépose dans un poste de collecte afin de pouvoir assurer sa traçabilité et ainsi permettre le suivi du déchet tout au long de la filière de traitement jusqu'à son élimination. Cette identification doit être assurée par un marquage sur le déchet ou le conditionnement du déchet. La consigne [2004-14802 v 10.0] en vigueur, relative à la gestion des déchets des installations DUOA/T0, DUOA/5AHD et DUAO/NPH le prévoit également et demande la réalisation d'un contrôle de non contamination de l'emballage du déchet ou directement sur le déchet s'il ne peut pas être emballé. Les inspecteurs ont relevé, pour les petits conteneurs d'une capacité inférieure ou égale à 55 litres en point de collecte, que l'identification des déchets pouvait être réalisée à la fin du remplissage du sac et non pas à chaque apport comme l'indique la consigne visée ci-dessus. Cette pratique est notamment justifiée par l'exploitant pour réduire les déchets en ne multipliant pas les emballages. Les inspecteurs s'interrogent quant à l'identification exhaustive et la traçabilité des déchets par cette pratique.
Demande B2 : Je vous demande de me justifier que la démarche d'identification des déchets en fin de remplissage du sac pour les petits conteneurs permet la bonne traçabilité des déchets. Le cas échéant, vous mettrez à jour les consignes et procédures afférant à la traçabilité des déchets afin de clarifier les pratiques.
## Surveillance Radiologique Du Zonage Déchets
La décision n o**2015-DC-0508 précise que «** *L'exploitant vérifie par des contrôles appropriés, notamment des* contrôles radiologiques, la pertinence du plan de zonage déchets et la conformité de la carte du zonage déchets de référence à celui-ci, au regard des conditions d'exploitation de l'installation et des opérations ponctuelles susceptibles de le modifier ou de le faire évoluer de manière temporaire ou pérenne. **».**
Les inspecteurs ont noté pour les salles 6104 et 6107 classées en zones à déchets conventionnels (ZC)
et dont les seuls accès se font via des salles classées en zone de déchets nucléaires (ZDN), que le plan de surveillance radiologique de l'atelier ne prévoyait pas de contrôle périodique de non contamination. L'exploitant a précisé qu'était prévu dans le document d'intervention en milieu radiologique (DIMR) le contrôle de non contamination de la salle après travaux. Les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance de ces contrôles pour les salles en zone de déchets conventionnels accessibles uniquement par des salles classées en zone de déchets nucléaires.
Demande B3 : Je vous demande de me justifier la suffisance du programme de surveillance radiologique en ce qui concerne le zonage déchets des salles en zone de déchets conventionnels accessibles uniquement par des salles classées en zone de déchets nucléaires.
## Contrôle Radiologique D'Évacuation Des Déchets
La procédure [2005-12280] concernant le contrôle radiologique et conditions d'évacuation des déchets précise les contrôles radiologiques dits « d'absence de contamination ».Il est notamment précisé que ces contrôles sont réalisés pour les déchets ayant séjourné en zone contrôlée, pour les déchets dont la traçabilité du parcours n'existe pas et enfin à l'initiative du service de prévention radioprotection. Les inspecteurs ont relevé que pour les salles 6104 et 6107 classées en zone à déchets conventionnels et dont les seuls accès se font via des salles classées en zone de déchets nucléaires, la procédure ne prévoyait pas de contrôle « d'absence de contamination » dans la mesure où ces salles sont en zone surveillée. Les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance des contrôles radiologiques.
Demande B4 : Je vous demande de me justifier pour les salles en zone surveillée que la démarche de contrôle « d'absence de contamination » des déchets générés en zone déchets conventionnels et dont les seuls accès se font via des salles classées en zone de déchets nucléaires est suffisante. Le cas échéant, vous mettrez à jour la procédure afférant au contrôle radiologique et conditions d'évacuation des déchets.
## C. Observations
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division Signé par, Hubert SIMON |
INSSN-CAE-2021-0908 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-048266 Caen, le 15 **octobre 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50 340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Flamanville, INB n° 108 et 109 Inspection n° INSSN-CAE-2021-0908 du 30 septembre 2021 Thème : Troisième barrière Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 30 septembre 2021 au CNPE de Flamanville sur le thème de la troisième barrière, confinements statique et dynamique. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place par le site pour assurer le suivi de la fonction confinement au travers de la cellule ventilation. Ils ont contrôlé la mise en œuvre du plan d'actions ventilation (PAV) qui a été déployé sur le CNPE depuis 2014 par l'examen des différents comptes rendus établis par le prestataire, ainsi que les actions prévues jusqu'à la prochaine visite partielle (VP)
sur chacun des deux réacteurs. Ils ont examiné les plans de surveillance établis afin de suivre les prestations.
Ils se sont rendus dans les locaux concernés par les systèmes de ventilation suivants :
- **DVP : ventilation de la station de pompage des pompes du circuit d'eau brute secourue (SEC)**
du réacteur n° 1,
- **DVC : ventilation de la salle de commande du réacteur n° 1,**
- **DVS : ventilation du local du système d'aspersion de secours (EAS) du réacteur n° 1,** - **DVL : ventilation des locaux électriques voie A du réacteur n° 1,**
- DVZ : ventilation des locaux électriques voie B du réacteur n° 1,
- **DVG : ventilation des locaux de commande des pompes du système d'alimentation de secours**
des générateurs de vapeur (ASG).
Une partie des documents demandés à EDF afin de préparer l'inspection n'ayant été transmise qu'après l'inspection, ceux-ci ont fait l'objet d'un examen après le 30 septembre 2021. Il s'agit des documents relatifs au lot A du plan d'action ventilation qui avait été suivi par l'équipe commune du CNPE.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs estiment que la cellule ventilation semble se mettre en place de façon satisfaisante mais son organisation doit être formalisée et les interactions entre les différents services qui interviennent sur les systèmes de ventilation du CNPE doivent être encadrées et tracées. La déclinaison du lot B du PAV reste à effectuer. Le respect des critères de requalification d'intervention sur des systèmes qui ont fait l'objet d'intervention de l'équipe commune pour le lot A du PAV doit être justifié. Concernant les écarts constatés sur plusieurs circuits de ventilation, leur justification doit être également formalisée.
L'ASN ayant placé le CNPE de Flamanville 1 et 2 en surveillance renforcée depuis le 11 septembre 2019, nous vous demandons d'inscrire toutes les actions que vous jugerez nécessaires en réponse à cette lettre de suites en cohérence avec le plan de management de la sûreté que vous vous êtes engagé à mettre en œuvre depuis 2019.
## A **Demandes D'Actions Correctives** Organisation De La Cellule Ventilation
Les systèmes de ventilation des locaux sont des systèmes qui participent au bon fonctionnement d'un certain nombre d'éléments importants pour la protection des intérêts (EIP) en assurant le conditionnement thermique et le confinement dynamique des locaux les abritant.
L'article 2.5.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que « II. - Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire. **».**
Vos représentants ont présenté l'organisation mise en place depuis juin 2021 sur le CNPE de Flamanville 1-2 afin de mener à bien le déploiement du plan d'actions ventilation et d'intégrer dans cette démarche les différents acteurs du CNPE au niveau de la maintenance préventive et corrective, et des essais afin de déterminer les critères de requalification associés à ces interventions. Vos représentants ont souligné que cette organisation est en cours de mise en place et que les outils nécessaires à son bon fonctionnement sont également en cours de développement.
## Demande A 1 : Je Vous Demande De Finaliser La Note D'Organisation De La Cellule Ventilation Et De Me La Transmettre.
L'article 2.5.2 de l'arrêté précité dispose que « I. - L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies *afférentes et en tient la liste à jour.* »
Les inspecteurs ont demandé à examiner la liste des activités importantes pour la protection (AIP) en lien avec le PAV déployé sur le CNPE. Vos représentants ont précisé que les AIP étaient décrites dans les dossiers de réalisation de travaux (DRT) mais n'ont pas été en mesure d'en montrer la liste aux inspecteurs. Demande A 2 : Je vous demande de faire apparaître dans la note d'organisation de la cellule ventilation la liste des AIP en lien avec le PAV. Je vous demande de me transmettre les DRT des prestataires en lien avec la réalisation du PAV faisant figurer la liste des AIP.
Vos représentants ont précisé que le CNPE fait appel à différents prestataires dans le cadre de la réalisation des mesures du PAV ou dans le cadre de la réalisation de modifications sur les différents systèmes de ventilation. Ils ont précisé également que les services centraux d'EDF sont consultés lorsqu'un écart entre le débit mesuré et le débit théorique est constaté afin d'analyser l'acceptabilité de cet écart et décider d'actions correctives. Néanmoins, vos représentants n'ont pas pu nous transmettre la traçabilité de certains échanges entre le CNPE et les services centraux d'EDF concernant des écarts mis en évidence dans le cadre du PAV lot A.
Demande A 3 : Je vous demande de prendre en compte dans la note d'organisation de la cellule ventilation la formalisation des échanges avec les différents prestataires intervenant sur les systèmes de ventilation et les services centraux d'EDF.
## Fichier De Référence Des Mesures De Débits
Vos représentants ont présenté le fichier actuellement utilisé comme outil de travail,qui recense tous les résultats des mesures réalisées sur les systèmes de ventilation dans le cadre des lots A et B du PAV.
Les inspecteurs ont souligné que la traçabilité des mesures figurant dans ce fichier n'est pas suffisante car elle ne permet pas, par exemple, de connaître la configuration de réseau dans laquelle elles ont été réalisées, ni la TOT (traitement de l'ordre de travail) émise .
Par ailleurs, les inspecteurs ont souligné que les mesures et les réglages réalisés par l'équipe commune dans le cadre du lot A du PAV avant la création de la cellule ventilation, devraient également apparaître dans ce fichier qui est appelé à devenir la référence en terme de réglage des débits des différents réseaux de ventilation afin de maintenir l'installation conformément à son référentiel de sûreté.
Demande A 4 : Je vous demande de regrouper dans un fichier ou document unique le résultat des mesures réalisées sur les réseaux des systèmes de ventilation dans le cadre du lot A et du lot B du PAV.
## Déploiement Du Lot A Du Pav
Le lot A du PAV a été décliné sur le CNPE lors des visites décennales dans le cadre de réalisation de modifications des systèmes de ventilation. Ces modifications ont été suivies par l'équipe commune. Dans la réponse à la lettre de suites de l'inspection réalisée sur le thème « troisième barrière » en 2020 vous précisez au point A.2.1 que les essais de requalifications des modifications ont été réalisés conformément à la procédure du manuel qualité des équipes communes (procédure D455616069998). Lors de l'inspection, vos représentants de la cellule ventilation ont précisé que les requalifications liées au PAV devaient être effectuées conformément au guide méthodologique de requalification
(D455031092464). Le déploiement du lot A doit permettre d'assurer la conformité des réacteurs au référentiel de sûreté VD3.
Vos représentants n'ont pas pu montrer que les essais de requalification réalisés par l'équipe commune répondaient aux exigences du PAV lot A en fin de VD.
Demande A 5 : Je vous demande de justifier que les essais réalisés en VD des réacteurs n° 1 et n° 2 pour le lot A du PAV par l'équipe commune permettent d'assurer la conformité des systèmes de ventilation au référentiel de sûreté VD3.
## Fiches D'Observation
Dans la réponse à la lettre de suites de l'inspection réalisée sur le thème « troisième barrière » en 2020 vous précisez au point B1 que « *dans le but de tracer l'ensemble des anomalies, nous utiliserons le système une* fiche, une anomalie. Cela nous permettra d'être exhaustif sur l'ensemble des non-conformités trouvées. **». Les**
inspecteurs ont constaté que des fiches d'observation sont bien rédigées, notamment lors de l'examen de rapports d'analyse établis par le prestataire, et qu'elles donnent souvent lieu à une modification du document dont l'indice de révision évolue après intégration des observations. Les inspecteurs ont remarqué que les fiches d'observation ne sont pas mises en référence dans la grille de révision des documents concernés, ce qui ne permet pas, a posteriori, d'apprécier de la prise en compte de ces observations. Demande A 6 : Je vous demande de faire apparaître les fiches d'observation dans la grille de révision des documents concernés.
## Liste Des Repères Fonctionnels Des Équipements De Disposition Agression (Eda)
Les inspecteurs ont examiné le rapport d'analyse préliminaire et de préconisation de diagnostics établi pour le système DVC du réacteur n° 1. Ils ont identifié que le rapport précise que « *Suite au passage VD3* sur le CNPE de Flamanville, de nombreux matériels des systèmes ventilation (registres, batterie, ventilateur, sonde de température, …) ont été identifiés EDA (Equipement de Disposition Agressions). La note D 5380 NTSUR00004 Indice 002 liste l'ensemble des composants EDA sur le CNPE de Flamanville. **».**
Les inspecteurs ont souligné que la note de référence pour les matériels EDA du CNPE est la note D454118004484 et non celle citée dans le rapport. Il est prévu que tout écart sur du matériel EDA soit signalé à EDF afin de statuer sur la nécessité de lancer des actions correctives. L'utilisation d'une note non appropriée peut donc engendrer des écarts non traités sur du matériel de ventilation classé EDA. Demande A 7 : Je vous demande de vérifier que, lors de la phase d'analyse préliminaire, aucun écart sur du matériel de ventilation classé EDA n'a pu être oublié du fait de la prise en compte de la mauvaise note de référence concernant la liste des repères fonctionnels classés EDA.
## Accord D'Edf Sur Les Préconisations Du Prestataire
Les inspecteurs ont examiné le rapport d'analyse préliminaire et de préconisation de diagnostics établi pour le système DVK du réacteur n° 1 ainsi que le compte-rendu des diagnostics et des préconisations de remises en état du système SEC du réacteur 1. Ils ont noté que le CNPE n'avait pas donné d'avis sur les préconisations proposées par le prestataire afin de résoudre les défauts constatés.
Vos représentants n'ont pas pu apporter d'explication sur ces deux points. Ils ont précisé néanmoins que le diagnostic sur le système SEC du réacteur 1 avait été réalisé avant que les modifications de gaines corrodées ne soient été réalisées, et que de ce fait le diagnostic sur ce système devraêtre refait.
Demande A 8 : Je vous demande de vérifier que les préconisations de modification ou d'intervention du prestataire fassent l'objet d'un avis de la part de vos services afin de pouvoir résoudre les écarts constatés. Je vous demande également de préciser les actions qui seront réalisées suite au nouveau diagnostic qui sera effectué sur le système SEC du réacteur 1.
Les inspecteurs ont également relevé que le diagnostic aéraulique sur le système SEC du réacteur 1 a été effectué dans une configuration « hiver » pour laquelle une partie du débit de ventilation est recyclé, ce qui fait que le débit mesuré ne correspond pas au débit réel.
Vos représentants n'ont pas pu apporter de justification à la réalisation de ces mesures dans cette configuration. Demande A 9 : Je vous demande de vérifier que les mesures de débits réalisées dans les phases de diagnostic aéraulique sont effectuées dans des configurations des systèmes représentatives du fonctionnement attendu. Je vous demande de vous positionner sur la conformité des mesures de débits réalisées en configuration « hiver ».
## B **Demandes D'Informations Complementaires** Dévirage Des Ventilateurs Du Système Dvh
Les inspecteurs ont examiné le rapport d'analyse préliminaire et de préconisation de diagnostics établi pour le système DVH du réacteur 1. Ils ont identifié que la fiche d'observation établie lors du contrôle de ce rapport mentionne une préconisation majeure concernant le dévirage des ventilateurs en lien avec un comportement anormal des registres d'isolement.
Les inspecteurs ont souligné que dans la mise à jour du rapport d'analyse préliminaire, les actions en lien avec cette remarque n'apparaissent pas. Vos représentants ont répondu que le remplacement de ces registres était prévu sur les deux réacteurs en 2022. Demande B1 : Je vous demande me confirmer le remplacement des registres d'isolement défectueux sur les ventilateurs des systèmes DVH des deux réacteurs. Je vous demande également de m'informer de la planification de ces interventions. Validation des services centraux EDF Les inspecteurs ont examiné les fiches de demande de dérogation (FDD) des systèmes DVG des réacteurs 1 et 2, et SEC du réacteur 2. Ces FDD émises en 2019 pour le réacteur 1 et 2021 pour réacteur2 n'ont pas été prises en compte par vos services, ni transmises à vos services centraux pour avis et validation.
Vos représentants ont précisé que la démarche adoptée est conforme à celle décrite dans le logigramme de vos services centraux (DIPDE) pour la prise en compte de ces FDD. Ils n'ont pas pu nous transmettre ce logigramme lors de l'inspection. Demande B 2.1 : Je vous demande me transmettre le logigramme qui décrit la transmission et la prise en compte des FDD par les services centraux d'EDF. Les inspecteurs ont examiné le dernier compte-rendu de l'essai de débit du système DVZ du réacteur 1. Ils ont relevé que bien que le débit mesuré était de 1393 m3/h pour un débit mini attendu de 1400 m3**/h,**
la mesure avait été jugée conforme. Par ailleurs, 28 mesures de débit de requalification, réalisées sur le système DVZ, sont en écart avec les débits requis sans justification.
Ils ont demandé si ces écarts avaient été validés par vos services centraux mais vos représentants n'ont pas pu apporter d'élément de validation.
Demande B 2.2 : Je vous demande me transmettre la validation par vos services centraux de la conformité de la dernière mesure du débit sur le système DVZ du réacteur 1. Je vous demande également de m'informer des mesures que vous allez prendre pour que tout écart de mesure de débit sur un système du PAV fasse l'objet d'un avis de vos services centraux.
## Calcul Du Taux De Fuite Du Filtre À Iode 013 Fi Du Système Dvc
Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu de l'essai périodique réalisé après la campagne de modifications du lot A sur le filtre à iode 013FI du système DVC (EP DVC 7002). Ils ont relevé que le taux de fuite calculé était acceptable, mais vos représentants n'ont pas pu fournir le mode de calcul qui aboutissait à cette acceptation. Demande B 3 : Je vous demande me transmettre le mode de calcul utilisé pour valider le résultat de l'essai sur le filtre à iode.
Dernière gamme de mesure réalisée sur le système DVC
Les inspecteurs ont participé à une campagne de mesures de débit en gaine sur le système DVC du réacteur 1. Les valeurs mesurées étaient inférieures aux valeurs attendues (4.19 m/s mesuré pour 8.91 m/s attendu).
Vos représentants ont précisé que le manque de débit était dû à un blocage du registre amont du ventilateur et que le système allait être entièrement rénové. Demande B 4 : Je vous demande de me transmettre les deux dernières gammes de mesures de débits renseignées sur le système DVC.
Indications des points d'injection de test du filtre à iode Les inspecteurs ont relevé la présence d'un macaron fixé à l'un des robinets installés sur une gaine du système DVS du réacteur 1. Ce macaron, posé le 18/01/2017, portait la référence 2017-00753 et signalait la mention « Étiquettes fausses à refaire ».
Vos représentants ont précisé que ces robinets sont les points d'injection de gaz traceurs utilisés pour les essais d'efficacité du piège à iode. Les étiquettes identifiant ces vannes portaient un mauvais repère fonctionnel, ce qui peut induire en erreur un essayeur connaissant mal les installations. Demande B 5 : Je vous demande de m'informer des actions que vous allez mettre en place afin de revenir à un étiquetage convenable de ces points d'injection.
C **Observations**
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de pôle REP,
Signé Jean-François BARBOT |
INSSN-LYO-2021-0955 | Référence courrier : CODEP-LYO-2021-052439 Lyon, le 8 novembre 2021 Monsieur le directeur EDF - Site de Creys-Malville BP 63 38510 MORESTEL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
EDF / DP2D - Site de Creys-Malville - INB n°141 Inspection INSSN-LYO-2021-0955 du 8 octobre 2021 Thème : Maintenance Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative à la maîtrise des risques liés à l'incendie Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection conjointe sûreté et inspection du travail a eu lieu sur l'INB n°91 exploitée par EDF et implantée sur le site de Creys-Malville le 8 octobre 2021 sur le thème de la « maintenance ». Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspectrices.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 8 octobre 2021 du site nucléaire de Creys-Malville exploité par EDF avait pour objectif de regarder les opérations de maintenance du pont polaire de l'INB 91. Les inspectrices considèrent que ces opérations sont menées dans des conditions de sûreté satisfaisantes. Toutefois, des dispositions devront être prises concernant la gestion des déchets en lien avec ces opérations. Par ailleurs, concernant le traitement des écarts, de la rigueur et de la traçabilité sont encore attendues.
## A. Demandes D'Actions Correctives Pont Polaire Superphénix
Les inspectrices sont allées examiner le pont polaire de Superphénix. Elles ont relevé la présence d'une dizaine de sacs de déchets sur les parties hautes du pont et à proximité de la cabine du pont, contenant notamment des aérosols et des tissus graisseux. Certains déchets n'étaient pas mis en sacs.
Demande A1: **Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires permettant le traitement** et l'évacuation des sacs de déchets du pont polaire.
## Gestion Des Écarts
Les inspectrices ont consulté la gamme opératoire relative au contrôle des épaisseurs des garnitures de freins1. Ce mode opératoire a été modifié à la suite d'échanges de messages électroniques avec le constructeur : le remplacement des garnitures de freins, auparavant fixé à 6mm, a été réévalué à 3mm.
Ces échanges, hors système qualité, n'ont pas été formalisés et l'analyse de risques vis-à-vis de cet EIP2 n'a pu être présentée aux inspectrices.
Demande A2: **Je vous demande, pour toute modification de modalités de maintenance**
d'équipement EIP de votre installation, de réaliser une analyse de risque et **de veiller à la** traçabilité par des documents sous assurance qualité.
Par ailleurs, vos équipes ont présenté les fiches de constats en lien avec les travaux du pont polaire, faisant notamment suite aux rapports SOCOTEC des années 2020 et 2021. Les actions de maintenance émergeant de ces fiches sont réalisées via des demandes de travaux. Cependant dans le cas où les écarts constatés sont jugés mineurs et n'appellent pas à une demande de travaux, il n'y a pas d'engagement pris indiquant que l'installation doit être laissée en l'état. Les inspectrices rappellent que cette prise de décision doit être tracée dans la base de données de la maintenance (outil EAM) au même titre que les actions nécessitant une demande de travaux, et doit être motivée.
Demande A3: Je vous demande **d'enregistrer, au même titre que les preuves des travaux réalisés,**
les décisions justifiant le non traitement de certains constats au sein de vos outils de gestion des écarts.
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES
Sans objet. C. OBSERVATIONS
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## L'Adjoint À La Chef De Division
Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-MRS-2021-0617 | # Référence Courrier : Codep-Mrs-2021-050393 **Marseille, Le 29 Octobre 2021**
Monsieur le directeur du CEA CADARACHE
13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Thème : **Respect des prescriptions, demandes et engagements issus du réexamen 2013**
Code : Inspection no **INSSN-MRS-2021-0617 du 13/10/2021 au LECA (INB n°55)**
Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision ASN CODEP-CLG-2020-036269 du 10 juillet 2020
[3] Courrier ASN CODEP-DRC-2020-028530 du 15 juillet 2020 Monsieur le directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB n°55 a eu lieu le 13 octobre 2021 sur le thème «Respect des prescriptions, demandes et engagements issus du réexamen 2014 ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'INB n°55 du 13/10/2021 portait sur le thème «Respect des prescriptions, demandes et engagements issus du réexamen 2014 ».
Les inspecteurs ont examiné par sondage le respect des prescriptions de la décision CODEP-CLG2020-036269 du 10 juillet 2020 [2], des demandes de l'ASN du courrier CODEP-DRC-2020-028530 du 15 juillet 2020 [3] et des engagements du LECA suite au réexamen 2014. Ils ont effectué une visite de la plupart des locaux de l'installation, y compris de la zone arrière.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN note la bonne organisation pour respecter les prescriptions avant les échéances fixées dans la décision [2]. Néanmoins, certains documents sont nécessaires pour conclure sur le respect de certaines prescriptions.
## A. Demandes D'Actions Correctives Alarme Du Niveau De La Nappe Phréatique Au Piézomètre Lec11
La prescription [55-LECA-REEX-08] de la décision [2] vous impose une surveillance continue d'un niveau haut de la nappe phréatique dans le piézomètre LEC11 et le report d'alarme au poste de commandement sécurité du centre de Cadarache. Vous avez présenté lors de l'inspection le PV du report de la téléalarme en service et montré que l'alarme se déclenche à 4 m sous le radier drainant, ce qui permet un délai d'anticipation de 6h minimum avant d'inonder le sous-sol du LECA en considérant les pluies centennales. Néanmoins, vous ne prévoyez pas de périodicité de maintenance pour vous assurer du bon fonctionnement de l'alarme dans la durée.
A1. Je vous demande de justifier le classement de sûreté de l'alarme de niveau de la nappe phréatique au piézomètre LEC11 et de définir une périodicité de maintenance afin de garantir son bon fonctionnement.
## B. Compléments D'Information Documents Montrés Lors De L'Inspection
Plusieurs documents ont été produits lors de l'inspection concernant le risque d'inondation. Afin de statuer sur le respect des prescriptions concernées [2], ces documents doivent faire l'objet d'une instruction.
B1. Je vous demande de me fournir :
- le rapport du test de report d'alarme de niveau de la nappe phréatique au piézomètre LEC11 produit en inspection et de justifier le délai d'anticipation de 6 heures ;
- **la consigne de sécurité « Conduite à tenir en cas d'inondation ».**
## Rebouchage Des Traversées Et Trémies
La prescription [55-LECA-REEX-06] I de la décision [2] vous impose d'avoir calfeutré et rebouché les traversées et trémies identifiées dans l'étude incendie du LECA. Les inspecteurs ont constaté que les traversées et trémies examinées étaient rebouchées avec du Silco ou de la mousse rouge HILTI, à l'exception de l'ouverture TJ38 (non identifiée dans l'étude incendie). Les inspecteurs ont relevé la présence d'une fissure au mur du bâtiment L60, équipée d'un fissuromètre sans référence de suivi. B2. Je vous demande de me fournir les données techniques relatives au Silco et à la mousse rouge HILTI et de justifier que le non-rebouchage de l'ouverture TJ38 et la présence de fissures au mur du L60 ne sont pas problématiques du point de vue de la sûreté ou de la radioprotection.
## Déformation Du Pont Roulant
Le dernier CEP des éléments de fixation du pont roulant a montré l'état satisfaisant de celui-ci
(confirmé lors de la visite des inspecteurs), mais a souligné une légère déformation sur la voie Sud. B3. Je vous demande de mener des investigations sur cette légère déformation de la voie Sud du pont roulant et de me communiquer des résultats sur celle-ci.
## C. Observations
L'inspection n'a pas donné lieu à des observations. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-OLS-2021-0676 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2021-049288 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE
Orléans, le 20 octobre 2021 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0676 du 29 septembre 2021
« Environnement - Gestion du confinement liquide »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n°2013-DC-0360 du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[3] Note de calcul APS confinement liquide de juin 2021 (réf. PBV14Q000021261TGCC, ind. D) pour le site de Belleville-sur-Loire
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 29 septembre 2021 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Environnement - Gestion du confinement liquide ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Environnement - Gestion du confinement liquide ». Elle a consisté en la réalisation d'un exercice « environnement » inopiné d'ampleur significative avec mise en œuvre d'un plan d'appui et de mobilisation (PAM) environnement et gréement de l'équipe de gestion de crise associée.
Dans ce cadre, l'équipe d'inspection constituée pour l'exercice a d'abord présenté un protocole d'exercice afin de cadrer :
- les différentes interventions des participants ; - les déploiements et mises en œuvre de matériels ; - la gestion de la communication.
Cet exercice a permis d'apprécier l'engagement des acteurs concernés et notamment de l'équipe d'intervention qui a fait preuve d'une forte réactivité et d'une bonne analyse des premières actions à mettre en œuvre notamment au niveau des dispositifs de confinement du site. Il a également permis de vérifier la capacité du CNPE à gréer l'équipe de crise concernée par un PAM environnement et l'état des matériels disponibles.
Cependant, la gestion de l'entreposage des effluents pollués en cas de déversement par temps de pluie doit être améliorée afin de pouvoir anticiper les situations avec risque de débordement. Des compléments de réponse sont également attendus concernant le possible risque de transfert de substances polluantes du réseau SEO vers le bassin d'orage du site. De même, des investigations sont à mener sur les anomalies de fonctionnement observées lors de l'exercice sur les commandes à distance des moyens de confinement.
## Liminaire
Le scénario de l'évènement retenu reposait sur la perte d'intégrité d'une citerne de 20 m3 de soude transportée par camion, avec déversement continu sur une voirie interne du CNPE par temps de pluie avec une pluviométrie de 5 mm/h.
L'objectif de ce scénario était de vérifier la capacité du site à gérer le confinement liquide lors d'un apport d'eau significatif. Cette situation se rencontre en cas de pluie, en cas d'incendie (eaux d'extinction) ou dans le cas d'une fuite d'eau importante non identifiée dans le réseau SEO. Pour que l'exercice s'inscrive dans la durée et que la pluie puisse avoir un impact sur l'organisation du site et les mesures de gestion de l'événement à mettre en œuvre, la fuite était non isolable et pouvait être estimée à environ 5 l/s. S'agissant d'un déversement continu, l'événement n'avait pas eu d'impact sur les personnes (pas de blessé) et n'avait pas été accompagné d'un incendie de l'engin de transport. L'exercice a débuté sur « appel témoin » ; il a amené le site :
- à isoler son réseau de collecte des eaux pluviales (SEO) par l'arrêt des pompes de relevage des bassins SEO Nord, Est et Ouest et la fermeture de la vanne pelle du réseau de la Balance ;
- à gréer un PAM environnement.
La fin de l'exercice a été décidée par l'ASN avant la mise en place des moyens de pompage dans le réseau SEO.
## A. Demandes D'Actions Correctives Entreposage Des Effluents Pollués En Cas De Déversement Par Temps De Pluie
La décision en référence [2] précise, en son article 4.3.6. - I. que « pour l'application des articles 4.1.1 et 4.3.3 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, l'exploitant dispose d'un ou plusieurs bassins de confinement ou de tout autre dispositif équivalent permettant de prévenir les écoulements et la dispersion non prévus da*ns l'environnement de substances liquides radioactives ou dangereuses y compris celles susceptibles de* résulter de la lutte contre un sinistre éventuel, et de les récupérer. Le cas échéant, ces bassins peuvent être communs avec ceux prévus à l'article 4.1.9 de l'arrêté du 7 février *2012 susvisé. Le dimensionnement de* ces bassins ou dispositifs et leurs conditions de mise en œuvre sont justifiés par l'exploitant en prenant en compte le cumul possible des eaux susceptibles d'être contaminées ou polluées avec *des eaux pluviales*. » Dans ce cadre, EDF a transmis à l'ASN, pour le site de Belleville-sur-Loire, la note [3] qui précise :
- la disposition des différentes branches du réseau de collecte des eaux pluviales (SEO) ;
- les surfaces imperméabilisées à prendre en compte pour la collecte des eaux pluviales ; - les volumes disponibles dans le réseau SEO pour y entreposer des eaux polluées en cas de déversement ;
- la localisation et le volume des dispositifs de confinement du site : bassins de confinement pour les branches Nord, Est et Ouest et une vanne d'isolement (vanne pelle) pour le réseau de la Balance.
La note [3] relative à la stratégie de confinement liquide sur le site de Belleville-sur-Loire identifie le réseau SEO du site ainsi que les bassins de confinement du site comme rétention ultime permettant la collecte des eaux polluées par un incendie ou par un déversement accidentel.
Ce document a donc été utilisé par les inspecteurs pour définir, en amont de l'inspection, le scénario de l'exercice et notamment le volume d'eau à collecter (eaux pluviales + pollution) pour un événement s'inscrivant dans la durée.
Dans ces conditions, pour un déversement accidentel, et pour répondre à l'article 4.3.6.-I. de la décision [2], il est indispensable de connaitre :
- le volume de la substance déversée dans le réseau ;
- par temps de pluie, le débit des eaux pluviales collectées par SEO, ce débit pouvant être calculé sur la base de la superficie des surfaces imperméabilisées concernées et de l'intensité de la pluie.
Lors de l'exercice, les inspecteurs ont constaté que les intervenants de terrain (directeur des secours, chef des secours, équipe d'intervention) comme la salle de commande impliquée n'avaient pas connaissance de la superficie de la surface imperméabilisée concernée par le déversement. Aucun des acteurs n'a donc pu identifier la quantité d'eau pluviale collectée et n'a pu anticiper le débordement du réseau SEO.
Comme indiqué supra, les éléments permettant cette évaluation étaient pourtant présents dans la note [3]. Il est manifeste que de nombreux acteurs ne se sont pas appropriés un document pourtant transmis à l'ASN par EDF et spécifiquement dédié à votre CNPE. Pour la branche Ouest où a eu lieu l'exercice, la connaissance de la superficie concernée
(12,47 ha), du débit de pluie fourni pour l'exercice (5 l/m²/h) et du volume déversé (20 m3sur environ 1h30) aurait permis d'identifier que le débordement se produirait environ 51 min après l'obturation des réseaux.
Plusieurs documents opérationnels doivent donc être complétés et/ou modifiés.
Demande A1 : sur la base **des superficies des surfaces imperméabilisées de chacune des zones** du réseau SEO identifiées sur le CNPE de Belleville-sur-Loire et des capacités de confinement du réseau SEO et des bassins de confinement, je vous demande de compléter les notes opérationnelles utilisées pour organiser la rétention des eaux polluées par un déversement accidentel (comme celles qui seraient liées à la collecte des eaux d'extinction d'un incendie) par les éléments permettant d**'anticiper un éventuel débordement de ce réseau et d'enregistrer** les phases clés de l'action de l'équipe d'intervention, notamment l'arrêt des pompes des bassins SEO ou la fermeture de la vanne pelle.
Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens.
## Identification D'Outils Documentaires Complémentaires
Si l'exercice a permis d'identifier les compléments à apporter aux documents opérationnels de terrain, le suivi des activités en salle de commande et au niveau du Poste de Commandement Opérationnel Mobile (PCOM) a également soulevé quelques interrogations qui pourraient utilement être prises en compte dans la documentation existante en :
- identifiant des capacités de stockage ou d'entreposage des volumes de fluides pollués qui pourraient être pompés des réseaux SEO ;
- identifiant les moyens mobiles à utiliser notamment de pompage ;
- identifiant la gestion du risque d'inondation interne (étant donné que l'ensemble des eaux pluviales ont été confinées lors de l'exercice et que la question du risque d'inondation interne ne s'est pas posée pour les branches non concernées par l'exercice).
L'identification de ces éléments permettrait un gain de temps important dans la gestion d'un confinement liquide de volume important. Demande A2 : je vous demande **d'analyser et de proposer, à l'aune du retour d'expérience que**
vous tirerez de l'exercice du 24 septembre, la documentation complémentaire à mettre en place, notamment en salle de commande, pour assurer la prise en charge adaptée d'une pollution par temps **de pluie, de la phase de collecte dans SEO à la phase finale d'évacuation** hors du site.
## B. Demandes De Compléments D'Information Connexion Entre Le Bassin D'Orage Et Le Réseau Seo
Le site de Belleville dispose d'un bassin d'orage historique dont le fonctionnement est décrit dans la note de calcul en référence [3] : « *En cas de pluie de faible intensité, les eaux pluviales ne passent pas par le bassin d'orage. Elles passent* systématiquement par le bassin de confinement existant [bassin SEO Ouest] et se rejettent derrière le muret trop-plein à l'aide d'une pompe de relevage installée dans ce bassin.
En cas de forte pluie, l'eau monte en charge dans le réseau SEO pour remplir le bassin de confinement existant et se déverser dans le bassin d'orage. Le bassin d'orage est relié au réseau au réseau SEO au niveau du regard RU-312 par l'intermédiaire d'une conduite. Le bassin d'orage a été conçu pour éviter le débordement des eaux pluviales sur la plateforme dans le cas d'un orage. Le seuil d'entrée du bassin étant supérieur *au fil d'eau du regard RU-312, l'eau monte en* charge dans le réseau SEO et se déverse dans le bassin lorsque son niveau atteint 138.30 m NGFO. » Sur le terrain, les inspecteurs ont constaté que ce bassin d'orage était en terre et en herbe, donc non étanche, et était relié par une conduite au réseau SEO. Ils ont observé les traces d'un écoulement liquide récent en fond de conduite sans pouvoir identifier le sens d'écoulement. De plus, le plan du réseau SEO présenté le jour de l'inspection n'indiquait pas clairement le sens d'écoulement dans la conduite reliant le bassin d'orage au réseau SEO. Vos représentants n'ont pas su indiquer aux inspecteurs s'il y avait la possibilité à ce jour d'isoler le bassin d'orage pour éviter qu'une pollution dans le réseau SEO (suite à un déversement de produits chimiques par exemple) ne se retrouve dans le bassin d'orage et s'infiltre dans le sol.
Demande B1 : je vous demande de préciser la nature de la **connexion entre le bassin d'orage** et le réseau SEO (sens d'écoulement, présence d'un organe d'isolement, etc.) et **d'indiquer si**
des mesures organisationnelles et matérielles adaptées en situation de crise existent pour éviter le déversement de substances dangereuses dans le bassin d'orage depuis le rése**au SEO.** Demande B2 **: en fonction des éléments de réponse à la demande B1, je vous demande de** compléter le plan des réseaux SEO à proximité du bassin d'orage. Vous me transmettrez la mise à jour de ce plan.
## Commande À Distance Des Moyens De Confinement
Lors de l'exercice, le chef des secours a demandé très rapidement à la salle de commande (SDC) d'arrêter les pompes de relevage des bassins des eaux pluviales (SEO) Nord, Est et Ouest et de fermer la vanne pelle du réseau de la Balance. L'opérateur en SDC a procédé à l'arrêt des pompes et la fermeture de la vanne en appuyant sur les commandes à distance présentes en SDC. Le voyant d'arrêt de la pompe du bassin SEO Nord s'est allumé très rapidement. En revanche, il n'y a pas eu de retour instantané de l'information concernant l'arrêt des pompes des bassins SEO Est et Ouest ni de la fermeture de la vanne pelle. Un test des témoins lumineux en SDC a été réalisé et s'est avéré conforme, ce qui a permis d'écarter ce problème. Ne sachant pas si la transmission des ordres d'arrêt et de fermeture était bien effective, un agent de terrain a été envoyé sur place pour vérifier l'état des équipements. En chemin, l'information d'arrêt des pompes des bassins SEO Est et Ouest est arrivée (voyants allumés en SDC) mais pas pour la vanne pelle. Concernant cette vanne du réseau de la Balance (0 SEO 032 VK), il demeure des incertitudes sur les actions qui ont été réalisées lors de l'exercice. En effet, une information a été remontée par l'agent de terrain de la fermeture manuelle de la vanne.
Cependant, les inspecteurs, accompagnés par un de vos représentants, se sont rendus à proximité de la vanne 0 SEO 032 VK plus tard lors de l'exercice et ont constaté que la vanne était vue ouverte sur l'indicateur de position et sur le coffret associé (9 SEO 032 CR). Il n'y avait pas de défaut apparent sur le coffret, la position était bien réglée sur commande à distance. Sur place, les inspecteurs ont demandé de tester l'ordre de fermeture depuis la SDC et ont constaté que la vanne s'est fermée correctement. Des hypothèses ont été émises par vos représentants suite à ces constats tels que l'existence d'une temporisation de la réception en SDC du signal d'arrêt des pompes des bassins SEO ou des problèmes lors de la transmission de l'ordre par signal radio.
Demande B3 : je vous demande de me transmettre les résultats de vos investigations concernant les constats ci-dessus. Vous préciserez notamment la compatibilité ou non du délai d'arrêt des pompes des bassins SEO avec un écoulement de substances dangereuses à cinétique rapide.
Vous indiquerez le cas échéant les actions prévues pour remédier aux dysfonctionnements qui seraient identifiés dans le cadre de vos investigations.
Compte-*rendu d'exercice* Lors de l'exercice, les inspecteurs ont également constaté les anomalies suivantes :
- La pompe présente en temps normal dans le camion de KDL (service combustible déchets logistiques) avait été retirée du camion.
- Le plan SEO de PCD2 n'était pas très lisible et ne permettait pas d'identifier les avaloirs SEO.
- Le plan des réseaux SEO disponible au niveau du PCOM ne précisait pas les diamètres des canalisations. Les intervenants ont donc dû prendre plusieurs obturateurs de différentes tailles au moment de la mise en place d'un obturateur en amont de l'avaloir où se déversait la soude.
- La rose des vents était hors service mais la valeur a été récupérée au local essai. - La fiche PCM5.2 demandait à celui-ci de se présenter au BDS alors que dans la fiche PCM5 il était indiqué que PCM5.2 devait aller sur le terrain.
- PCC2 et PCC3 n'ont pas les droits d'accès à l'application CASTOR qui permet d'avoir la valeur du pHmètre au niveau des bassins SEO.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer, dans le cad**re de la transmission du compte** rendu d'exercice qui sera effectué par vos services, les actions prévues ou mises en œuvre pour remédier aux constats ci-dessus.
## Plan Local De Maintenance Préventive (Plmp) Des Bassins Seo
Suite au débordement du bassin SEO Est en Loire ayant conduit le 18 mars 2021 au déclenchement d'un PAM Environnement, vous avez identifié dans le cadre de votre analyse de l'événement une action corrective demandant la rédaction d'un PLMP pour les bassins SEO avec une échéance de réalisation au 30 septembre 2021. Au jour de l'inspection, ce PLMP était en cours de finalisation.
Demande B5 **: je vous demande de me transmettre le PLMP des bassins SEO.**
## C. Observations Lisibilité Des Plans
C1. En consultant le plan local de maintenance préventive des réseaux gravitaires (SEO, SEH, etc.), les inspecteurs ont constaté que le plan de la zone de protection rapprochée pour le captage AEP est illisible et ne permet pas de réaliser dans de bonnes conditions le contrôle prévu tous les 3 ans. Il vous revient de corriger cette situation.
## Plan Des Réseaux Seo
C2. Vos représentants ont présenté aux inspecteurs l'outil informatique (VESPA) qui modélise les différents réseaux du site. Ils ont précisé qu'un travail était en cours pour intégrer les réseaux SEO sur cet outil. Les inspecteurs ont pu constater que les réseaux SEO à proximité des bassins SEO étaient déjà pris en compte dans VESPA. Ils ont également noté que le diamètre des canalisations n'apparaissait pas dans le logiciel.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-OLS-2021-0789 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2021-049194 Monsieur le Directeur du Centre Paris-Saclay Commissariat à l'Energie Atomique et aux énergies alternatives Etablissement de Saclay 91191 GIF SUR YVETTE Cedex Orléans, le **19 octobre 2021**
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Site CEA de Saclay– INB n° 40 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0789 du 28 septembre 2021
« Inspection générale - Facteurs Organisationnels et Humains »
Réf. : **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 28 septembre 2021 à l'INB n° 40 sur le thème « Inspection générale - Facteurs Organisationnels et Humains ».
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Inspection générale - Facteurs Organisationnels et Humains». Les inspecteurs ont examiné les dispositions mises en œuvre par l'installation en matière de protection contre la foudre et de maintenance des équipements électriques. Les inspecteurs ont ensuite procédé à une visite de la galerie couronne, du local des transformateurs « basse tension », du toit du bâtiment 633 et de l'extérieur de l'installation. Enfin, ils ont terminé par l'examen de la gestion des formations et des habilitations du personnel de l'INB. Au vu des contrôles réalisés, les inspecteurs soulignent l'implication du correspondant formation de l'installation ainsi que le travail réalisé en termes de recrutement pour prendre en compte les mouvements de personnel et l'évolution des activités dans la perspective du démantèlement. Par ailleurs, ils notent favorablement la mise en place de campagne de travaux correctifs afin de lever les nonconformités relevées lors de la maintenance des équipements électriques. Cependant, des actions correctives sont nécessaires concernant un entreposage de charges calorifiques dans un local particulièrement sensible au risque incendie. Des améliorations sont attendues dans la mise en œuvre de la vérification périodique du poste haute tension alimentant l'INB et dans le suivi des équipements de protection contre la foudre. Des demandes de compléments d'information ont été formulées en lien avec la prise en compte des préconisations de l'étude technique foudre. Les inspecteurs ont relevé également un manque de vigilance concernant l'état d'une canalisation d'évacuation des eaux pluviales de toiture.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Entreposage De Charges Calorifiques Dans Un Local Particulièrement Sensible Au Risque Incendie
L'article 2.2.2 de l'annexe à la décision n°2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie dispose : « L'exploitant limite les quantités de matières combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. » Au cours de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté dans un local particulièrement sensible au risque incendie la présence de tourets en bois avec des câbles entreposés pour des « chantiers à venir ». Cet entreposage n'est pas prévu par la démonstration de sûreté.
Demande A1 : je vous demande de supprimer l'entreposage actuel de matériels en attente de « chantiers à venir » et de les entreposer dans un endroit, prévu par la démonstration de sûreté. Vous me transmettrez les justificatifs des actions mises en œuvre.
## Vérification Réglementaire Périodique (Vrp) Du Poste Haute Tension Alimentant L'Inb N° 40
Les inspecteurs ont analysé le rapport de Vérification Réglementaire Périodique (VRP) daté de 2021 du poste haute tension alimentant l'INB n° 40. Une limite d'intervention est précisée : « **Essais des dispositifs**
différentiels non réalisés, Absence d'autorisation à effectuer les mises hors tension nécessaire aux mesures et essais **». La VRP de ce poste n'est donc pas complète.** Demande A2 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de réaliser une vérification réglementaire périodique complète du poste haute tension alimentant l'INB n° 40. Vous me transmettrez les justificatifs associés.
## Suivi Et Maintenance Des Équipements De Protection Contre La Foudre
Les inspecteurs ont examiné le rapport du contrôle visuel des équipements de protection contre la foudre daté de 2021. La première non-conformité indiquée dans ce rapport concerne l'absence de présentation de la notice de vérification et de maintenance réalisée suite à l'étude technique foudre de 2018. L'installation a également présenté aux inspecteurs un carnet de bord de suivi de ces équipements vierge.
Demande A3 : je vous demande de mettre à la disposition des organismes de contrôles la notice de vérification et de maintenance réalisée suite à l'étude technique foudre de 2018. De même, je vous demande de remplir le carnet de bord concernant la protection de l'installation face à la foudre. Canalisation d'eaux pluviales éventrée Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté la présence d'une canalisation d'eaux pluviales éventrée en point bas dans un regard donnant vers l'intérieur de l'installation.
Demande A4 : je vous demande de procéder aux réparations nécessaires sur le réseau d'évacuation des eaux pluviales de toiture, pour supprimer le risque d'inondation interne constaté lors de l'inspection. Vous me transmettrez les justificatifs de réalisation des travaux de remise en conformité de la canalisation.
## B. **Demandes De Compléments D'Information** Actions À Mettre En Œuvre Face Aux Risques Liés À La Foudre
L'étude technique foudre (ETF) de septembre 2018 préconise notamment qu' « afin d'éviter tout risque d'étincelles dangereuses une distance de séparation devra être respectée au niveau des conducteurs de descente et de toiture » et liste des équipements situés en façade de la galerie couronne, qui croisent les conducteurs de descente du paratonnerre, ce qui présente un risque d'amorçage.
Il a été indiqué aux inspecteurs qu'une première entreprise avait été contactée afin de réaliser les travaux et qu'une deuxième était recherchée afin de pouvoir comparer plusieurs offres. Demande B1 : je vous demande de me transmettre les justificatifs des actions mises en œuvre afin de respecter les préconisations de l'étude technique foudre réalisée en 2018. L'analyse risque foudre réalisée en 2018 préconise d'installer des parafoudres de type 1 et de type 2.
L'exploitant a indiqué que cela était pris en compte dans le cadre des engagements pris suite au réexamen. Il s'agit de l'engagement F.01 dans le Rapport de Conclusions du Réexamen (RCR) de 2019 (seul engagement pris concernant la foudre dans le cadre du réexamen). L'engagement F.01 indique : « Installation de parafoudre de type 2 afin de protéger les EIP et équipements sensibles nécessitant une protection particulière ». Demande B2 : je vous demande de m'indiquer les raisons pour lesquelles l'engagement F.01 ne porte que sur la mise en place de parafoudres de type 2 et de préciser la portée de l'engagement par rapport à ce qui est préconisé dans l'analyse risque foudre de 2018.
Les inspecteurs ont examiné le rapport du contrôle visuel des équipements de protection contre la foudre daté de 2021. L'Avis Suspendu (AS) n°3 indique : « **N'étant pas précisée dans le rapport de vérification initiale** DEKRA 2019, la conformité des installations vis-à-vis de l'étude technique foudre APAVE (04/2012) est à réaliser lors d'une première vérification complète foudre **». Aucune action n'a été engagée par l'exploitant suite à**
cette remarque de l'organisme de contrôle. Demande B3 : je vous demande de me transmettre les justifications des actions mises en œuvre dans le cadre de l'AS n°3 indiqué dans le compte rendu de la visite visuelle des équipements de protection contre la foudre de 2021.
## Locaux Non Contrôlés Lors De La Vrp Des Équipements Électriques
Les inspecteurs ont examiné le rapport de vérification 2021 des installations électriques de l'INB n° 40 envoyé par l'organisme chargé du contrôle le 22 septembre 2021. L'organisme de contrôle y a indiqué que des locaux étaient inaccessibles dans les bâtiments 527, 633 et 635. L'exploitant précise que cela concerne des bureaux et il indique également que l'organisme en question n'avait pas précisé, pendant sa visite, que ces locaux étaient inaccessibles.
Demande B4 : je vous demande de me transmettre les justificatifs de réalisation de la vérification des installations électriques des locaux indiqués comme inaccessibles dans le rapport de vérification de 2021. Rétention des armoires de liquides inflammables Lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté, en galerie couronne, la présence d'un nombre important de bidons de gel hydroalcoolique dans une armoire de liquides inflammables, y compris dans partie dédiée à la rétention.
Demande B5 : je vous demande de me communiquer le volume de rétention de cette armoire et de justifier l'adéquation de ce volume avec la quantité de liquide inflammable entreposée. Tableau de suivi des formations des personnels de la PMS
Les inspecteurs ont examiné le tableau de suivi des formations concernant les personnels PMS (Permanence pour Motifs de Sécurité). Cette formation est composée de 6 modules dont un dédié au groupe électrogène fixe et initié lors de sa mise en service en 2019. Ce module n'a pas été inclus dans le tableau de suivi des formations. Par ailleurs, les dates des formations réalisées par certains agents n'étaient pas toutes à jour.
Demande B6 : je vous demande de me transmettre le tableau de suivi des formations des personnels PMS mis à jour. C. **Observations**
Sans objet. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER |
INSSN-CAE-2021-0221 | Référence courrier : **CODEP-CAE-2021-047215**
Caen, le 8 octobre 2021 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville BP 4 50340 LES PIEUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.**
CNPE de Flamanville, INB n°108 et 109.
Inspection n° INSSN-CAE-2021-0221 du 22/09/2021.
Thème : Systèmes de sauvegarde.
Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] - **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base** [3]. - Courrier du 24 mai 2018 référencé D455018003820 relatif à la mise en œuvre des bilans de fonction Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 22 septembre 2021 sur le CNPE de Flamanville sur le thème systèmes de sauvegarde. Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 22 septembre 2021 en objet concernait le thème des systèmes de sauvegarde et plus particulièrement les systèmes d'injection de sécurité (RIS), d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) et le circuit d'aspersion de secours (EAS). Lors de cette inspection, les inspecteurs ont examiné le bilan de fonction relatif aux systèmes de sauvegarde. Les inspecteurs ont examiné par ailleurs, par sondage, différents dossiers de réalisation de travaux relatifs à la maintenance préventive sur les systèmes RIS, EAS et ASG ainsi que certaines gammes d'essais périodiques et de requalifications des matériels. Ils ont, par ailleurs, abordé des sujets spécifiques relatifs au respect des engagements pris dans le cadre du retour d'expérience. Enfin, ils se sont rendus sur les installations du réacteur numéro 1 du CNPE de Flamanville afin d'examiner l'état de la voie A des systèmes RIS et EAS,
ils ont également visité une partie de la voie B de ces systèmes, et ont également visité différents locaux du système ASG sur cette même tranche. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de Flamanville pour garantir la maintenance et la disponibilité des systèmes de sauvegarde apparaît satisfaisante. En particulier, les inspecteurs ont noté que l'organisation permettant le suivi des éventuelles inétanchéités des différents circuits semblait pertinente et apte à garantir la disponibilité des fonctions assurées par ces systèmes. Les inspecteurs ont toutefois relevé des axes d'amélioration concernant l'élaboration des bilans de fonction. Les inspecteurs ont également noté un écart sur la gestion des documents nécessaires à l'élaboration d'une demande de dérogation à vos Règle Nationale de Maintenance. Les inspecteurs ont enfin relevé des écarts ponctuels concernant l'état général des installations.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contenu Des Bilans De Fonctions
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « *I. ― L'exploitant définit et met en œuvre un système* de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. […] III. ― Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […]
― d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ; […]
― de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise. »
La déclinaison du processus dit « AP913 », pour l'amélioration continue de la fiabilité des équipements et des systèmes, a permis la mise en place de bilans de santé des systèmes. Par courrier du 24 mai 2018 en référence [3], votre direction de la production nucléaire (DPN) a décidé la mise en œuvre des bilans de fonction venant en remplacement des bilans de santé des systèmes et permettant de renforcer la vision prospective et anticipatrice de ceux-ci, tout en intégrant une collaboration des services d'ingénierie avec ceux de la conduite et de la maintenance. L'élaboration de ces bilans contribue donc à l'identification des écarts pouvant affecter l'installation et à l'alimentation des indicateurs d'efficacité et de performance de la fonction considérée. Le bilan de fonction concernant les systèmes de sauvegarde pour l'année 2020 et présenté en 2021 montre que votre CNPE n'a pas suivi les recommandations de la DPN. En effet, il apparaît que le bilan de fonction ne vous permet pas d'avoir une vision exhaustive de la fonction sauvegarde sur votre CNPE. Vos représentants nous ont indiqué qu'en particulier, il n'y avait pas eu de visite terrain sur les deux réacteurs du site mais uniquement sur le réacteur numéro 2. De plus, il est apparu que le système ASG
ne faisait pas partie en tant que tel du bilan de fonction systèmes de sauvegarde. Il est en effet mentionné dans le bilan de fonction que seuls **« les conclusions, les plans d'actions et les principales**
problématiques » **relatif au système ASG seront reprises dans le bilan de fonction 2020. Le système ASG** a fait l'objet d'un bilan système séparé sortant du cadre du bilan de fonction sauvegarde.
L'inspection effectuée en 2020 sur cette même thématique avait déjà constaté la présence de problématiques sur l'établissement de ce bilan de fonction. Certaines ont été résolues mais il s'avère que votre CNPE ne respecte toujours pas complétement les préconisations établies par vos services centraux en matière d'élaboration de bilan de fonction.
Demande A1 : Je vous demande de vous conformer, pour l'établissement du bilan de fonction 2021 aux demandes de la DPN.
Demande A2 : Je vous demande d'intégrer, dans le prochain bilan de fonction relatif aux systèmes de sauvegarde, le système ASG tel que demandé par vos services centraux.
Demande A3 : Je vous demande de me faire parvenir votre prochain bilan de fonction systèmes de sauvegarde.
## Dérogation À Une Règle Nationale De Maintenance
L'article 2.4.2 de l'arrêté en référence [2] dispose que : *« L'exploitant met en place une organisation et des* ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. [ …] » Les inspecteurs ont examiné la maintenance effectuée sur le diaphragme identifié « 1EAS016DI »
concernant un défaut de parallélisme. Afin de statuer sur l'éventuelle remise en état de cet organe vos services ont établi un dossier de prise de décision. En effet, 1EAS016DI présentait un défaut de parallélisme supérieur à 0,5 mm qui est la valeur prescrite par la Règle National de Maintenance RNMTPAL AM 400 03 indice 4 (référence D455032118231 du 30/12/2016). Vos services ont statué sur le maintien en l'état de l'assemblage 1EAS016DI. Les inspecteurs ont demandé en séance à consulter l'accord formalisé par les services centraux statuant sur la possibilité de laisser en état l'organe 1EAS016DI. Vos représentants n'ont pas pu nous fournir ce document. Les inspecteurs ont noté que le dossier de prise de décision précédemment mentionné vous permettait également de laisser en l'état les organes 1EAS081DI et 1EAS015DI.
Je vous rappelle que toute dérogation à une RNM doit faire l'objet d'un accord formalisé de vos services centraux. Demande A4 : Je vous demande de me fournir l'accord formalisé vous autorisant à laisser en état les assemblages 1EAS016DI, 1EAS081DI et 1EAS015DI. Je vous demande de vous assurer d'être en possession, pour toutes les demandes de dérogation aux RNM ou au PBMP, de l'accord de vos services centraux.
## Etats Des Installations : Ecarts Ponctuels
L'article 2.6.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que : « **L'exploitant prend toute disposition pour détecter**
les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. Il prend toute disposition pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais. » Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont examiné l'état des installations et outre les écarts que vous aviez déjà identifiés, ont relevé un certain nombre de situations devant faire l'objet d'une caractérisation et si nécessaire d'un traitement. Dans les locaux LA et LB 0468 dans lesquels sont situées les bâches à soude du système EAS, les inspecteurs ont constaté la présence de soude cristallisée à la fois dans la zone de rétention mais également, pour la bâche de la voie A, en dehors de cette zone. Vos représentants nous ont indiqué que la présence de ces cristaux provenait d'une fuite connue au niveau des pompes de brassage situées près de la bâche. Les inspecteurs ont également constaté que l'entonnoir de collecte situé en aval de 1EAS401VB dans le local LA0468 était bouché. Dans ce même local les inspecteurs se sont interrogés sur l'existence d'une potentielle fuite au niveau du robinet 1EAS027VN. Des traces de soude étaient en effet présentes sur ce matériel.
Les inspecteurs ont constatés la présence d'une interaction entre deux lignes en acier inoxydable au niveau du capteur de débit 1RIS029MD classé EIP (équipement important pour la protection des intérêts protégés) et faisant partie du système d'injection de sécurité basse pression en branche chaude.
Vos représentants ont confirmé qu'une déformation du tracé de ces lignes était à l'origine de leur interaction. Au cours de la visite dans les locaux du système ASG, il a été constaté dans le local KB0532, où se situe la turbopompe 1ASG032PO, qu'une partie d'un chemin de câble était manquante. En effet les câbles situés sous le capteur 1ASG340YP n'étaient pas retenus par un chemin de câble et étaient donc suspendus.
Les inspecteurs ont constaté la présence d'une fuite d'huile sous l'accouplement de la turbopompe 1ASG021PO dans le local KA0524. Cette fuite ne semblait pas être mentionnée dans votre système de suivi des constats. Demande A5 : Je vous demande de caractériser les constats relevés ci-dessus et si nécessaire de réaliser un traitement d'écart approprié. Je vous demande de me fournir un bilan des caractérisations et des traitements réalisés sur chacun de ces constats.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Sécurisation Des Positions Servomoteurs Dr5/10 Par Des Entretoises Eitre
Au cours de la visite des installations les inspecteurs ont examiné si la sécurisation des positions des servomoteurs DR5 et DR10 était effective. Cette sécurisation a été déployée sur le parc afin de se prémunir d'un embrayage fortuit des commandes manuelles des robinets RIS et EAS. Le matériel permettant de sécuriser les positions des servomoteurs DR 5 et DR 10 consiste en une entretoise EITRE
qui s'insère directement entre la commande manuelle et le carter du réducteur du servomoteur. Les inspecteurs ont constaté qu'aucun des servomoteurs en tranche 1 ne disposait d'entretoises EITRE.
Lors de l'inspection réalisée en janvier 2020 et portant sur la même thématique vous aviez indiqué dans vos réponses que le site de Flamanville avait décidé de mettre en place les entretoises EITRE lors de l'arrêt 1R2420.
Les servomoteurs présentaient des traces laissant penser que des entretoises avaient été posées. Vos représentants nous ont indiqué ne pas savoir si effectivement celles-ci avaient été posées précédemment sur les équipements concernés du réacteur n°1.
Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer les raisons ne vous ayant pas permis d'installer ce nouveau matériel lors de l'arrêt fortuit 1F0119, de me confirmer le planning de déploiement de ce matériel de sécurisation et de m'indiquer si des entretoises EITRE avaient déjà été mises en place sur votre site.
## Retaillage Du Limiteur De Débit 1Eas106Di
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants au sujet de la demande de travaux (DT) 734763. Cette DT a pour objet le retaillage d'un limiteur de débit référencé 1EAS106DI. Les informations contenues dans cette DT indiquent que suite à diverses activités une diminution du débit dans cette ligne a été observée. Il a été établi par vos services que la diminution de débit pouvait à terme entraîner l'apparition d'une non-conformité. Il a alors été préconisé d'effectuer une opération de retaillage de cet organe afin de retrouver une valeur de débit plus importante et plus éloignée de la limite autorisée.
Il est par ailleurs indiqué que la réalisation d'un essai périodique (EP RRI 205/7205) vous permettra de vous assurer que le débit est conforme avec l'attendu.
Les inspecteurs ont souhaité connaître la raison n'ayant pas permis d'effectuer cette activité durant l'arrêt fortuit qu'a subi la tranche 1 au cours de l'année 2020. Ils ont par ailleurs souhaité savoir si l'EP RRI 205/7205 avait été effectué au cours de ce même arrêt fortuit. Vos représentants n'ont pas pu apporter des réponses sur ce sujet au cours de l'inspection.
Demande B2 : Je vous demande de me m'indiquer la ou les raisons ne vous ayant pas permis de réaliser l'opération de retaillage de cet organe au cours de l'arrêt fortuit 1F0119.
Demande B3 : Je vous demande également de m'indiquer la dernière date de réalisation de l'EP RRI 205/7205 et la dernière valeur de débit mesurée au cours de l'essai. Je vous demande enfin de m'indiquer si l'EP RRI205/7205 peut être réalisé en dehors d'un arrêt de réacteur, et de la future date prévue pour sa réalisation. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle EPR-REP
signé Jean-François BARBOT |
INSSN-BDX-2021-0078 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2021-050458 Monsieur le directeur du CNPE de Golfech BP 24 82401 VALENCE D'AGEN
Bordeaux, le 29 octobre 2021 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE de Golfech : **Environnement - Retour d'expérience de l'accident Lubrizol**
N° dossier (à rappeler dans toute correspondance) : Inspection n° INSSN-BDX-2021-0078 **du 31 août 2021** Références : [1] **Directive 2012/18/UE du Parlement européen et du Conseil du 4 juillet 2012 concernant la**
maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses, modifiant puis abrogeant la directive 96/82/CE du Conseil ;
[2] **Code de l'environnement, notamment ses chapitres III et VI du titre IX du livre V ;** [3] **Décret du 2019-190 du 14 mars 2019, publié le 16 mars 2019, codifiant les dispositions**
applicables aux installations nucléaires de base, au transport de substances radioactives et à la transparence en matière nucléaire ;
[4] **Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations** nucléaires de base ;
[5] **Décision n° 2013-DC-0360 modifiée du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et**
de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base ; [6] **Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux**
règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie ;
[7] **Courrier de l'ASN réf. CODEP-DEU-2019-042607 du 28 octobre 2019 relatif à la maîtrise des**
risques non radiologiques à la suite de l'accident « Lubrizol » à Rouen ;
[8] **Courrier EDF réf. D5067SSQGALSDA2020-010 du 30 janvier 2020 en réponse au courrier [7] ;**
[9] **Etude de dangers conventionnels du CNPE de Golfech réf. D455621020214 Ind. A du 31 mai**
2021 ;
[10] **Tableur « Registre SD 2021 site » constituant le registre des substances dangereuses du** CNPE de Golfech ;
[11] **Fiche de données de sécurité « hydrate d'hydrazine 40%-55% » n°001075-001 (version 4.0) du**
24/07/2017 établie par Arkema.
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 31 août 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Environnement - Retour d'expérience de l'accident Lubrizol ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif d'examiner certaines dispositions relatives à la maîtrise des risques non radiologiques, prises par le CNPE de Golfech. Cette inspection s'inscrivait notamment dans le cadre du retour d'expérience de l'accident survenu le 26 septembre 2019 dans l'usine de la société Lubrizol à Rouen. Dans ce contexte, le classement « seuil haut » de vos installations au sens de la directive « Seveso 3 » [1], justifie une vigilance particulière de votre part sur ces risques. A cet égard, dans son courrier [7], l'ASN attirait votre attention sur la nécessité de vous assurer du caractère opérationnel des mesures de maîtrise des risques, en période de forte comme de faible activité, de la complétude et de la tenue à jour des informations contenues dans votre registre des substances dangereuses, ainsi que des éléments devant figurer dans votre rapport de sûreté vis-à-vis des risques non radiologiques.
Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont vérifié, par sondage, les éléments mentionnés dans votre réponse [8] au courrier [7], notamment le registre des substances dangereuses présentes sur votre site. Ils ont également examiné certains points de votre étude de dangers conventionnels [9] (EDDc). Enfin, un exercice visant à mettre en pratique vos réponses au courrier [7] a également été organisé. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont rendus dans les locaux de conditionnement et d'injection des réactifs chimiques (SIR) de la salle des machines des tranches 1 et 2, au sein desquels sont entreposées des substances dangereuses.
Les inspecteurs se sont également effectué une visite de la station de déminéralisation et de son aire de dépotage.
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que votre connaissance de l'étude de dangers conventionnels [9], réalisée par vos services centraux, est insuffisante. De plus, le registre des substances dangereuses n'est pas opérationnel et constitue une simple liste des capacités avec les quantités maximales pouvant être détenues sur le CNPE. A l'occasion de l'exercice de mise en situation, des incohérences ont été relevées par les inspecteurs, notamment la présence de substances dangereuses non répertoriées dans votre documentation et vos outils informatiques internes. Les inspecteurs estiment que l'organisation de votre site vis-à-vis de la maitrise des risques non radiologiques doit être améliorée.
## Exercice De Mise En Situation
Le II de l'article L. 593-6 du code [2] dispose que : « *L'exploitant recense, dans un rapport de sûreté, les* risques auxquels son installation peut exposer, directement ou indirectement, les intérêts mentionnés à l'article L. 593-1, que la cause soit interne ou externe à l'installation. Le rapport de sûreté tient lieu de l'étude de dangers prévue à l'article L. 551-1. […] L'exploitant tient à jour [le document susmentionné]. » Le I de l'article 3.8 de l'arrêté [4] dispose par ailleurs que « *la démonstration de sûreté nucléaire s'appuie* sur des données à jour et référencées **».**
L'article 1.2.3 de la décision [6] dispose que : « Dans le cadre fixé par les articles 1.2.1 et 1.2.2, l'exploitant met en place des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie prenant en compte l'ensemble des aspects techniques et des facteurs organisationnels et humains pertinents. En particulier, ces dispositions contribuent, en cas d'incendie, à assurer la protection des personnes nécessaires aux opérations d'atteinte et de maintien d'un état sûr de l'INB et à l'intervention et la lutte contre l'incendie. » Enfin, l'article 4.2.1 de la décision [5] dispose que : « *II. - L'exploitant, sans préjudice des dispositions du* code du travail, dispose des documents lui permettant de connaître la nature et les risques des substances dangereuses présentes dans l'installation, en particulier les fiches de données de sécurité. III. - L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages. » En début d'inspection, un exercice documentaire, postulant un incendie généralisé des locaux SIR
de la salle des machines du réacteur 2, a été organisé. Au cours de celui-ci, il vous a été demandé de fournir la liste, qualitative et quantitative, des substances dangereuses qui y sont présentes, sans possibilité d'accéder physiquement à l'installation. Cet exercice a été suivi d'une visite de ces mêmes locaux permettant de comparer les informations fournies durant l'exercice à la nature et aux quantités de substances dangereuses réellement présentes dans l'installation. Les inspecteurs ont constaté que vous étiez en capacité d'identifier et d'indiquer, au cours de l'exercice, la nature des différentes substances dangereuses présentes dans les réservoirs des locaux SIR ainsi que leur capacité maximale en vous basant sur le registre des substances dangereuse du site [10]. Vos représentants ont indiqué que le registre permettait de recenser les quantités maximales de substances dangereuses présentes dans les différents locaux du site. Ce registre ne vous permet pas de connaitre les quantités réellement présente ce qui ne répond pas aux dispositions du III de l'article 4.2.1 de la décision [5]. De plus, sur le terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de certaines substances dangereuses présentes dans les locaux le jour de l'inspection (peroxyde d'hydrogène) qui n'avaient pas été mentionnées par vos représentants durant l'exercice. La fiche de données de sécurité (FDS) du peroxyde d'hydrogène stipule que la substance présente un risque particulier du fait de son caractère oxydant et qu'elle se décompose en oxygène, composé pouvant modifier le comportement d'un incendie.
A.1 : L'ASN vous demande de tenir à jour un registre répondant aux exigences du III de l'article 4.2.1 de la décision relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base [5]. Vous lui transmettrez ce registre dès qu'il sera établi.
## Resencement Triannuel Des Substances Dangereuses Relevant De La Directive Seveso Iii
Le I de l'article 4.3.2 de l'arrêté [4] dispose que « s*i l'exploitant détient, dans une installation nucléaire de* base, au moins l'une des substances ou préparations chimiques mentionnées à l'annexe I de l'arrêté du 10 mai 2000 modifié susvisé dans sa version mentionnée en annexe I [substance relevant de la directive européenne Seveso[1]], il est tenu de déclarer périodiquement à l'Autorité de sûreté nucléaire la liste et les quantités des substances et préparations mentionnées à cette annexe détenues au sein de son établissement ou susceptibles de l'être **».**
La consultation du registre qui constitue une liste des quantités maximales des substances dangereuses pouvant être présentes sur vos installations montre que les quantités mentionnées sont supérieures aux quantités déclarées en application de l'article 4.3.2 de l'arrêté [4]. Chaque exploitant d'installation nucléaire de base détenant au sein de son établissement au moins l'une des substances ou préparations chimiques mentionnées à l'annexe I de la directive « Seveso 3 », est tenu de déclarer la liste et les quantités de ces substances et préparations. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les quantités déclarées ne correspondent pas aux quantités maximales pouvant être physiquement présentes dans vos installations.
A.2 : L'ASN vous demande de procéder à la modification de votre déclaration de substances dangereuses pour la mettre en cohérence avec la liste des quantités maximales pouvant être détenues présentée pendant l'inspection.
## Etude Des Dangers
Les inspecteurs ont constaté l'absence de scénario de dispersion d'un nuage d'hydrate d'hydrazine à la différence des études de dangers d'autres CNPE. Vos représentants ont mentionné que la nouvelle méthodologie utilisée pour réaliser l'étude des dangers du CNPE de Golfech consistait à ne pas retenir de scénario de dispersion pour les substances dont la pression de vapeur saturante est inférieure à 1 kPa. Or, la fiche de données de sécurité [11] que vous avez communiquée aux inspecteurs mentionne une pression de vapeur comprise entre 1,5 et 20 kPa.
## A.3 : L'Asn Vous Demande De Compléter Votre Étude Des Dangers Avec Les Scénarios De Dispersion D'Un Nuage D'Hydrate D'Hydrazine.
Les inspecteurs ont également observé que les distances des effets irréversibles de certains scénarios identifiés dans l'analyse préliminaire des risques (APR) de votre étude des dangers sont très proches des limites du site. Compte tenu des incertitudes des méthodes utilisées, ils considèrent que ces scénarios auraient dû faire l'objet d'une modélisation plus approfondie.
De plus, les inspecteurs ont constaté que le scénario de dispersion toxique T1 ne concernait qu'une seule bouteille d'ammoniac et que la fuite simultanée de plusieurs bouteilles n'avait pas été étudiée. Les inspecteurs s'interrogent sur l'exhaustivité des scénarios présentés dans l'étude des dangers, en particulier au regard des localisations et quantités de matières dangereuses mentionnées dans registre [10].
A.4 : L'ASN vous demande de vérifier l'exhaustivité des scénarios présentés dans votre étude des dangers [9] et de la compléter le cas échéant. Tuyauterie véhiculant des substances dangereuses Les inspecteurs ont consulté le plan d'action n°212261 relatif à la déformation de la tuyauterie 1 RHY 007 TY du système de distribution de l'hydrogène gazeux dans l'ilot nucléaire. Cette tuyauterie est équipée d'une double enveloppe permettant de collecter l'hydrogène gazeux en cas de fuite de la tuyauterie interne. Les inspecteurs ont constaté que l'analyse de ce plan d'action est incomplète puisque cette situation n'est pas prise en compte.
A.5 : L'ASN vous demande de compléter l'analyse de ce plan d'action et de définir les mesures compensatoires dans l'attente de la réparation de la tuyauterie 1 RHY 007 TY.
## Confinement
Les inspecteurs ont constaté que la porte coupe-feu du local MB 405, nécessaire au confinement, n'était pas fermée.
A.6 : L'ASN vous demande de respecter les disposition vous permettant d'assurer le confinement de vos installations. Accès à la rétention de la cuve d'acide chlorhydrique Lors de la visite des installations de la station de déminéralisation, les inspecteurs ont constaté que la porte d'accès à la rétention de la cuve d'acide chlorhydrique n'était pas verrouillée.
A.7 : L'ASN vous demande corriger cette situation et d'en tirer le retour d'expérience. Vous l'informerez des dispositions que vous mettrez en place.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Entreposage De Substances Dangereuses
Lors de la visite des locaux SIR du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté la présence d'un entreposage de peroxyde d'hydrogène, ce qui n'était pas mentionné dans le registre des substances dangereuses pour ce local.
B.1 : L'ASN vous demande de lui communiquer l'analyse des risques présentés par cet entreposage. Vous l'informerez des mesures mises en œuvre le cas échéant.
## Non Port Des Epi Sur Un Chantier En Cours
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté que les intervenants ne portaient pas les équipements de protection listés sur le panneau récapitulant les conditions d'accès du chantier en cours sur la vanne 2 APP 066 VV du système d'alimentation en eau de la turbopompe alimentaire principale. D'après les intervenants, les équipements listés ne correspondraient pas à la phase actuelle du chantier. Cet équipement contient du fyrquel, substance dangereuse présentant les mentions de danger « H360f » (peut nuire à la fertilité), « H373 » (risque présumé d'effets graves pour les organes à la suite d'expositions répétées ou d'une exposition prolongée) et « H410 » (très toxique pour les organismes aquatiques, entraine des effets néfastes à long terme). Par ailleurs, des informations contradictoires ont été communiquées aux inspecteurs quant à la vidange de l'équipement et la présence résiduelle de fyrquel dans l'équipement.
B.2 : L'ASN vous demande de l'informer de la présence de fyrquel à tous les stades des travaux réalisés sur l'équipement 2 APP 066 VV et de lui transmettre l'analyse de risque du chantier. Vous lui communiquerez votre analyse de la situation constatée par les inspecteurs ainsi que les mesures que vous avez mis en œuvre à l'issue de l'inspection.
## Salle Des Machines
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un tuyau souple de défense contre l'incendie en travers de la porte 2 JSM 513 PD de la salle des machines qui était maintenue ouverte alors que l'affichage précise que cette porte doit être maintenue fermée en l'absence de transit de matériel.
B.3 : L'ASN vous demande de lui indiquer la position requise de la porte 2 JSM 513 :PD ainsi que l'analyse de risque de la situation constatée par les inspecteurs. Vous l'informerez des mesures correctives et compensatoires que vous mettrez en place le cas échéant..
## Tuyauterie Véhiculant Des Substances Dangereuses
Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles réalisés sur les tuyauteries véhiculant des substances dangereuses. Ils ont consulté le rapport du contrôle visuel des tuyauteries 2 AFR 000 SYST du système du fluide de régulation des turbopompes alimentaires (AFR) réalisé en 2020. Celui-ci mentionne des réparations à réaliser, en particulier la reprise de l'étanchéité des filtres de l'équipement 2 AFR TPA 2 prévue sous la tâche d'ordre de travail n°3384676-02. La consultation de votre base des données ne mentionne aucune justification alors que ces travaux ont été annulés.
B.4 : L'ASN vous demande de reprogrammer cette activité en l'absence de justification. B.5 : L'ASN vous demande de vérifier la bonne réalisation de l'ensemble des travaux nécessaires suites aux constats relevés lors du contrôle des tuyauteries 2 AFR 000 SYST.
## Fluides Frigorigènes
Les inspecteurs se sont intéressés au bilan sur 3 ans des pertes de fluides frigorigènes. Ce bilan n'est pas réalisé pour les groupes froids des installations industrielles.
B.6 : L'ASN vous demande de lui transmettre le bilan des pertes de fluides frigorigènes sur les installations considérées comme industrielles sur une période minimale de trois années accompagné de votre analyse et de plan d'actions que vous mettrez en œuvre le cas échéant.
Pour les groupes froids des installations tertiaires, le bilan réalisé montre que plusieurs groupes froids font l'objet de pertes régulières. Vos représentants ont indiqué qu'un plan d'action sera établi en fonction des conclusions d'audits en cours.
B.7 : L'ASN vous demande de lui communiquer le plan d'action que vous mettrez en œuvre sur les groupes froids des installations tertiaires.
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les rapports des vérifications périodiques et réglementaires des groupes froids. Ils ont constaté que le rapport du contrôle du 11 janvier 2021 de l'équipement 2 DEG 033 GF du système de production d'eau glacée (DEG) n'était pas signé par le CNPE de Golfech tel que le prévoit le formulaire réglementaire (Cerfa n°15497*02).
B.8 : L'ASN vous demande de lui communiquer le rapport de contrôle dument signé.
Les inspecteurs ont consulté les comptes rendus d'analyse des événements significatifs pour l'environnement (CRESE) relatifs aux cumuls des pertes de fluides frigorigènes pour les années 2020 et 2021. Ces plans d'action de ces CRESE mentionnent tous deux les actions référencées A0000164151, A0000164156 et A0000164173. Vos représentants ont confirmé que ces actions n'étaient pertinentes que pour le seul CRESE relatif aux émissions de l'année 2020 et qu'il s'agissait une erreur de recopie dans le CRESE relatif aux émissions de l'année 2021.
B.9 : L'ASN vous demande de mettre à jour le CRESE relatif au cumul des pertes de fluides frigorigènes pour l'année 2021. Evénement intéressant pour l'environnement (EIE)
Vous avez communiqué à l'ASN la déclaration de l'EIE n°21-06 relatif à la fuite d'une tuyauterie enterrée, sur un tronçon allant du refoulement des pompes d'exhaures des fosses de neutralisation de la station de déminéralisation jusqu'à l'ouvrage de rejet principal. Ce tronçon n'était plus utilisé mais il n'avait pas été démantelé, dans l'attente d'une décision finale quant à l'opportunité de le conserver.
B.10 : L'ASN vous demande de lui communiquer le recensement des tuyauteries enterrées présentes sur le CNPE de Golfech qui ne sont plus utilisées et qui n'ont pas été démantelées, suceptibles de présenter une situation similaire à l'EIE n°21-06.
## Fuite Goutte À Goutte En Salle Des Machines Du Réacteur 2
Lors de la visite de la salle des machines du réacteur 2, les inspecteurs ont constaté la présence d'une rubalise autour d'une flaque de liquide inconnu, alimentée par un goutte à goutte (30 gouttes / minute) dont l'origine n'était pas identifiée.
B.11 : L'ASN vous demande de lui communiquer la caractérisation de ce constat fait par les inspecteurs et ainsi que les mesures correctives que vous avez mis en œuvre.
## Visite De La Station De Déminéralisation
Lors de la visite de la station de déminéralisation, les inspecteurs ont constaté la présence d'un balisage temporaire (rubalise) informant de la présence d'un produit corrosif au niveau des évents de ventilation du compartiment de la cuve d'acide chlorhydrique. Vos représentants ont mentionné que ce balisage était présent depuis longtemps et devait être considéré comme permanent.
B.12 : L'ASN vous demande de lui communique votre analyse de cette situation. Vous l'informerez des mesures que vous méttrez en œuvre le cas échéant.
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un nombre important de demande de travaux à la station de déminéralisation. Ils s'interrogent sur le cumul de ces demandes non résorbées ainsi que sur leurs échéances de traitement.
B.13 : L'ASN vous demande de lui communiquer la liste des demandes de travaux concernant la station de déminéralisation, votre analyse de cette situation ainsi que votre programme de traitement de ces demandes.
Les inspecteurs ont également constaté la présence d'un échafaudage non fixé au sous-sol (niveau
- 4 m) de la station de déminéralisation alors qu'il avait été réceptionné conforme. Cet échafaudage présentait un risque d'agression pour la tuyauterie voisine ainsi que pour le coffret électrique. De plus, il présentait une fiche d'écart relative au colisage interdisant son entreposage dans le local.
B.14 : L'ASN vous demande de lui communique votre analyse de la situation ainsi que les mesures que vous mettrez en œuvre.
## C. Observations C.1 Formation Aux Risques Chimiques
Le carnet de formation de votre appui à l'ingénieur environnement ne mentionne pas de formation ou de recyclage dans le domaine des risques présentés par les substances dangereuses dits « risques chimiques ». Les inspecteurs ont noté que celle-ci est partiellement incluse dans la formation à la radioprotection dont le recyclage est réalisé tous les trois ans mais qu'aucune attestation n'est délivrée pour la partie risque chimique.
*****
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Simon GARNIER |
INSSN-LYO-2021-0557 | Lyon, le 5 octobre 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-044455 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Cruas-Meysse** Electricité de France BP 30 07350 CRUAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os111 et 112)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0557 du 17 septembre 2021 Thème : « Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simple »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples.
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB
[4] Guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection référencée D455014029144 indice 2
[5] Cahier technique professionnel pour le suivi en service des systèmes frigorifiques sous pression du 23 juillet 2020 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB en référence), une inspection a eu lieu 17 septembre sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « application de l'arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression (ESP) et des récipients sous pression simples
(RPS) ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet portait sur l'application de l'arrêté ministériel relatif au suivi en service des équipements sous pression non suivis par un plan d'inspection rédigé par le service d'inspection reconnu (SIR), selon le guide professionnel EDF [4]. Les inspecteurs ont notamment examiné l'organisation mise en place (documents et enregistrements) pour respecter les dispositions de cet arrêté, et plus particulièrement :
- la liste des équipements sous pression non suivis par un plan d'inspection rédigé selon le guide professionnel EDF [4] ;
- les conditions d'installation et d'exploitation de ces équipements sous pression ;
- des dossiers d'équipements, sélectionnés par sondage.
Au vu de cet examen, il apparaît que l'organisation mise en place pour le suivi de ces équipements par EDF, exploitant la centrale nucléaire de Cruas-Meysse, est satisfaisante. Toutefois, le contenu des plans d'inspection des équipements frigorifiques suivis selon le cahier technique professionnel [5] n'est pas complet et les exigences définies des équipements sous pression identifiés comme éléments importants pour la protection ne sont pas définis conformément à la réglementation en vigueur
## A. Demandes D'Actions Correctives 2 Eléments Et Activités Importantes Pour La Protection Des Intérêts (Eip Et Aip) :
L'arrêté du 7 février 2012 précise à l'article 2.5.1 que « *l'exploitant identifie les éléments importants pour* la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour » et à l'article 2.5.2 que « *l'exploitant* identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour ».
La liste établie en application de l'article 6 de l'arrêté [2] identifie certains ESP comme EIP. L'exploitant dispose d'une liste générique des AIP sur son site (D5180/NE/DE/13034 indice 3 - « Note site : Liste des EIP et AIP du CNPE de Cruas et exigences afférentes »). Les inspecteurs ont souhaité connaître les exigences définies afférentes pour ces équipements. Les réponses apportées par vos représentants le jour de l'inspection étaient partielles et n'ont pas permis d'identifier clairement les exigences définies aux équipements 0 DEB 101 GF et 1 RCP 225.
De même, les exigences définies des AIP spécifiques à ces équipements n'étaient pas identifiées.
Demande A1 : je vous demande de définir les exigences définies applicables à **l'ensemble des**
équipements sous pression identifiés comme EIP et **de définir, pour chaque AIP mise en œuvre** sur ces équipements, les exigences définies afférentes. **Enfin, une fois les exigences définies des**
AIP et EIP identifiées, je vous demande de définir les contrôles techniques associés, tel que prévu à l'article 2.5.3 de l'arrêté [3].
## Plan D'Inspection Des Équipements Suivis Selon Le Cahier Technique Professionnel Pour Le Suivi En Service Des Systèmes Frigorifiques :
L'article 35 de l'arrêté [2] précise que « Les guides professionnels et cahiers techniques professionnels mentionnés à l'annexe 2 qui fixent des natures de contrôle ou des périodes maximales entre requalifications périodiques non conformes à celles de l'article 13 restent applicables après l'entrée en vigueur du présent arrêté. Ils sont le cas échéant mis en accord avec le guide professionnel reconnu mentionné au 2° de l'article R. 557-14-4 du code de l'environnement *au plus tard le 1er janvier 2020. Les cahiers techniques professionnels* peuvent être utilisés sans obligation d'élaboration d'un plan d'inspection au plus tard jusqu'au 1er janvier 2021. »
Au cours des échanges, le SIR du CNPE a précisé aux inspecteurs qu'un plan d'inspection périodique avait été rédigé et approuvé par un organisme habilité pour chaque équipement frigorifique. Les inspecteurs ont examiné le plan d'inspection de l'équipement 0 DEB 101 GF.
Le cahier technique professionnel pour le suivi en service des systèmes frigorifiques sous pression du 23 juillet 2020 précise au § A.8 que le plan d'inspection « *liste notamment* :
- *Les caractéristiques de construction du système* :
o *Les limites admissibles (PS, TS) définies par le fabricant*
- *Les caractéristiques d'utilisation du système* :
o *Les plages de fonctionnement (pression, température) définies par l'exploitant en tenant compte des* conditions pour lesquelles il a été conçu et fabriqué ».
Les inspecteurs ont relevé que le plan d'inspection référencé PIE0DEB101GF de l'équipement 0 DEB 101 GF ne mentionnait pas les plages de fonctionnement définies par l'exploitant. Demande A2 **: je vous demande de compléter le plan d'inspection de l'équipement 0 DEB 101 GF** avec les plages de fonctionnement que vous avez définies en vous assurant de la compatibilité avec les conditions pour lesquelles l'équipement a été conçu et **fabriqué. Vous vérifierez**
également que ces plages de fonctionnement sont bien renseignées dans les plans d'inspections des autres **équipements suivis selon le cahier technique professionnel pour le suivi en service des**
systèmes frigorifiques sous pression du 23 juillet 2020.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Organismes Habilités :
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 précise que « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer :
- *qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application* de l'article 2.3.2 ;
- que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ;
- qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.
Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. II. ― Ne sont toutefois pas soumis à cette surveillance les organismes ou laboratoires indépendants de l'exploitant, habilités, agréés, délégués, désignés, reconnus ou notifiés par l'administration, lorsqu'ils réalisent les contrôles techniques ou évaluations de conformité prévus par la réglementation. L'exploitant s'assure de la validité de l'habilitation, agrément, délégation, désignation, reconnaissance ou notification de l'organisme qu'il sollicite pour l'exercice des activités concernées et à la date de réalisation de celles-ci. Pour ces activités, les contrats qui lient l'exploitant et l'organisme sont spécifiques. »
Les requalifications périodiques des systèmes frigorifiques sous pression sont confiées à un organisme ; les inspecteurs ont pu consulter le contrat référencé N°0797703/200730-0442 révision 0 entre l'exploitant et cet organisme. Ce contrat était uniquement signé par l'organisme habilité.
Au cours des échanges, vos représentants ont précisé que les inspections périodiques des équipements frigorifiques n'étaient pas réalisées par le SIR. Aucun contrat entre l'exploitant et l'organisme pour ces activités n'a toutefois pu être présenté aux inspecteurs. Demande B1 : je vo**us demande de transmettre le contrat entre l'exploitant des équipements** frigorifiques et l'organisme habilité **pour la réalisation des activités de sous-traitance,**
comprenant **la réalisation des inspections périodiques de ces équipements.**
## Dossier D'Exploitation - Équipement 0 Zou A02 Yz(Acafr) :
Dans le cadre des vérifications menées, les inspecteurs ont relevé dans la notice d'instruction de l'équipement 0 ZOU A02 YZ qu'au-delà de 50 000 cycles, l'équipement présente un risque de rupture par fatigue. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'aucune durée de vie n'était définie, le nombre de 50 000 cycles étant difficilement atteignable.
Demande B2 : je vous demande **de m'indiquer les dispositions mises en place pour respecter cette**
disposit**ion définie par le constructeur de l'équipement**.
## Visite Des Installations :
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont constaté :
- la présence d'eau sous le calorifuge de l'équipement 4 DEL 024 VD,
- la présence de mousse sur les équipements 0 DEB 027 VD et 0 DEB 003 PO non nettoyés,
- que des brides à proximité des équipements 0 DEB 500 EV et 0 DEB 500CS présentaient des traces de rouille.
4
Demande B3 : je vous demande de **m'informer des suites données à ces constats.**
## C. Observations
C.1 Surveillance
## C.1 Liste Des Équipements Sous Pression
L'article 6 de l'arrêté [2] stipule que « l'exploitant tient à *jour une liste des récipients fixes, des générateurs* de vapeur et des tuyauteries soumis aux dispositions du présent arrêté, y compris les équipements ou installations au chômage. Cette liste indique, pour chaque équipement, le type, le régime de surveillance, les dates de réalisation de la dernière et de la prochaine inspection et de la dernière et de la prochaine requalification périodique.
L'exploitant tient cette liste à la disposition des agents chargés de la surveillance des appareils à pression. »
Quelques informations étaient manquantes dans la liste transmise à l'inspection.
La liste des équipements sous pression doit être tenue à jour, et le type d'équipements **précisé.**
## C.2 Registre
L'article 6 de l'arrêté [2] stipule que le dossier d'exploitation des équipements sous pression comprend : « un registre où sont consignées toutes les opérations ou interventions datées relatives aux contrôles, y compris de mise en service le cas échéant, aux inspections et aux requalifications périodiques, aux incidents, aux évènements, aux réparations et modifications ».
Le registre de l'équipement 0 ZOU A02 AY était erroné : il précisait que l'équipement avait été requalifié en 2021, alors que l'équipement a été requalifié en mars 2016. L**e dossier d'exploitation doit être tenu à jour conformément à l'article 6 de l'arrêté [2].** Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |
INSSN-BDX-2021-0014 | Référence courrier :
CODEP-BDX-2021-053040 Monsieur le directeur du CNPE du Blayais BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Bordeaux, le 12 novembre 2021 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base.** CNPE du Blayais : **gestion du retour d'expérience**
N° dossier: Inspection n° INSSN-BDX-2021-0014 **des 15 et 16 septembre 2021**
Références : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base ; [3**] D5150CRESS02920CDT indice 0- rapport événement significatif pour la sûreté - tranche 4** Interruption de l'essai périodique EPC 4 LLS 40 à la suite de l'arrêt inopportun de 4 LLS 001 TC ;
[4**] D5150CRESS03121CDT indice 0- rapport événement significatif pour la sûreté - tranche 1**
interruption de l'essai périodique de re requalification EPC 1 LLS 010 à la suite de l'arrêt inopportun de 1 LLS 001 TC.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 15 et 16 septembre 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « gestion du retour d'expérience». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la gestion du retour d'expérience (REX). Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place pour fiabiliser la remontée des informations issues du terrain au travers du programme d'action corrective (PAC) et pour analyser les événements, la méthodologie et la profondeur des analyses menées par le CNPE pour s'assurer de la recherche des causes profondes des événements et l'évaluation des processus signaux faibles et REX. Les inspecteurs ont déployé cet examen sur la base d'événements importants survenus en 2020, notamment lors d'entretiens avec des interlocuteurs partis prenantes du REX.
Au vu de cet examen, les inspecteurs ont souligné l'engagement de la direction sur le sujet du REX. Le CNPE est acteur du processus. L'ensemble des personnes rencontrées y compris les entreprises extérieures sont impliquées dans le processus REX qui est efficace. La recherche des causes profondes et la pertinence des analyses sur le facteur humain et organisationnel ont été remarquées favorablement par les inspecteurs et vue en nette amélioration. Le CNPE a dépassé le stade de tout justifier par l'erreur humaine et l'absence d'application des pratiques de fiabilisation individuelle (PFI) dans l'analyse des causes profondes des événements. Les inspecteurs ont souligné le réel pilotage de la ressource constituée par les pilotes opérationnels des rapports d'événements significatifs (CRESx) permettant d'organiser et de garantir leur indépendance. Par ailleurs, les inspecteurs ont noté la pertinence des analyses facteur humain menées dans les rapports examinés. Toutefois, des améliorations sont attendues sur la prise en compte du retour d'expérience interne.
L'effort doit être porté sur la définition d'actions correctives permettant de vérifier qu'un dysfonctionnement (matériel ou organisationnel) constaté n'existe pas par ailleurs sur l'installation.
## A. Demandes D'Actions Correctives Revue De Processus
L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] stipule que « I. - L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. II. - Le système de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er. 1. III. - Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant :
- d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et leurs exigences définies ; - de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 ; - d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ;
- de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ; - de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise. ». L'article 2.4.2 de l'arrêté [2] stipule que « L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. Il procède périodiquement à une revue de son système de management intégré dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles, et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues. **».** Les inspecteurs ont examiné la revue 2020 du sous processus REX « 1 AMC ». Les inspecteurs ont trouvé cette revue de sous processus très pertinente, les failles et faiblesses y sont identifiées. Toutefois, il n'a pas été possible d'avoir une vision intégrée du suivi des actions correctives issues des différents diagnostics en lien avec des faiblesses identifiées et leur récurrence.
Le processus du REX fait partie du Système de management intégré (SMI) élaboré en application des articles 2.4.1 et 2.4.2 de l'arrêté [2]. A ce titre, ces dispositions doivent faire l'objet d'une évaluation régulière, suivie le cas échéant d'un plan d'action pour en améliorer l'efficacité. Le cycle d'évaluation doit s'appuyer sur une organisation formalisée. Le plan d'action doit être priorisé et faire l'objet d'une traçabilité.
A.1 : L'ASN vous demande d'établir un plan d'action global de la revue 2020 du sous-processus REX « 1 AMC », intégrant de manière cohérente les actions correctives sur la base des fragilités identifiées. Vous veillerez à préciser pour chacune de ces actions le pilote, l'échéance et le niveau de priorité. Vous veillerez également, lorsque cela est nécessaire, à justifier la reconduction d'actions déjà existantes en 2018 et 2019. Vous préciserez enfin les modalités prévues pour évaluer l'efficacité de chacune de ces actions correctives. Vous lui transmettrez ce plan d'action sous 4 mois ; A.2 : L'ASN vous demande de lui communiquer la revue 2021 du sous processus REX « 1AMC ».
## Rapports D'Événement Significatif
Les inspecteurs ont examiné le rapport [3]. Le 29/07/2020 le réacteur 4 est en production (RP), l'essai périodique du système de distribution de secours en 380 V EPC 4 LLS 040 est programmé et le Turboalternateur 4 LLS 001 TC est à l'arrêt. En application de la gamme d'EP, le turbo-alternateur 4 LLS
001 TC est mis en service. Cette séquence est validée par l'apparition des témoins 4 LLS 001 et 003 LA. La gamme d'essai précise qu'en cas de non allumage des témoins (symptomatique d'un défaut sur LLS), l'opérateur doit procéder à la mise à l'arrêt du turbo-alternateur. L'opérateur ayant a priori fait une lecture trop rapide de la gamme d'essai arrête le turbo-alternateur sans raison car le test de démarrage était concluant. L'analyse menée par l'exploitant fait apparaitre que l'opérateur n'a pas appliqué pas à pas la gamme de l'EPC LLS040 et n'a pas lu le libellé de l'action dans la gamme de l'EP. Une des actions correctives engagées consiste à modifier la gamme d'essai afin d'en améliorer l'ergonomie. En septembre 2021, l'événement [4] s'est produit sur le réacteur 1 lors de l'essai périodique EPC 1 LLS 010. Il présente les mêmes origines que l'événement du 29/07/2020. Le REX de l'événement de 2020 n'a pas été capitalisé et étendu à l'ensemble des essais périodique LLS où le risque d'arrêt impromptu du turbo alternateur LLS est présent. Une action corrective du rapport [4] permet de répondre à cette attente. Les inspecteurs constatent que l'exploitant ne s'interroge pas systématiquement sur l'existence par ailleurs des fragilités (techniques et / ou organisationnelles) mises en cause dans un CRESx.
A.3 : L'ASN vous demande renforcer la prise en compte du retour d'expérience interne dans vos analyses en vous assurant que l'existence sur le site d'autres dysfonctionnements potentiels de cause identique est systématiquement recherchée.
## Mesures D'Efficacité Des Actions Correctives
Selon l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; mettre en œuvre les actions ainsi définies ; évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Les inspecteurs ont constaté, sur la base des rapports d'évènements significatifs examinés, que le CNPE rencontrait des difficultés pour définir des mesures d'efficacité de certaines de ses actions correctives.
A.4 : L'ASN vous demande de lui préciser les actions engagées afin d'améliorer la définition des mesures d'efficacité des actions correctives en réponse aux dispositions de l'arrêté [2]. Pratiques de fiabilisation des interventions (PFI)
Les inspecteurs ont constaté une application des PFI hétérogènes sur le site.
A.5 : L'ASN vous demande de faire un bilan du retour d'expérience issu des difficultés rencontrées sur l'application des PFI au sein des différents services du CNPE. Vous lui ferez part des mesures d'amélioration éventuellement prises ou envisagées.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Debreifing
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la base EBRID permettant de capitaliser les débriefings allez être remplacée par un nouveau module de l'application « caméléon » baptisé « caméléon débriefing ». Ainsi, toutes les données alimentant le REX seront contenues dans une même application.
B.1 : L'ASN vous demande de lui présenter votre stratégie pour exploiter ce nouveau module dédié au débriefing. Vous préciserez vos attentes, vos objectifs de capitalisation et la valorisation des retours faits par les entreprises extérieures ; B.2 : L'ASN vous demande de lui présenter l'organisation mise en place pour accompagner la conduite au changement lié à l'utilisation de ce nouveau module.
## Rex Des Exercices Pui
Après chaque exercice de crise, l'ingénieur plan d'urgence interne (PUI) effectue une collecte de REX à chaud (débriefing global, individuel et papier), puis une collecte de REX à froid (analyse des communications enregistrées et des actions) de chaque exercice. Les inspecteurs s'étonnent, compte tenu de la nature et de la complexité des données à collecter pendant les exercices (compétences mobilisées par les acteurs, fonctionnement et résilience du collectif, efficacité du leadership, prises d'initiatives, gestion du stress, clarté des rôles et responsabilités, etc.), de l'absence de compétences FOH pour contribuer à cette collecte, notamment lors des observations.
B.3 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la pertinence d'associer sythématiquement une compétence FOH pour la collecte des données lors des excercices PUI.
## Prise En Compte Du Rex Logistique À L'Issue Des Arrêts
Dans le cadre de la préparation modulaire des arrêts de réacteur pour maintenance et rechargement en combustible, il est prévu un module 6 de débriefing permettant l'élaboration du REX à l'issue de l'arrêt. Lors des différents entretiens, les inspecteurs ont eu connaissance des difficultés inhérentes à la logistique lors des arrêts : « l'existence de problèmes de planning incohérents concernant la gestion des échafaudages avec des métiers qui ne jouent pas le jeu. Ces problèmes sont présents surtout lors des arrêts du type visite partielle où beaucoup de métiers font la demande et ne se concertent pas entre eux. Toutes les demandes passent par l'application « EPSILON » sans véritables accompagnements, cela engendre des problèmes d'anticipation. A ce jour nous avons aucune vison sur le planning du grand carénage ».
B.4 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre REX de la partie logistique à l'issue de la campagne d'arrêt de 2020 et dans un second temps de 2021 .
## C. Observations
Les inspecteurs ont noté que le site avait des difficultés pour valoriser le REX positif et les bonnes pratiques. Les inspecteurs considèrent qu'il s'agit d'éléments importants et constitutif essentiel du REX.
C.1 : L'ASN vous invite à promouvoir la capitalisation du REX positif et des bonnes pratiques.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, **à l'exception des demandes A.1 pour laquelle le** délai est fixé à quatre mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux signé Bertrand FREMAUX |
INSSN-LYO-2021-0397 | Lyon, le 30 septembre 2021 Référence courrier : CODEP-LYO-2021-044921 Monsieur **le Directeur**
Orano Chimie Enrichissement BP 16 26701 PIERRELATTE **Cedex**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Thème : Prévention des pollutions et des nuisances - INB no 138 Code : Inspection INSSN-LYO-2021-0397 du 16 septembre 2021
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 30 juin 2006 relatif aux installations de traitements de surfaces soumises à autorisation au titre de la rubrique n° 2565 de la nomenclature des installations classées, dans sa rédaction en vigueur à la date de publication de l'arrêté du 7 février 2012 modifié [2]
[4] Décision n°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection de votre établissement de Pierrelatte dans l'INB 138 a eu lieu le 16 septembre 2021 sur le thème de la prévention des pollutions et la maîtrise des nuisances, au niveau des ateliers de traitement de surface de d'installation.
À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, je vous communique ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 16 septembre 2021 concernait la thématique de la prévention des pollutions et de la maîtrise des nuisances au sein de l'INB 138, dénommée Installation d'assainissement et de récupération de l'uranium (IARU). Les inspecteurs ont visité les installations de traitement de surface de l'installation : les deux ateliers de pulvérisation, localisés en zones 12D et 19D, l'atelier de traitement des petites pièces (APP) en zone 20D, l'atelier de traitement au trempé (ATT) en zone 21D, les locaux de solutions mères en zone 26D et de dépotage des solutions et effluents en zone 49D. L'objectif de ce contrôle était d'examiner le respect des prescriptions applicables aux installations de traitement de surface, définies dans l'arrêté du 30 juin 2006 [3], dans sa version en vigueur à la date de publication de l'arrêté du 7 février 2012 modifié [2].
Les conclusions de l'inspection sont contrastées et globalement insatisfaisantes. En premier lieu, les inspecteurs ont noté une bonne tenue des installations de traitement de surface. Ils ont soulevé la bonne maitrise de celles-ci par les opérateurs et leur volonté de bien faire malgré des installations vieillissantes qui n'ont pas été conçues pour l'utilisation qui en est faite aujourd'hui. Des actions ont été lancées pour amorcer une mise en conformité mais restent toutefois insuffisantes. En effet, des écarts, notables pour certains, ont été relevés par les inspecteurs. Ainsi, il a été observé plusieurs écarts réglementaires à l'arrêté du 30 juin 2006 [3], notamment au niveau des dispositifs de rétention et de chauffage des bains, au niveau du repérage des risques, des arrivées d'eau et des bouches de dépotage ainsi qu'au niveau du suivi de la consommation d'eau. La persistance de tels écarts sans actions de mise en conformité associées, au sortir d'un réexamen périodique comprenant pourtant une analyse de conformité est jugée non satisfaisante. Des actions correctives sont attendues pour remettre en conformité les ateliers de traitement de surface. D'autre part, le retour d'expérience devra être tiré pour les réexamens à venir d'autres INB de la plateforme. La qualité et l'exhaustivité de l'analyse de conformité aux textes réglementaires applicables réalisées dans le cadre des réexamens doivent être améliorées ainsi que l'intégration des actions correctives associées dans le plan d'action du réexamen.
## A. Demandes D'Actions Correctives Capacités De Rétention
L'arrêté [3] dispose au point I de son article 6 que « *Les capacités de rétention sont conçues de sorte qu'en* situation accidentelle la présence du produit ne puisse en aucun cas altérer une cuve ou une canalisation. Elles sont aussi conçues pour recueillir toute fuite éventuelle provenant de toute partie de l'équipement concerné et réalisées de sorte que les produits incompatibles ne puissent s'y mêler (cyanure et acide, hypochlorite et acides, bisulfite et acide, acide et base très concentrés...). *Elles sont étanches aux produits qu'elles pourraient contenir* et résistent à leur action physique et chimique. Il en est de même pour les dispositifs d'obturation éventuels qui doivent être maintenus fermés.
La décision [4] dispose au point VIII de son article 4.3.1 que « *Les substances dangereuses ou radioactives* incompatibles entre elles ne sont pas associées à une même capacité de rétention »
Les inspecteurs se sont rendus dans l'atelier de traitement des petites pièces (APP) en zone 20D et dans l'atelier de traitement au trempé (ATT) en zone 21D. Ils ont relevé que les cuves de bains de traitement de l'APP et de l'ATT disposent de rétentions communes alors qu'elles contiennent des acides et des bases concentrés incompatibles entre elles.
Ces manquements n'ont pas été identifiés dans le cadre de l'établissement du rapport des conclusions du réexamen (RCR) de l'INB n° 138 et ne font pas l'objet d'actions correctives dans le plan d'action issu de la conformité réglementaire, transmis à l'ASN en 2020.
L'exploitant a indiqué que dans le cadre du réexamen il a été décidé de remplacer quatre cuves du fait de leur vieillissement. Afin de limiter le nombre de cuves de produits incompatibles associées à des rétentions communes, les nouvelles cuves seront en double peau avec témoin de fuite. Leur mise en place est prévue pour le premier trimestre 2022. A l'issue de ces remplacements envisagés, il resterait plusieurs cuves de traitement contenant des produits incomptables entre eux, associés à des rétentions communes.
Ces écarts vont donner lieu à une instruction plus approfondie à l'issue de laquelle des demandes complémentaires pourront être formulées.
## Chauffage Des Cuves
L'arrêté [3] dispose au point I de son article 6 que « *Les systèmes de chauffage des cuves sont équipés de* dispositifs de sécurité qui permettent de détecter le manque de liquide et d'asservir l'arrêt du chauffage. »
Il dispose également dans son article 13 que : « I. - Les consignes d'exploitation de l'ensemble des installations décrivent explicitement les contrôles à effectuer, en marche normale et à la suite d'un arrêt pour travaux de modification ou d'entretien, de façon à permettre en toutes circonstances le respect des dispositions du présent arrêté.
Le bon état de l'ensemble des installations (cuves de traitement et leurs annexes, stockages, rétentions, canalisations, ...) est vérifié périodiquement par l'exploitant, notamment avant et après toute suspension d'activité de l'installation supérieure à trois semaines et au moins une fois par an. »
Au niveau de l'ATT, aucun dispositif ne permet de détecter le manque de liquide et d'asservir l'arrêt du chauffage pour les cuves chauffées. L'exploitant a indiqué être en cours d'analyse du besoin de maintien en fonctionnement de cet atelier et de certains bains afin de pouvoir décider des actions de mise en conformité de l'atelier à mener. Au niveau des cuves chauffées de l'APP, les inspecteurs ont pu relever la présence de mesures de niveau de liquide dans les bains. Il leur a également été présenté, au niveau du pupitre de conduite de l'atelier, les différentes valeurs de niveaux de liquide dans les bains entrainant le remplissage automatique de ceux-ci ou l'arrêt du chauffage. Le fonctionnement des asservissements et les valeurs de conduite de l'installation ne sont toutefois pas décrits dans le référentiel documentaire. De plus, le bon fonctionnement des asservissements, notamment de l'arrêt du chauffage en cas de manque de liquide dans les cuves, ne fait pas l'objet de contrôles périodiques. Demande A1 : **Je vous demande de mettre en place un dispositif de sécurité permettant de détecter** le manque de liquide dans les cuves chauffées de l'ATT et d'asservir l'arr**êt du chauffage,**
conformément au point I de l**'article 6 de l'arrêté [3].**
Demande A2 : **Je vous demande de décrire dans votre documentation opérationnelle le**
fonctionnement du dispositif de sécurité permettant de détecter le manque de liquide dans les cuves chauffées de l'APP et d'asservir l'arrêt du chauffage.
Demande A3 : **Je vous demande de mettre en place un contrôle périodique du dispositif de sécurité**
permettant de détecter le manque de liquide dans les cuves chauffées de l'APP et d'asservir l'arrêt du chauffage, conformément à l'article 13 de l'arrêté [3].
## Relevage Automatique Des Eaux
L'arrêté [3] dispose au I de son article 6 que « *Les capacités de rétention de plus de 1 000 litres sont munies* d'un déclencheur d'alarme en point bas, à l'exception de celles dédiées au déchargement. Les capacités de rétention ont vocation à être vides de tout liquide et ne sont pas munies de systèmes automatiques de relevage des eaux. »
L'exploitant a indiqué que la majorité des rétentions des ateliers de l'APP et de l'ATT dispose de relevage automatique des eaux, permettant notamment de releverles liquides vers des stockeurs dédiés.
Ce dispositif est utilisé en exploitation pour récupérer les eaux de lavage des rétentions. En effet, les rétentions sont rincées après utilisation afin de nettoyer les égouttures qui tombent dans celles-ci. Des cuves de produits incompatibles étant associées à des mêmes rétentions, les inspecteurs ont interrogé l'exploitant sur la tenue des dispositifs de relevage et des stockeurs aux différents produits contenus dans les cuves. En cas d'écoulement de produits incompatibles dans la rétention, ils seraient relevés automatiquement dans un stockeur où ils seraient mélangés. De plus, les effluents relevés en point bas des rétentions ne sont pas orientés vers les mêmes stockeurs en heures ouvrées et hors heures ouvrées. Demande A4 : Je vous demande de vous assurer de l'absence de **système de relevage automatique**
des eaux dans les capacités de rétentions, conformément au point I de **l'article 6 de l'arrêté [3].**
Demande A5 : Je vous demande de justifier **que les systèmes de relevage des eaux des rétentions**
de l'APP et de l'ATT ainsi que les stockeurs reliés sont compatibles avec tous les produits susceptibles de se déverser dans les rétentions.
## Gestion Des Ateliers De Traitement De Surface En Cas D'Incendie
L'arrêté [3] dispose en son article 3 que « (…) *Les dispositions nécessaires sont prises afin d'éviter la* propagation d'un incendie par le système de ventilation. II. - Les bâtiments abritant l'installation sont équipés en partie haute de dispositifs conformes à la réglementation en vigueur permettant l'évacuation à l'air libre des fumées, gaz de combustion, chaleur et produits imbrûlés dégagés en cas d'incendie. Ces dispositifs doivent être adaptés aux risques particuliers de l'installation et être à commande automatique et manuelle. Les commandes d'ouverture manuelle sont placées à proximité des accès.»
Les inspecteurs ont consulté les consignes en cas d'incendie des ateliers au trempé 20D APP et 21D
ATT, référencées 20DQ1C00579 et 21D1QC00580. Ils y ont relevé qu'en cas d'incendie la ventilation par lavage des gaz des ateliers reste en fonctionnement. Elle peut être arrêtée sur demande de l'unité de protection de la matière et de site en activant un arrêt d'urgence. La localisation de l'arrêt d'urgence de l'ATT ne parait toutefois pas optimale en cas de feu dans l'atelier puisqu'il est localisé dans l'atelier en haut d'un escalier.
Par ailleurs, il a été indiqué aux inspecteurs qu'en cas de déclenchement de la détection incendie, les opérateurs présents actionneraient le bouton d'arrêt d'urgence localisé dans le local conduite de l'APP.
Il n'a pas pu être précisé aux inspecteurs, dans le temps imparti pour l'inspection, si la ventilation et les laveurs étaient mis à l'arrêt avec cet arrêt d'urgence et s'il concernait uniquement l'APP ou également l'ATT. De plus, ce dispositif ne fait pas l'objet de vérification périodique de bon fonctionnement.
Demande A6 : **Je vous demande de mettre en place un contrôle périodique de bon fonctionnement**
des arrêts d'urgence de**s ateliers au trempé. Vous préciserez les installations concernées par les**
différents dispositifs d'arrêt d'urgence. Demande A7 : Je vous demande de réaliser au niveau de vos installations de traitement de surface, une revue de vos dispositifs existants et mobilisables en cas d'incendie, de vos dispositions en place et de leur conformité avec les attendus réglementaires, notamment du point de vue de la propagation d'un incendie par le système de ventilation et d'évacuation des fumées**. Le cas échéant,**
vous les modifierez, vous **complèterez et expliciterez vos consignes en cas d'incendie afin de**
disposer d'une définition claire et détaillée des gestes à mener.
## Repérage
L'arrêté [3] dispose en son article 7 que : « *Les différentes canalisations sont repérées conformément aux* règles en vigueur. »
La décision [4] dispose en son article 4.3.9 que : « I. - Les canalisations ou tuyauteries sont signalées in situ de façon à préciser la nature et les risques des produits véhiculés. »
Elle dispose également en son article 4.2.1 que : « I. - *Les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leurs* emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, 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.
Les inspecteurs ont relevé qu'il reste des canalisations ne signalant pas la nature ou les risques des produits véhiculés ou signalant des informations incohérentes (« acide base » au niveau de la rétention de l'ATT).
Ils ont également relevé au niveau de l'ATT :
- La présence de deux fûts bleus sur rétention sans réel affichage, si ce n'est « base ». Après consultation de la base de produits chimiques et de l'exploitant, il s'agit de solvant usagé, nécessitant un affichage des symboles de danger « dangereux pour l'environnement » et
« cancérigène, mutagène ou toxique pour la reproduction». Cet affichage n'était pas en place le jour de l'inspection mais l'exploitant a indiqué l'avoir apposé sur les fûts le lendemain ;
- La présence d'un flexible de dépotage en mauvais état a été relevé au niveau de la cuve 94DT107.
L'exploitant a indiqué le lendemain de l'inspection que celui-ci a été retiré d'exploitation ;
- La présence de nombreuses canalisations, certaines fortement corrodées. Du fait du manque d'affichage, il est difficile d'identifier celles encore en service et sensibles de celles en arrêt d'exploitation.
Demande A8 : **Je vous demande de vous assurer du bon signalement de vos canalisations ou**
tuyauteries, conformément à l'article 7 de l'arrêté [3] et au I de l'article 4.3.9 de la décision [4].
Demande A9 : **Je vous demande de vous assurer que la corrosion de certaines canalisations ne**
risque pas d'atteindre des canalisations « sensibles ». D'une manière générale, lors de mise à l'arrêt d'une **cuve, la dépose des canalisations associées est une bonne pratique.**
Lors de leur visite de l'atelier de pulvérisation 12D, les inspecteurs ont relevé au niveau de l'armoire des alarmes une verrine rouge allumée, intitulée « défaut dépression importante 12D ». L'exploitant a indiqué que cela signifiait que les quatre filtres de l'atelier commençaient à être trop colmatés et qu'il fallait les changer. Toutefois, l'exploitant n'a pas été en mesure de préciser depuis combien de temps cette verrine était allumée et sous combien de temps il fallait procéder au remplacement des filtres. En effet, ce point n'est pas relevé dans la ronde et il n'existe pas de consigne sur le sujet. Les inspecteurs ont relevé la valeur de la dépression dans le local, au niveau du 12DPDI018. Ils ont regretté que la plage de dépression attendue ne soit pas matérialisée au niveau de l'écran de relevé de la valeur de dépression, à l'image de ce qui est fait au niveau de l'atelier 19D. Demande A10 : **Je vous demande de définir une conduite à tenir en cas de remontée de la verrine**
rouge « défaut dépression importante 12D ».
Demande A11 : D'une manière plus générale, je vous demande **de porter une attention particulière**
aux indicateurs d'alarme lors des rondes d'exploitation et **de veiller à disposer de documents**
définissant la conduite à tenir en cas d'alarme.
## Analyse De Conformité
Le rapport des conclusions du réexamen (RCR) de l'INB n° 138 comporte dans sa pièce 3 un bilan de conformité de l'INB vis-à-vis des textes réglementaires de références. L'arrêté [3] qui a servi de référence pour la présente inspection figure bien dans la liste des textes évalués dans la pièce 3 du RCR.
Toutefois, comme déjà relevé lors de l'inspection des 27 et 28 mai 2021, l'examen de la conformité des ICPE1 et des IOTA2 de l'INB a été réalisé pendant le réexamen mais n'a pas été repris dans le RCR.
Au vu des écarts relevés lors de cette inspection, l'organisation en place pour évaluer la conformité à l'arrêté [3] est insuffisante car elle n'a pas permis d'identifier les écarts et de mettre en place des actions pour y remédier.
Demande A12 :Je vous demande de tirer le retour d'expérience de l'insuffisance de l'analyse de conformité à l'arrêté [3] dans le cadre du réexamen de l'INB 138 pour les réexamens à venir sur les INB de la plateforme Orano. Vous veillerez notamment à intégrer l'examen de conformité des textes ICPE et IOTA et du plan d'action associé dans le RCR. **Vous veillerez également à la qualité**
et l'exhaustivité des évaluations de conformité réalisés dans le cadre des réexamens.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Consommation Spécifique D'Eau
L'arrêté [3] dispose en son article 21 que : « L'exploitant calcule une fois par an la consommation spécifique de son installation, sur une période représentative de son activité. Il tient à disposition de l'inspection des installations classées le résultat et le mode de calcul de cette consommation spécifique ainsi que les éléments justificatifs de ce calcul. »
L'exploitant a présenté aux inspecteurs les outils développés en 2021 afin de calculer la surface des pièces traitées au sein des ateliers de pulvérisation 12D et 19D. Les consommations d'eau sont suivies pour ces deux ateliers pour chaque opération mais ne faisait pas jusqu'à présent l'objet d'un enregistrement. L'exploitant a indiqué que le suivi de ces consommations va dorénavant être exploité afin de pouvoir calculer d'ici la fin de l'année 2021 la consommation spécifique de ces ateliers.
Pour les ateliers au trempé (ATT, APP, ATU), les différentes arrivées d'eau ne disposent pas de compteurs d'eau dédiées. Par conséquent, le calcul de la consommation spécifique n'est pas possible au niveau de ces ateliers. L'exploitant a indiqué que dix-huit compteurs d'eau allaient être installés de façon à pouvoir calculer la consommation spécifique de ces ateliers d'ici fin 2022.
Demande B1 : Je vous demande de me tenir informé du résultat du calcul de la consommation spécifique de vos ateliers **et de la bonne installation des compteurs d'eau au niveau des ateliers au**
trempé.
## C. Observations
Repérage des bouches de dépotage et du dispositif de coupure de l'alimentation en eau L'arrêté [3] dispose en son article 7 que : « Le repérage des bouches de dépotage des produits chimiques permet de les différencier afin d'éviter les mélanges de produits lors des livraisons. »
Les inspecteurs se sont rendus dans le local de dépotage des solutions et effluents en zone 49D. Ils ont relevé que la bouche de dépotage dédiée au remplissage du stockeur T153 de peroxyde d'hydrogène ne disposait d'aucun affichage permettant d'identifier à quel produit chimique elle est dédiée afin d'éviter tout mélange au dépotage.
L'arrêté [3] dispose en son article 15 que : « *L'alimentation en eau du procédé est munie d'un dispositif* susceptible d'arrêter promptement cette alimentation. Ce dispositif doit être proche de l'installation, clairement reconnaissable et aisément accessible. »
Les inspecteurs ont relevé dans l'atelier APP que le dispositif permettant d'arrêter l'alimentation en eau de l'atelier n'est pas repéré. En cas de situation incidentelle et en l'absence d'opérateurs de l'atelier, ce dispositif ne pourrait pas être identifié facilement par les équipes d'intervention.
L'exploitant a transmis des photos de mise en place de ces repérages le lendemain de l'inspection.
Toutefois, il devra veiller à la tenue de ces repérages dans le temps. D'autre part, les inspecteurs considèrent que ces non-conformités à l'arrêté [3] auraient dû être identifiées et corrigées **lors de**
l'analyse de conformité réalisée dans le cadre du réexamen de l'INB.
## Gestion Des Bains Usés
L'arrêté [3] dispose en son article 17 que : « II. - Les rejets d'eaux résiduaires doivent se faire exclusivement après un traitement approprié des effluents. Ils devront notamment respecter les valeurs limites d'émission fixées à l'article 20 du présent arrêté. *(...)*
III. - *Les bains usés, les rinçages morts, les eaux de lavage des sols et d'une manière générale les eaux résiduaires* polluées constituent :
- *soit des déchets qui doivent alors être éliminés dans des installations dûment autorisées à cet effet et satisfaire* aux dispositions définies au titre VII du présent arrêté ;
- soit des effluents liquides visés au II du présent article qui sont traités dans la station de traitement qui doit être conçue et exploitée à cet effet. »
Les inspecteurs ont relevé que des bains usés ont pu être transférés à la station de traitement des effluents chimiques (STEC) de l'INBS sans vérification préalable du respect des valeurs limites d'émission fixées à l'article 20 de l'arrêté [3]. Je vous invite à vous assurer du respect de l'article 17 de l'arrêté [3] et notamment du respect des valeurs limites d'émission fixées à l'article 20 de l'arrêté [3] lors de vos prochaines évacuations de bains usés.
## Disponibilité Des Batardeaux
Au niveau de l'entrée du bâtiment principal de l'INB 138, les inspecteurs ont relevé la présence d'une tuyauterie incendie provisoire reliant le robinet incendie armé 54D RIA 01 à un poteau incendie extérieur. Ce tuyau cheminait au niveau de la fermeture du batardeau 54D SBD 074 d'entrée du bâtiment. Dans le cas où le tuyau incendie nécessiterait d'être en charge, le batardeau à déployer en cas d'inondation ne pourrait être fermé.
L'exploitant a indiqué que ce dispositif a été mis en place de façon provisoire pour pallier à un défaut du réseau incendie et le tuyau a été retiré avant la fin de l'inspection. **Il convient toutefois d'être**
attentif lors de la mise en place de dispositif au niveau de batardeaux à ne pas gêner leur fermeture.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Signé par Eric ZELNIO
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INSSN-CHA-2021-0282 | Référence courrier : CODEP-CHA-2021-053815 Châlons-en-Champagne, le 17 novembre 2021 Monsieur le Directeur **du Centre Nucléaire** de Production d'Electricité BP 62 10400 NOGENT-SUR-SEINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centre Nucléaire de Production d'Electricité (CNPE) de Nogent-sur-Seine Inspection n° INSSN-CHA-2021-0282 Thème : inspections de chantiers durant l'arrêt du réacteur 2 « 2ASR24 »
Référence :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu à l'article L. 592-21 du code de l'environnement, une inspection a eu lieu les 16 et 29 septembre et le 8 octobre 2021 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Nogent-sur-Seine sur le thème « inspections de chantiers durant l'arrêt 2ASR24 ». A la suite des constatations faites par les inspecteurs à cette occasion, je vous communique cidessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
Les inspections des 16 et 29 septembre et du 8 octobre 2021 avaient pour objectif de contrôler les dispositions prises par l'exploitant pour la réalisation des activités de maintenance qui se sont déroulées au cours du 24e arrêt pour simple rechargement du réacteur 2 (2ASR24).
A cet effet, les inspecteurs ont examiné le traitement de plusieurs activités sensibles et notamment :
- pose de dispositifs permettant de limiter l'affaissement des manchettes thermiques du couvercle de cuve (LMT),
- écart de conformité n°540 (EC540) relatif aux défauts d'ancrages de commandes déportées de vannes sur les systèmes « RIS », « EAS » et « RCV »,
- contrôle des « boas » qualifiés aux conditions accidentelles, - conformité du « tampon d'accès matériel » (TAM), - contrôle des ancrages des matériels de ventilation, - vérification du serrage des vis de connexion des lignes d'asservissement des têtes de soupape.
Le traitement satisfaisant de ces activités, du point de vue de la sûreté, a notamment pu être constaté au cours des inspections in situ des 16 et 29 septembre et du 8 octobre 2021. Sur la base de ces contrôles, l'ASN a donné l'accord pour la divergence du réacteur 2 le 29 octobre 2021.
Néanmoins, l'ASN a identifié que les dispositions prises vis-à-vis du risque d'introduction de corps étrangers dans les circuits (risque FME) pouvaient être améliorées sur certaines activités. Concernant la radioprotection et la maîtrise de la propreté radiologique des chantiers, l'ASN note une dégradation des conditions de réalisation des activités de maintenance, qui s'est traduite par la déclaration de 6 évènements significatifs pour la radioprotection, dont plusieurs marquants car impliquant des expositions internes aux rayonnements ionisants ou des défauts significatifs de surveillance des intervenants. Des insuffisances dans les dispositions de maîtrise de la propreté radiologique ont également été constatées lors des inspections des 16 septembre et 8 octobre 2021. L'ASN sera attentive à l'analyse des causes de ces évènements et à la mise en place d'actions qui permettront d'en éviter le renouvellement.
## A. Demandes D'Actions Correctives Prise En Compte Du Risque D'Introduction De Corps Etrangers (Fme)
L'article 2.6.3.I de l'arrêté en référence [1] prescrit que « l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
- *déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;* - *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;* - mettre en œuvre les actions ainsi définies ;
La prise en compte du risque FME permet d'éviter l'introduction de corps étrangers dans les circuits afin d'éviter de les endommager. Ainsi, avant fermeture d'un circuit, un contrôle est mis en œuvre afin d'éviter un endommagement des équipements par des corps étrangers.
A l'ouverture de la cuve du réacteur, vous avez constaté la présence d'une goupille entre la bride de la cuve et le couvercle, en dehors de la portée d'étanchéité. Cette goupille est à l'origine d'un endommagement superficiel de la bride et du couvercle de cuve, qui a été traité conformément aux dispositions réglementaires prévues par l'arrêté [2]. L'analyse de cet écart, documenté dans le plan d'action n°241561, vous a conduit à considérer que cette goupille s'est désolidarisée du système de verrouillage des trappes du couvercle de cuve, a été retenue par la jupe en vinyle protégeant le couvercle, et est finalement tombée lors du déploiement de cette jupe jusqu'à la cuve.
L'ASN observe que des constats similaires avaient été faits à l'ouverture de la cuve au cours des arrêts pour visite décennale des réacteurs 1 et 2 en 2019 et 2020 (1 et 2VD23). La répétition des évènements montre **ainsi une faiblesse dans les dispositions prises au**
moment de la pose du couvercle pour garantir l'absence de corps étrangers **à cet**
emplacement. Demande A1. Je vous demande de **mettre en œuvre des actions préventives afin d'éviter le** renouvellement de ce type d'écart, et d'en évaluer l'efficacité.
## Mesures De Radioprotection
L'article R.4451-19 du code du Travail prescrit que « *lorsque les mesures mises en œuvre en* application de l'article R. 4451-18 ne permettent pas d'éviter un risque de contamination par des substances radioactives ou de mise en suspension d'aérosols ou de relâchement gazeux significatif, l'employ*eur met en œuvre notamment les mesures visant à :* […] 2° Améliorer la propreté radiologique en mettant en œuvre des moyens techniques et organisationnels pour contenir la contamination, notamment par confinement et aspiration à la source et en adaptant la circulation des travailleurs, les flux des équipements de travail et les moyens de protection tels que définis à l'article L. 4311-*2 […]* »
Le 16 septembre 2021, lors de la visite du bâtiment de traitement des effluents (BTE), les inspecteurs ont notamment constaté:
- la présence de trois unités de filtration de sécurité (UFS), dont une en service, qui ne respectaient pas plusieurs prescriptions d'utilisation (fermeture des trappes, présence des menottes sur la connexion au réseau d'air respirable, vérification périodique),
- le sas en confinement dynamique du local QA0502 était équipé d'un déprimogène de 1500 m3/h, dont le manomètre ne permettait plus la lecture de la dépression,
- le sas présent dans le local QA704 était équipé d'un déprimogène de 300 m3/h, qui n'avait pas fait l'objet d'une vérification récente.
Le 8 octobre 2021, les inspecteurs ont demandé à l'intervenant présent la mise en service du déprimogène situé sur le sas de travail permettant d'accéder aux échangeurs du système RRA.
Pour une raison non expliquée, ce déprimogène s'est mis immédiatement en alarme. Il avait pourtant fait l'objet d'un contrôle sans observation quelques heures auparavant. Demande A2. Je vous demande, comme prévu par l'article R.4451-19 du code du Travail, de veiller à la **mise en œuvre des protections collectives prévues pour prévenir le risque de** contamination.
## B. Demandes De Complements D'Information
Pas de demande de complément
## C. Observations
C.1 - Sur le chantier de mesure de l'altimétrie des manchettes thermiques du couvercle de cuve, les inspecteurs ont constaté, le 29 septembre 2021, que la maîtrise documentaire ne semblait pas totale. En effet, au moins une phase du dossier de suivi d'intervention (DSI) n'avait pas été renseignée en temps réel et l'organigramme à jour, bien qu'existant, n'était pas disponible sur le chantier. Par ailleurs, la liste des documents applicables (LDA) et l'analyse de risque sûreté, sécurité, radioprotection, environnement (ADR SSRE) n'étaient pas présentes sur le chantier. La LDA,
transmise à l'issue de la visite sur le chantier, n'avait pas fait l'objet d'un « vu sans observation » comme demandé par le §4.6.4.1 de la note NT85/114 relative aux « *prescriptions* particulières à l'assurance qualité applicables aux relations entre EDF et ses fournisseurs de service dans les centrales nucléaires en exploitation »
C.2 - Sur ce même chantier, les trois intervenants en charge de la mise en place du dispositif de mesure de l'altimétrie des manchettes thermique du couvercle de cuve utilisaient un régime de travail radiologique (RTR) normalement dédié aux interventions en zone orange. Or, la phase de mise en place du chantier ne nécessitait pas d'accéder à une zone orange. Par ailleurs, ce RTR (n°15349329) était prévu pour une personne alors que les trois intervenants présents l'utilisaient. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention contraire, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de Division, Signé par Mathieu RIQUART |
INSSN-CAE-2021-0119 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-036215 **À Montrouge, le 30 juillet 2021**
Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement de La Hague - INB nos **33, 38, 47, 80, 116, 117, 118,**
Inspection n° INSSN-CAE-2021-0119 des 17, 29 et 30 juin 2021 Environnement : prévention des pollutions et des nuisances, maîtrise des rejets d'effluents Références :
[1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] - Décision no **2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 modifiée relative à la**
maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[4] - Décision no 2015-DC-0535 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 22 décembre 2015 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement, de consommation d'eau et de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux
[5] - Décision n° 2015-DC-0536 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 22 décembre 2015 fixant les valeurs limites de rejet dans l'environnement des effluents liquides et gazeux
[6] - Etude des risques chimiques - Etablissement de La Hague
[7] - Présentation générale de la sûreté de l'établissement
[8] - Courrier ASN CODEP-DEU-2019-042607 relatif au retour d'expérience « Lubrizol »
[9] - Arrêté du 3 octobre 2010 relatif au stockage en réservoirs aériens manufacturés de liquides inflammables exploités dans un stockage soumis à autorisation au titre de la rubrique n° 1432 de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu les 29 et 30 juin 2021 à l'établissement Orano Recyclage de La Hague sur le thème de la protection de l'environnement. Cette inspection sur site avait été précédée d'un contrôle à distance préparatoire réalisé le 17 juin 2021.
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection annoncée des 17, 29 et 30 juin a concerné l'examen des dispositions retenues et mises en œuvre par l'exploitant pour prévenir et maîtriser les nuisances et l'impact sur l'environnement de l'activité du site. Cette inspection a été réalisée sous un format « renforcé » et a mobilisé plusieurs équipes d'inspecteurs accompagnés d'experts techniques.
L'équipe d'inspection a examiné par sondage la maîtrise des risques non radiologiques, la maîtrise des rejets d'effluents liquides et gazeux, la gestion des déchets et la conformité réglementaire d'équipements et installations industriels susceptibles de présenter des risques pour la protection de l'environnement. Les inspecteurs se sont notamment rendus dans des locaux d'entreposage de produits chimiques, des installations de contrôle et de traitement des effluents liquides et gazeux (actifs et inactifs), des aires d'entreposage de déchets et à proximité de tours aéro-réfrigérantes. Les inspecteurs ont également testé les procédures de gestion d'une pollution dans le cadre d'un exercice de confinement liquide (scenario de déversement accidentel d'acide nitrique concentré).
Un ordre du jour succinct des thèmes programmés avait été transmis à l'exploitant afin de permettre le bon déroulement de l'inspection. En revanche, la nature des mises en situation et de l'exercice n'était pas connue par l'exploitant. Les inspecteurs ont observé au cours de cette inspection une implication forte des équipes de l'exploitant et une bonne maîtrise de leur périmètre par les différents intervenants Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs relèvent que l'organisation définie et mise en œuvre pour maîtriser les nuisances et l'impact sur l'environnement sur le site est perfectible. Néanmoins, les inspecteurs soulignent la démarche d'amélioration mise en œuvre par l'exploitant sur cette thématique. Cette démarche doit être poursuivie et pérennisée.
A ce titre, les inspecteurs relèvent favorablement que :
- **les mises en situation réalisées dans le cadre de l'exercice de confinement liquide (déploiement**
des équipes d'intervention, mise en œuvre d'une « police des réseaux »1 **et obturation de ces**
derniers) ou au titre du retour d'expérience de l'accident « Lubrizol » (connaissance et maîtrise des produits chimiques présents dans les entreposages) n'ont pas révélé d'écart majeur dans les pratiques opérationnelles des équipes ;
- **la maîtrise des rejets d'effluents liquides et gazeux ne révèle pas d'écart induisant un impact**
significatif pour l'environnement. A cela s'ajoute un suivi rigoureux des registres réglementaires de contrôle et de surveillance des rejets ;
- **la conformité réglementaire des installations présentant des risques et inconvénients (non**
radiologiques) pour la protection de l'environnement fait l'objet d'une démarche globale d'évaluation traduite dans des plans d'actions (modules aéroréfrigérants) ;
eaux, laquelle occasionnait des dépassements récurrents de la valeur limite de rejets en aluminium au ruisseau des Moulinets ;
- **une organisation permettant de s'assurer du caractère opérationnel des barrières de protection**
et de prévention prévues par l'étude de danger a été définie et est effectivement mise en œuvre ;
- **sur le périmètre contrôlé, le suivi des entreposages est satisfaisant : contrôles réguliers des**
informations des déchets, d'absence de dépassement des capacités d'entreposage, plan d'amélioration bien suivi.
Toutefois, l'exploitant devra prendre en compte les demandes et observations formulées ci-après. En particulier, les inspecteurs relèvent que :
- **la maîtrise des risques non radiologiques s'appuie sur une étude de danger dont le contenu**
devra être mis à jour, en tenant compte des évolutions industrielles en cours, des demandes relatives aux scenarii considérés et des incohérences observées sur le terrain. Dans le cas où la surveillance est confiée à un prestataire, il conviendra d'en améliorer le processus et la maîtrise par les équipes, en particulier vis-à-vis des choix méthodologiques (origine des cotations par exemple). Par ailleurs, le programme de contrôle de l'opérationnalité des barrières de prévention et de protection est une bonne pratique à pérenniser, sous réserve d'apporter des améliorations liées au périmètre du contrôle et à sa représentativité, ainsi qu'au suivi des actions engagées. Enfin, l'exploitant devra conforter et pérenniser la démarche entreprise pour la sensibilisation à la culture du risque chimique ;
- **la bonne maîtrise opérationnelle des procédures de confinement liquide relevée en exercice doit**
être maintenue et confortée à la vue des observations formulées par les inspecteurs ;
- **la constitution d'un registre de substances dangereuses conforme aux attendus réglementaires,**
en particulier à la suite de l'accident de « Lubrizol » a été abordé à plusieurs reprises lors de différentes inspections. Cet outil global constitue un sujet complexe à mettre en œuvre qui a déjà rencontré différents aléas de développement. Il convient à présent de finaliser le travail engagé. En complément, les inspecteurs soulignent la rigueur qu'il convient d'apporter dès à présent à la mise en cohérence des déclarations et inventaires élaborés et transmis aux autorités compétentes (registre, déclaration « Seveso », inventaires d'équipements) ;
- **le déploiement des plans d'actions élaborés dans le cadre de l'évaluation de la conformité**
environnementale des équipements et installations présentant un risque pour la protection de l'environnement doit être poursuivi et renforcé. Cela concerne en particulier les points relevés lors de la présente inspection (modules aéroréfrigérants, parc à fioul CA20) ;
- **il conviendra de prendre en compte les observations relatives à l'organisation et à la gestion des**
déchets, au respect des zones d'entreposage établies et à l'état de conformité de certains piézomètres ;
- **il conviendra de réexaminer (et de formaliser) le spectre de référence des rejets liquides et**
gazeux usuellement retenu et de mener une réflexion relative aux contrôles de cohérence. Des compléments ponctuels sont également requis vis-à-vis d'observations formulées sur les résultats de mesures et les investigations associées ;
- **une analyse de l'origine de certains contributeurs aux réseaux d'eaux usées industrielles et à**
risque doit être réalisée (eaux de drainage des ateliers SPF4, 5 et 6, fosse à suie de la CPC). En complément, il conviendra de mener une réflexion sur la justification de l'indisponibilité de la conduite de rejet en mer, situation pour laquelle le déversement d'effluents gravitaires à risques vers le ruisseau de la Sainte-Hélène est autorisé par la réglementation ;
- **enfin, la prise en compte du retour d'expérience issu d'écarts liés à la thématique de la**
protection de l'environnement est prise en compte par l'exploitant au travers de l'examen et du traitement individuel de chacune de ces situations. Pour autant, les inspecteurs relèvent que le retour expérience formalisé reste faible au regard de la volumétrie des écarts, malgré des situations potentiellement génériques. Les inspecteurs observent que cela ne présume pas du niveau d'anticipation des acteurs sur des sujets précis (vieillissement des appareils de contrôle par exemple). **Une réflexion d'ensemble de l'établissement pourrait cependant être menée sur** ce point, qu'il s'agisse de situations relevées dans le périmètre des ateliers nucléaires ou non.
## Demandes Et Observations I - Maîtrise Des Risques Non Radiologiques I/A. Demandes D'Actions Correctives I/A1. Contrôle De L'Opérationnalité Des Barrières De Protection Et De Prévention
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en œuvre pour contrôler l'opérationnalité des barrières de protection ou de prévention identifiées dans l'étude de danger [6]. Ils ont observé que l'établissement avait mis en place, en plus des démarches d'audits, revues et observations terrain, un programme de « contrôle de premier niveau » (CPN) qui vise à s'assurer de l'efficacité et de l'adéquation des dispositions de maîtrise des risques décrites dans le système de management.
Les inspecteurs ont consulté plusieurs comptes rendus de CPN pilotés par le service en charge de la thématique « environnement » concernant différents ateliers et parcs d'entreposage de produits chimiques. Ils relèvent que le principe de ces contrôles est une bonne pratique à pérenniser. En particulier, ils observent que cette démarche intègre les systèmes décrits dans l'analyse préliminaire des risques (APR), ce qui est satisfaisant.
Toutefois, les inspecteurs relèvent :
- **que ces contrôles s'effectuent par échantillonnage, sans traçabilité des barrières vérifiées, ce**
qui ne facilite pas la justification du caractère représentatif de ces contrôles ;
- **que certaines barrières, notamment celles liées à la prévention des risques de mélanges**
incompatibles, n'entrent pas dans le périmètre de vérification. En effet ces dernières sont identifiées dans une partie de l'étude de danger non intégrée aux vérifications ;
- **que la traçabilité de la réalisation des actions correctives, suivi d'une part via l'outil**
informatique dédié, et d'autre part, par un fichier de suivi du pôle « environnement » est à améliorer ; il a été difficile lors de l'inspection d'obtenir des éléments précis et factuels sur l'avancement des actions identifiées suite à ces contrôles. De plus, la liste des actions identifiées et non soldées est importante.
Par ailleurs, dans le compte rendu d'un CPN réalisé en 2021 sur l'atelier T2, vos services ont constaté que la description d'un système de l'étude de danger n'est pas en adéquation avec la réalité du fonctionnement de ce dernier (pas d'asservissement des pompes à l'alarme d'un stockage de nitrate d'hydrazine). L'analyse menée par vos services vous conduit à considérer que cela ne constitue pas une non-conformité, sans que l'analyse de l'impact de cette différence sur les conclusions de l'analyse préliminaire des risques ne soit réalisée.
Demande I/A1 : je vous demande d'améliorer en continu votre programme de contrôle de premier niveau. Vous veillerez notamment à :
- **assurer la traçabilité des systèmes contrôlés et des actions de suite identifiées ;**
- **prévoir un délai de traitement maximal des actions identifiées ;** - **prévoir une analyse justifiée de l'impact des écarts sur les conclusions de votre étude de**
danger.
## I/A2. Réalisation Et Appropriation De L'Étude De Danger
Les inspecteurs ont examiné par sondage l'étude de danger [6] et le document formalisant l'analyse préliminaire des risques (APR). L'analyse préliminaire des risques, essentielle à la constitution des conclusions de l'étude de danger, n'est que partiellement annexée à cette dernière. Par ailleurs, le document ne justifie pas les cotations des risques retenues. Ces justifications sont pourtant nécessaires pour garantir l'exhaustivité et la démarche prudente d'analyse qui doit être menée pour établir le volet non radiologique de la démonstration de sûreté nucléaire.
Par ailleurs, même si vos représentants font preuve d'une bonne connaissance des éléments figurant dans l'étude de danger, étant donné qu'ils n'ont pas participé directement à l'étude, certaines explications ou justifications n'ont pu être fournies (origine des cotations APR par exemple).
Enfin, vos représentants ont indiqué qu'il n'y avait pas eu de processus défini pour réaliser la surveillance du prestataire ayant réalisé cette étude.
Par ailleurs, les inspecteurs ont pris note qu'une mise à jour de l'étude de danger est prévue.
Demande I/A2 : je vous demande de prévoir et de mettre en œuvre un processus pour réaliser la surveillance du prestataire qui réalisera l'étude de danger de votre site mais également pour améliorer l'appropriation de l'étude de danger par vos services. Vous me communiquerez les éléments descriptifs relatifs à ce processus.
## I/A3. Incohérences Observées Sur Le Terrain Vis-À-Vis D'Éléments Descriptifs De L'Étude De Danger
Au cours des visites dans les installations, les inspecteurs ont relevé les éléments suivants, qui apparaissent comme des incohérences avec l'étude de danger [6] :
- **au sein du local TBP/ TPH du magasin des produits chimiques :**
o **les fûts TPH sont cerclés par 4 mais les lots de 4 ne sont pas espacés contrairement à ce**
que l'APR prévoit pour prévenir la propagation d'un incendie ;
o **il n'y a pas de mur coupe-feu sur certaines façades ;**
o **une nouvelle substance inflammable (6 fûts) est entreposée (dénommée « BWTSH7009 ») sans analyse formelle de l'impact sur l'analyse de risque et sans fiche de**
données sécurité disponible localement ;
- **au niveau de l'entreposage d'hydrazine au magasin de produits chimiques :**
o **l'état du sol sur lequel s'effectue le transfert d'hydrazine au niveau du magasin**
n'apparaît pas cohérent avec ce qui est indiqué dans l'étude (« étanche - bitume routier ») ;
o **les équipements de protection individuelle (EPI) adaptés ne sont pas disponibles. Pour**
résoudre ce point, identifié par vos services lors d'un exercice en mai 2021, vos services ont identifié une action corrective mais sans échéance associée.
- **au niveau du Stockage réactif UP2 et UP3, ainsi que du parc à fioul CA 20, les inspecteurs ont**
observé l'état dégradé des rétentions.
Par ailleurs, lors de la visite des inspecteurs au niveau du parc à fioul CA20, vos représentants ont indiqué qu'un nombre d'environ 200 à 300 dépotages par an était réalisé sur cette installation. Or l'étude de danger mentionne, comme hypothèse pour le calcul de probabilité, en lien avec le risque de sur-remplissage, 22 chargements et déchargement de camion par an.
## Demande I/A3 : Je Vous Demande De :
- **réaliser une analyse de l'impact des incohérences relevées ci-dessus sur les conclusions de**
votre étude de danger. Vous me communiquerez vos conclusions et le plan d'action associé ;
- **transmettre un plan d'action avec des échéances précises pour la rénovation des rétentions**
dégradées du parc de stockage réactif UP2 et UP3 et du parc à fioul CA 20 ;
- mettre à disposition, sans délai, des EPI adaptés au niveau du magasin des produits chimiques et au niveau de chaque local le nécessitant.
## I/A4. Registre Des Substances Dangereuses
L'article 4.2.1 de la décision [3] dispose que :
« *L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances* dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages ».
Le courrier ASN [8], élaboré et transmis à la suite à l'accident « Lubrizol » survenu à Rouen le 26 septembre 2019, a précisé les éléments attendus pour répondre à cet objectif et souligné la nécessité que ce registre permette de « **disposer en temps réel d'une vision claire, précise et exhaustive de l'ensemble** des substances dangereuses présentes sur votre site. »
L'examen de votre registre des substances dangereuses a montré que celui-ci ne présentait ni l'état de la substance, ni les classes de danger, ni les mentions de danger. Par ailleurs, ce document indique les quantités maximales susceptibles d'être présentes sur le site et ne présente pas d'état des stocks.
Vos représentants ont précisé qu'un projet de mise en place d'un inventaire centralisé à travers une base de données était en cours de déploiement. Sur le principe, la mise en œuvre d'un tel projet apparait de nature à améliorer l'inventaire mais ne présentera pas d'état des stocks.
Les inspecteurs ont procédé à une mise en situation consistant à demander une mise à disposition rapide de la liste des substances dangereuses présentes au sein du magasin des produits chimiques puis à vérifier localement, les quantités effectivement présentes. Vos représentants ont produit une extraction du logiciel de gestion des stocks du magasin. Les quantités présentes sont apparues cohérentes avec celles mentionnées dans cette extraction pour les locaux contrôlés.
Cependant, les inspecteurs ont relevé la présence dans le local TPH/TBP de 6 fûts d'une substance référencée BWT-SH7009 qui n'est pas mentionnée dans votre registre des substances dangereuses. Il a également été noté que cette substance n'était pas non plus citée dans le document mis à disposition des équipes d'intervention. En outre, les inspecteurs observent que les extractions logicielles répondent à l'exigence d'une connaissance de quantités stockées mais ne mentionnent pas les informations relatives aux dangers présentés par la substance. En cas de sinistre, il serait donc nécessaire de concaténer les informations présentées dans plusieurs documents pour disposer de toutes les informations nécessaires.
Demande I/A4 : je vous demande de finaliser le travail de mise en conformité de votre registre des substances dangereuses, conformément au courrier [8]. Vous veillerez également à mettre en cohérence les dossiers des équipes d'intervention.
## I/A5. Cohérence Des Déclarations, Registres Et Inventaires Relatifs Aux Substances Dangereuses
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage la cohérence des données figurant dans les divers documents recensant les substances dangereuses de votre site. L'article R.593-7 du code de l'environnement précise les modalités de recensement des substances et mélanges dangereux dans les installations nucléaires de base (déclaration « SEVESO »). Dans ce cadre, si la constitution d'un fichier de justification détaillant les calculs retenus pour réaliser cette déclaration apparait comme une bonne pratique, les inspecteurs ont observé qu'une erreur vous a conduit à sous-déclarer la quantité de sulfate de cobalt détenue.
Par ailleurs, l'article 1.2.5 de la décision [3] dispose que : « L'exploitant tient à jour la liste des équipements et installations mentionnés à l'article L. 593-3 et au I de l'article L. 593-33 du code de l'environnement. » Les inspecteurs ont observé, dans le dernier inventaire transmis à l'ASN en réponse à cette exigence, que seul le magasin central de produits chimiques relève de la rubrique « 4331- Liquides inflammables de catégorie 2 ou catégorie 3 à l'exclusion de la rubrique 4330 ». Or, les inspecteurs observent que selon votre registre des substances dangereuses, le TPH est également présent au sein des bâtiments T2, R2, T3, BCUP3, R4, T4.
Demande I/A5 : je vous demande de vérifier la cohérence de vos déclarations, et de procéder le cas échéant aux corrections nécessaires. Vous systématiserez ce contrôle aux déclarations ultérieures.
## I/A6. Aire De Dépotage Du Parc À Fioul Ca20
La centrale autonome (CA20) assure la production d'énergie électrique de secours pour alimenter le réseau en cas de perte EDF. Elle comprend une unité de stockage de fioul. Lors de leur visite sur le terrain, les inspecteurs ont relevé, au niveau de l'aire de dépotage du parc à fioul CA20, que cette dernière ne disposait pas d'une rétention dédiée. Par conception, il est prévu que les eaux pluviales s'écoulent gravitairement vers un déshuileur, mais les inspecteurs ont relevé que la configuration des lieux rend a priori possible l'écoulement du fioul en une nappe de surface conséquente qui pourrait conduire à un scénario de feu de nappe.
Les inspecteurs observent que l'étude de danger ne décrit pas de scénario de ce type, envisageant « le feu de nappe hors rétention » uniquement pour les tuyauteries. Par ailleurs, l'aire en elle-même n'est pas équipée de dispositions spécifiques d'extinction incendie. Vos représentants ont indiqué, qu'il était projeté d'équiper cette rétention d'une rétention souple. Demande I/A6 : je vous demande de réaliser l'analyse d'un scénario de feu de nappe en modélisant, notamment les distances d'effet de ces scénarios conformément à l'article 3.7 de l'arrêté [2] sans tenir compte de la rétention souple que vous comptez mettre en place. Vous veillerez à en étudier les effets dominos et l'impact de ce scénario sur les conclusions de votre étude de danger.
## I/A7. Flexible Installé De Manière Permanente Au Niveau Du Local Pomperie Du Parc À Fioul Ca20
Le IV de l'article 4.3.9 de la décision [3] requiert : « **L'utilisation permanente de flexibles aux emplacements**
où est possible l'installation de tuyauteries fixes est interdite. L'utilisation pour une durée limitée doit être prévue dans le système de gestion intégrée. »
Les inspecteurs ont constaté qu'un flexible a été installé de manière permanente pour permettre un raccord vers une autre pompe en cas d'indisponibilité de la pompe principale. Les inspecteurs ont également constaté, à ce niveau, la présence d'une rétention improvisée pour permettre la récolte d'égouttures éventuelles. Bien que l'utilisation prévue soit énoncée comme ponctuelle, cette configuration ne répond pas au IV de l'article 4.3.9 de la décision [3]. Par ailleurs, si la modification conduisant à la mise en place du T où se raccorde ce flexible a fait l'objet d'une analyse, cette dernière ne porte pas sur ce flexible.
Demande I/A7 : je vous demande de remettre en conformité l'installation au regard des exigences du IV de l'article 4.3.9 de la décision [3].
## I/A8. Modes De Neutralisation De L'Hydrate D'Hydrazine
Les inspecteurs ont examiné un compte rendu d'exercice de déversement réalisé le 25 mai 2021. Vous avez indiqué que, lors d'un déversement d'hydrate d'hydrazine, une neutralisation par épandage d'hypochlorite de sodium est prévue dans le dossier d'intervention du magasinier sous-traitant. Ce point n'est pas repris dans le dossier des équipes d'intervention. Les inspecteurs observent à ce propos que les fiches de données sécurité ne mentionnent généralement l'usage d'hypochlorite de sodium qu'au stade de l'élimination de la substance (qui est préconisée par oxydation avec des solutions d'hypochlorite) et non en épandage au moment du déversement. En outre, le compte rendu de l'exercice du 27 avril 2020, simulant un déversement d'un fût d'hydrate d'hydrazine dans le bloc réactif de l'atelier T3, mentionne l'idée d'épandre du charbon actif sur l'hydrate d'hydrazine déversée. Demande I/A8 : je vous demande de clarifier les consignes d'intervention requises pour la neutralisation de l'hydrazine en cas d'épandage accidentel. Vous me préciserez les éléments de justification vous conduisant à retenir l'emploi d'hypochlorite de sodium, de charbon actif ou de toutes autres substances. Vous me communiquerez la fiche de donnée sécurité de l'hydrate d'hydrazine employée sur votre site.
## I/B. Demandes D'Informations Complementaires
I/B.1 Parc à fioul CA20 : analyse de conformité à l'arrêté du 3 octobre 2010 modifié concernant le stockage en réservoirs aériens manufacturés de liquide inflammables exploités dans un stockage soumis à autorisation L'article 4.3.1 de l'arrêté [2] rend applicable aux installations nécessaires de votre installation l'arrêté [9]
dans sa rédaction en vigueur à la date de publication de l'arrêté [2]. Cet arrêté comporte des dispositions relatives au contrôle des réservoirs, préconisant des « inspections externes détaillées », quinquennales, et des « inspections hors exploitations détaillées », décennales.
Les inspecteurs observent qu'une analyse de la conformité du parc à fioul CA20 à l'arrêté [9] a été réalisée le 16 novembre 2019 par un organisme tiers constatant l'absence de réalisation des visites quinquennales et décennale requises.
Lors de l'inspection vous avez indiqué qu'une visite a été réalisée par une société extérieure spécialisée sur les réservoirs tenant lieu d'inspection externe hors exploitation au sens de cet arrêté. Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier dans quelle mesure cette visite permet de répondre aux dispositions réglementaires.
Par ailleurs, l'article 29-6 de l'arrêté [9] encadre la qualification des personnels ou de l'organisme réalisant les inspections externes et hors exploitation des réservoirs de du parc à fioul CA20.
Demande I/B1.1 : je vous demande de me communiquer :
- **les dates des dernières « inspections externes détaillées » et des « inspections hors**
exploitations détaillées » pour chacun des réservoirs du parc à fioul CA20 et les dates prévisionnelles des prochaines inspections ;
- **les éléments justifiant de la qualification, au sens de l'arrêté [9] de l'entreprise spécialisée**
employée pour ces inspections ;
- **des éléments justifiant de l'adéquation du contenu de ces inspections par rapport aux**
attendus de ce même arrêté.
Par ailleurs, l'analyse de conformité réalisée le 16 novembre 2019 identifie un nombre conséquent d'écarts, notamment relatifs :
- **au « dispositif indépendant du système de mesurage en exploitation » (Article 16) ;**
- **aux notes justifiant la résistance des rétentions à la pression statiques et la résistance des**
réservoirs à la pression dynamique (Article 22) ;
- **à la justification de la compatibilité des passages de tuyauterie avec leur dilatation (Article 26) ;**
- **à la procédure d'évacuation des eaux s'accumulant dans les rétentions (Article 24) ;**
- **au recensement des matériels susceptibles d'impacter les intérêts protégés en cas d'explosion**
ou d'incendie les impactant (Article 39) ;
- **à la stratégie de lutte contre l'incendie ainsi qu'à la justification de la disponibilité des matériels**
de lutte contre un feu, la localisation du local DCI au regard des flux thermiques potentiels, la justification de la suffisance de la quantité d'émulseurs disponibles (Article 43).
Les inspecteurs relèvent que vous avez réalisé une rénovation importante sur l'un des réservoirs du parc à fioul et que la rénovation du second réservoir est en cours. Demande I/B1.2 : je vous demande de me transmettre un état des lieux, mis à jour, de la conformité de cette installation à l'arrêté [9], dans sa rédaction en vigueur à la date de publication de l'arrêté [2]. Vous préciserez les actions entreprises depuis l'analyse de conformité menée en 2019.
## I/B2. Formation Du Personnel De L'Atelier Bcup3
L'atelier BC UP3 comprend l'entreposage et l'emploi de réactifs chimiques. Lors de l'inspection, il a été demandé un bilan détaillé de l'état des formations aux risques chimiques des personnels de l'atelier BCUP3. Ces éléments n'ont pas été produits. Par ailleurs, lors d'une visite sur le terrain au niveau des parcs réactif, les inspecteurs ont observé que la durée de validité de cette formation n'était ni prévue ni connue.
Demande I/B2 : je vous demande de préciser ce que votre référentiel prévoit vis-à-vis du suivi de la formation aux risques chimiques en ce qui concerne l'atelier BC UP3. Vous justifierez la durée de validité associée. Vous me communiquerez les dates des deux dernières formations aux risques chimiques suivies pour l'ensemble des personnels concernés à l'atelier BC UP3.
## I/B3. Suite Données Aux Observations Terrain « Gemba »
Votre organisation prévoit la réalisation de contrôles spontanés sur le terrain qui sont formalisés à travers des fiches dites d'observations terrain « GEMBA ». Les inspecteurs ont examiné, par sondage certaines d'entre-elles.
La fiche **GEMBA-AA-21050321 correspond à une visite réalisée au niveau du parc réactif UP3. Le statut**
de cette fiche est indiquée « *terminée- soldée* **» sans que les actions précises réalisées y soient indiquées.**
Le constat principal identifié est le fait que le mode opératoire associé ne requiert pas l'ouverture de l'évent de la citerne par le conducteur lors d'une livraison. La fiche GEMBA-AA-21010641 retrace la vérification, le 26 janvier 2021 de la réalisation effective d'une action prévue en réponse à un constat réalisé par l'ASN lors de l'inspection du 7 juillet 2020, concernant une infiltration d'eau au magasin central. Cette fiche apparait comme « *terminée- non soldée* **».**
Demande I/B3 : je vous demande de préciser le traitement fait des observations terrain susmentionnés. Vous conclurez sur la résorption de l'infiltration au magasin central. Vous me préciserez les raisons qui vous conduisent à laisser cette fiche à l'état « terminée- non soldée ».
## I/B4. Parc Réactif Up3 - Dimensionnement Du Bassin De Neutralisation
Au niveau du parc réactif UP3, un bassin de neutralisation de 20 m3 **est destiné à recevoir les eaux**
pluviales, les effluents transférés par pompes en provenance des rétentions sous cuves d'acide ou de soude (et exceptionnellement de la rétention sous cuves formol en cas d'impossibilité de rejet direct vers le réseau GU). Ce bassin permet de procéder à la neutralisation des effluents ainsi recueillis, lorsque la mesure de pH conclut à sa nécessité, avant leur rejet dans le réseau GU. Lors de l'inspection les inspecteurs ont examiné le dimensionnement de ce bassin au regard d'un scénario de fuite d'une cuve de substances dangereuses.
Demande I/B4 : je vous demande de me communiquer les éléments justifiant la suffisance du volume de ce bassin de neutralisation. Vous veillerez à préciser le rôle que ce bassin occupe dans votre stratégie de recueil des pollutions.
## I/B5. Parc À Fioul Ca20 : Déshuileur
Vos représentants ont indiqué que votre référentiel prévoit tous les ans un nettoyage du déshuileur du parc à fioul CA20 mais que, en revanche, il n'était pas réalisé de visite plus approfondie du génie civil. Ce point n'a pas pu être développé pendant l'inspection.
Demande I/B5 : je vous demande de me communiquer :
- **les documents de votre référentiel formalisant les exigences d'entretien et de maintenance**
que vous vous fixez pour les déshuileurs du parc à fioul ;
- les éléments justifiant votre décision de ne réaliser que des nettoyages annuels du déshuileur du parc à fioul.
## I/B6. Charge Calorifique Présente Au Niveau Du Magasin
Les inspecteurs ont constaté, au niveau du magasin, un entreposage de produits sur des étagères en bois ou sur des palettes en bois. Cette situation a été décrite comme historique par vos représentants.
Demande I/B6 : je vous demande de me communiquer les éléments permettant de justifier de l'acceptabilité de cette pratique notamment au regard de la charge calorifique.
I/C1. **La cessation d'activité du parc à fioul, supprimant des potentiels de danger est de nature à**
modifier votre étude de danger de manière conséquente. Les inspecteurs ont noté que, même si cela avait été identifié par vos services, la déclaration de cessation d'activité du parc à fioul n'identifiait pas formellement cet impact. Or, l'étude de danger, constituant un volet de la démonstration de sûreté, est partie intégrante du référentiel de sûreté.
## Ii - Exercice De Confinement Liquide Ii/A. Demandes D'Actions Correctives
II/A1. Transmission des informations lors de la phase d'alerte L'article 7.1 de l'arrêté [2] dispose que : « L'exploitant met en œuvre une organisation, des moyens matériels et humains et des méthodes d'intervention propres, en cas de situation d'urgence, de manière à :
― **assurer la meilleure maîtrise possible de la situation, notamment en cas de combinaison de risques**
radiologiques et non radiologiques ;
― *prévenir, retarder ou limiter les conséquences à l'extérieur du site. »*
Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont procédé à la réalisation d'un exercice simulant un déversement accidentel d'acide nitrique concentré à proximité d'un regard d'eaux pluviales (réseau GP).
Immédiatement après la phase d'alerte, l'agent jouant le rôle du chef de quart en salle de conduite de l'atelier DUOA/PE (production d'énergie) a déclenché la mise en œuvre d'une « police des réseaux2 »
pour identifier l'origine de la fuite. Néanmoins, ces recherches se sont concentrées dans un premier temps exclusivement sur le réseau des eaux industrielles (réseau GU) en raison des informations transmises lors de la phase d'alerte. Cette erreur initiale dans le diagnostic a finalement créé de la confusion et fait perdre du temps dans la gestion de l'exercice. Par la suite, il a finalement été identifié le bon regard des eaux pluviales.
Demande II/A1 : je vous demande de rendre plus robuste votre organisation en cas de déversement accidentel en veillant notamment à ce que les agents mènent, en complément des informations reçues lors de la phase d'alerte, une analyse de la situation sur le terrain avant de lancer immédiatement des prélèvements dans les réseaux.
## I/A2. Stratégie De Gestion De La Pollution
Au cours de l'exercice, il a été décidé un arrêt préventif de l'ensemble des rejets vers les ruisseaux.
Cette action a permis de s'assurer de l'absence de rejets non maîtrisés, le temps de déterminer l'origine de la pollution. Les inspecteurs constatent que cet arrêt est prévu dans vos procédures, mais uniquement en cas de pollution avérée dans les bassins (détectée par exemple par les pH-mètres situés en aval). Ils s'interrogent donc sur la possibilité de mettre en œuvre, de manière réactive et dès la détection d'une éventuelle pollution, un arrêt préventif des rejets des émissaires potentiellement concernés. Demande I/A2 : je vous demande de me préciser votre stratégie vis-à-vis de l'arrêt préventif des rejets vers les ruisseaux en cas de pollution détectée en amont du bassin, par exemple dans le réseau des eaux pluviales. Dans le cas contraire, je vous demande d'étudier la mise en œuvre d'une obturation réactive des réseaux afin d'éviter tout rejet non maîtrisé dans l'environnement.
## Ii/A3. Chaîne De Commandement
Dans la suite de l'exercice, il a été mis en œuvre un poste de commandement restreint (PCR) au sein du secteur DUOA/PE (production d'énergie) afin de veiller à la bonne anticipation de l'évolution de la situation. Le PCR était coordonné aux actions réalisées par la salle de conduite de l'atelier. Les inspecteurs ont noté une bonne sérénité au sein du PCR, permettant effectivement une prise de recul sur la situation. Le PCR a ainsi pris rapidement la décision d'arrêter les rejets vers les ruisseaux le temps d'analyser la situation. Néanmoins, par la suite, il a été constaté un manque de coordination avec la salle de conduite sur certaines décisions. Par exemple, la salle de conduite a donné l'ordre de gonflement de l'obturateur fixe sans l'accord du PCR. Cette action aurait pu perturber la gestion de la situation en cas de fortes pluies générant une charge dans les réseaux.
Demande II/A3 : je vous demande de veiller à la bonne définition du rôle de chacun des acteurs de la gestion de crise et à leur bonne mise en œuvre lors des exercices.
II/A4. Signalisation des regards d'eaux pluviales Les inspecteurs ont constaté que certaines signalisations des regards des eaux pluviales étaient détériorées, ce qui ne permettait pas leur bonne lisibilité et pourrait donc retarder la gestion de crise.
Demande II/A4 : je vous demande de veiller à la bonne signalisation des regards des eaux pluviales. Vous me préciserez le programme de contrôle que vous mettez en œuvre à cette fin et en adapterez au besoin la périodicité.
## Ii/B. Demandes D'Informations Complementaires Ii/B1. Plan Des Réseaux
Lors de l'exercice simulant un déversement accidentel, les inspecteurs ont observé que les équipes en charge de la « police des réseaux3 **» (secteur DUOA/PE) utilisaient leur téléphone portable pour prendre**
une photographie du plan des réseaux avec eux avant de partir sur le terrain. Bien que cela n'ait pas soulevé de difficulté lors de l'exercice, ce fonctionnement ne semble pas robuste dans toutes les situations et ne permet pas de pouvoir s'adapter à une mauvaise identification de la zone concernée ou à une panne éventuelle des téléphones. Enfin, les inspecteurs ont noté que les équipes d'intervention du secteur PSM (protection site matière) avaient bien quant à eux un plan des réseaux à disposition.
Demande II/B1 : en complément des photographies du plan présent en salle de conduite, je vous demande de réfléchir à la mise à disposition de plans pour les équipes de la « police des réseaux ».
## Ii/B2. Mesures De Ph Au Bassin Est
Les inspecteurs ont contrôlé la prise en compte du retour d'expérience de plusieurs écarts relatifs à des dépassements de pH lors de rejets du bassin EST (IDHALL 27814 et 27882). Ils ont noté que vous aviez étudié la mise en place de pH-mètres sur le bassin mais que celle-ci avait été exclue en raison du manque de représentativité d'une mesure ponctuelle (absence de dispositifs d'homogénéisation). En revanche, les inspecteurs observent que la réalisation de prélèvements sur le bassin avant les rejets constitue une ligne de défense supplémentaire vis-à-vis du risque de dépassements éventuels. Demande II/B2 : je vous demande de vous prononcer sur la mise en place de contrôles de pH en plusieurs points du bassin avant d'effectuer un rejet. Le cas échéant, vous préciserez comment ces contrôles sont formalisés dans votre système de gestion intégrée et m'indiquerez si cela constitue une activité importante pour la protection des intérêts au sens de l'arrêté [2].
## Ii/B3. Propriétés Des Obturateurs
Vos représentants ont indiqué disposer d'éléments attestant de la résistance à l'acide nitrique concentré des obturateurs mis en œuvre pour retenir une pollution. En revanche, ils n'ont pas pu apporter la démonstration de la capacité des tuyauteries à pouvoir y faire face. Demande II/B3 : je vous demande de me transmettre les éléments relatifs à la résistance des obturateurs à l'acide concentré et de justifier également la bonne tenue des tuyauteries adjacentes.
## Ii/B4. Rôle Du Bassin Est Vis-À-Vis De La Protection Des Intérêts
Les inspecteurs ont constaté la présence d'algues dans le bassin EST des eaux pluviales. Vos représentants ont indiqué qu'un curage aurait lieu l'an prochain. Par ailleurs, ils ont précisé qu'il ne s'agissait pas d'un équipement important pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté [2], alors que ce dernier joue pourtant un rôle en tant que dernière barrière de confinement.
Demande II/B4 : je vous demande de justifier que le bassin EST ne constitue pas un équipement important pour la protection. Le cas échéant, vous en préciserez les exigences définies.
## Ii/B5. Test Des Obturateurs
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que vous disposiez d'un certain nombre d'obturateurs mobiles de gros diamètre dont le pré-gonflage fait l'objet de contrôles réguliers. En revanche, ces derniers n'ont jamais fait l'objet d'une mise en œuvre en situation réelle en raison de leur grand diamètre. Demande II/B5 : je vous demande de réfléchir à l'opportunité de tester le déploiement de l'un de ces obturateurs afin de s'assurer du caractère opérationnel et réaliste de leur mise en œuvre pour la gestion de crise.
III - Tous aéroréfrigérantes (TAR) / fluides frigorigènes
## Iii/A. Demandes D'Actions Correctives **Tar Crs3**
L'installation de la centrale de refroidissement CRS3 comprend un réseau de tours aéroréfrigérantes (TAR CRS3). Les inspecteurs ont noté la réalisation d'une évaluation de conformité environnementale en date du 13 novembre 2020 au regard de l'arrêté de prescriptions générales du 13 décembre 2004 applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement soumises à déclaration au titre de la rubrique n°2921, qui concerne les installations de refroidissement par dispersion d'eau dans un flux d'air. Ce bilan de conformité a donné lieu à l'ouverture d'une fiche de suivi intitulée « plan d'action réglementaire - PME ».
## Iii/A1. Traitement Préventif De L'Eau
La TAR référencée CRS3 est alimentée en eau d'appoint par le réseau d'eau traitée de votre établissement. Cette TAR fait l'objet d'un nettoyage annuel complet avec désinfection chimique et mécanique. Toutefois, une fois introduite et en circulation dans cette TAR, l'eau ne fait pas l'objet d'un traitement régulier et à effet permanent pendant toute la durée de son fonctionnement, permettant de limiter les phénomènes d'entartrage et de corrosion qui favorisent la formation de biofilm et la prolifération de légionnelles. Demande III/A1 : je vous demande de mettre en place un traitement régulier et à effet permanent de l'eau de la TAR CRS3 et de m'indiquer sa nature et le délai pour sa mise en œuvre effective.
## Iii/A2. Gestion Des Purges Et De La Consommation En Eau
La gestion des débits d'eau d'appoint de la TAR CRS3 est effectuée au moyen du réglage d'une vanne en entrée du circuit. Cependant, cette gestion est réalisée par « expérience » de vos équipes et le débit d'eau d'appoint n'est pas asservi à la qualité de l'eau en circulation. De plus, la gestion du débit d'eau d'appoint n'est pas encadrée par une consigne ou un mode opératoire spécifique. Ceci ne permet pas d'optimiser la consommation d'eau de la TAR CRS3.
Demande III/A2 : je vous demande de mettre en place une gestion des débits d'eau d'appoint asservie à la qualité de l'eau en circulation, afin d'optimiser la consommation d'eau de la TAR
CRS3. De plus, je vous demande de formaliser les modalités de gestion des débits d'eau d'appoint au moyen d'une consigne ou d'un mode opératoire. La gestion des purges et de la consommation d'eau fait l'objet d'une demande similaire pour la TAR
P0 au point III/A5.
## Iii/A3. Base Vie De L'Atelier R2
La base vie de l'atelier R2 est implantée à proximité de la TAR CRS3 et des ouvrants donnent sur la TAR CRS3. Demande III/A3 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires afin d'éviter tout risque d'exposition à la légionnelle pour les occupants de cette base vie. Vous me précisez les mesures prises en ce sens et les délais de mise en œuvre associés.
## Iii/A4. Surveillance Du Paramètre « Legionella Sp »
L'eau d'appoint utilisée pour la TAR CRS3 est issue d'eau traitée de l'établissement. Dans ce cadre, la qualité de cette eau d'appoint est surveillée par un programme d'analyse physico-chimique et bactériologique. Toutefois, le paramètre « *Legionella sp* **» n'est pas inclus dans le programme de**
surveillance.
Demande III/A4 : je vous demande de compléter votre programme de surveillance de la qualité de l'eau d'appoint de la TAR CRS3, en y intégrant le paramètre « Legionella sp ». Vous me précisez le délai associé à cette évolution du programme de surveillance.
## **Tar P0**
La centrale de secours P0 assure la production d'énergie électrique en cas de perte de la fourniture d'électricité. Cette installation comprend une centrale de refroidissement dont un groupe de tours aéroréfrigérantes (TAR P0).
## Iii/A5. Gestion Des Purges Et De La Consommation D'Eau
La TAR P0 ne fait pas l'objet de purge périodique d'eau. Le renouvellement de l'eau est géré par vidange complète des bacs des TAR.
Demande III/A5 : je vous demande de mettre en place une gestion de l'eau des TAR permettant d'optimiser la consommation d'eau. De plus, je vous demande de formaliser les modalités de gestion des débits d'eau d'appoint au moyen d'une consigne ou d'un mode opératoire. La gestion des purges et de la consommation d'eau fait l'objet d'une demande identique pour la TAR
CRS3 au point III/A2.
## Iii/A6. Consignes De Remise En Service Après Un Arrêt Prolongé
Un mode opératoire précise le type de nettoyage à effectuer en fonction de la configuration de la TAR
et des résultats du programme de surveillance de la TAR. Ainsi, un ensemble de dispositions est prévu en cas d'arrêt d'une durée supérieure à 7 jours. Toutefois, dans sa rédaction actuelle, ce mode opératoire ne permet pas de garantir qu'en cas de remise en service après un arrêt prolongé, un nettoyage chimique et mécanique sera effectué. Demande III/A6 : je vous demande de revoir la rédaction de vos consignes pour garantir qu'en cas de remise en service après un arrêt prolongé, un nettoyage chimique et mécanique sera effectué.
Vous me précisez le délai associé à cette révision documentaire.
## Iii/B. Demandes D'Informations Complementaires Iii/B1. Stratégie De Traitement Biocide
La stratégie de traitement par biocides de l'eau des TAR P0 repose sur le traitement hebdomadaire de l'eau des bacs par ajout ponctuel d'une dose de biocide (traitement choc). Cependant, la consultation de vos échanges avec la société, qui vous assiste en matière de stratégie de traitement de l'eau des TAR
fait apparaître la recommandation de faire évoluer la stratégie de traitement (choc hebdomadaire), vers un traitement biocide en continu.
Demande III/B1 : je vous demande de m'indiquer les suites que vous donnez à cette recommandation.
## Iii/B2. Emission De Fluide Frigorigène De 491 Kg
Par courrier ELH-2021-031204, vous avez déclaré un évènement significatif pour l'environnement concernant la centrale de production d'énergie nord (CPUN). Cet évènement relatif à la pompe à chaleur n°11 a donné lieu à l'émission de 491 kg de fluide frigorigène R134a. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que l'analyse détaillée de cet évènement était en cours, dans le cadre de la rédaction du compte rendu d'évènement significatif.
Demande III/B2 : je vous demande de procéder à un examen particulièrement détaillé de cet évènement qui a conduit au rejet à l'atmosphère d'une quantité conséquente de fluide frigorigène. Dans le cadre de cet examen, vous veillerez en particulier à identifier les actions correctives permettant de prévenir le renouvellement d'émission de gaz sur cet équipement et sur les autres équipements du même type. Vous me préciserez les délais de mise en œuvre des actions que vous aurez retenues.
## Iii/C. Observations
III/C1. **Lors de la visite de la TAR CRS3, il a été constaté que certains cadres de supportages des TAR**
présentent un état de corrosion important dans certaines zones localisées.
III/C2. **Lors de la visite de la TAR P0, il a été observé la présence d'une cuve, a priori désaffectée, à** proximité du bâtiment 505.9 présentant une corrosion généralisée importante.
IV - Gestion des déchets IV/A. DEMANDES D'ACTIONS CORRECTIVES
Gestion opérationnelle des déchets nucléaires (technologiques)
## Iv/A1. Déclinaison Des Activités Importantes Pour La Protection
Les inspecteurs ont relevé que la déclinaison des AIP « conditionnement» et « gestion des déchets4 »
devait être complétée par l'identification d'exigences définies claires et opérationnellement contrôlables. Demande IV/A1 : je vous demande de formaliser les exigences définies associées aux AIP
« conditionnement » et « gestion des déchets » en veillant à ce qu'elles soient opérationnelles.
## Iv/A2. Gestion Des Déchets Sans Filière
Les inspecteurs ont observé que la gestion des déchets sans filière au sein de l'INB no **80 distingue les**
déchets non immédiatement évacuables (DNIE) nécessitant une étude ou une action préalable à leur évacuation et les déchets sans filière de traitement immédiate (DSFI) de nature TFA ou FMA-VC.
Toutefois, elle ne concernerait pas les déchets de nature FA-VL ou HA-MA.
Demande IV/A2 : je vous demande de me présenter la gestion des déchets sans filière de façon exhaustive en prenant en compte toute les filières à l'étude, en particuliers pour les déchets FA-VL
ou HA-MA.
## Iv/A3. Zones D'Entreposage Des Déchets
Lors de la visite des installations de l'INB no**80, les inspecteurs ont observé la présence de déchets dans**
des lieux inappropriés (déchets sous une lance incendie, déchets en vrac non balisés près du local 610…).
Demande IV/A3 : je vous demande de veiller à faire respecter le dépôt des déchets dans des zones d'entreposage balisées et adaptées.
## Iv/A4. Evacuation De Fûts Anciens
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont également observé la présence de fûts de déchets anciens étiquetés GDAF, constitués entre 2008 et 2018, contenant des cartouches de masques, du plomb ou des déchets d'équipements électriques et électroniques (DEEE). Demande IV/A4 : je vous demande de veiller à ne pas entreposer, durant plusieurs années, des déchets dans les zones de passage des déchets en attente de traitement, de me transmettre les plannings d'évacuation des fûts anciens entreposés qui sont évacuables et de préciser le plan d'action pour l'évacuation des autres fûts à court terme.
## **Gestion Et Suivi Des Déchets Conventionnels** Iv/A5. Gestion Des Piézomètres
Les inspecteurs ont relevé que deux piézomètres de la zone 21 bis étaient en non-conformité avec l'article 8 de l'arrêté du 11 septembre 20035**, notamment la fermeture du piézomètre. Le piézomètre 152**
est fermé par un simple collier de serrage, qui ne répond pas aux dispositions de l'article 8 susmentionné : *« En dehors des périodes d'exploitation ou d'intervention, l'accès à l'intérieur du sondage,*
forage, puits, ouvrage souterrain est interdit par un dispositif de sécurité. »
À ce titre, les inspecteurs rappellent que les résultats d'un piézomètre non conforme ou dont la surveillance (article 11 du même arrêté) ne peut être attestée, ne peuvent être pris en compte.
Par ailleurs le piézomètre 157 était instrumenté (capot ouvert, tuyaux en place) sans surveillance et sans indication.
Enfin, auprès du piézomètre 152, les inspecteurs ont constaté la présence de 4 cuves de 1 m3 **non**
fermées, remplies d'un liquide diphasique et de 4 fûts bleus, ces huit contenants n'étant pas étiquetés.
Vos représentants ont indiqué que ces cuves et fûts auraient été produits dans le cadre d'une opération impliquant un prestataire. En outre, le contenu de ces cuves et fûts n'était pas connu du représentant du chef d'installation.
Demande IV/A5.1 : je vous demande de mettre en conformité les piézomètres 152 et 157. Vous me transmettrez les derniers rapports d'inspection périodique. Demande IV/A5.2 : après caractérisation, je vous demande de bien vouloir évacuer vers une filière agréé les cuves et fûts au voisinage du piézomètre 152. Demande IV/A5.3 : je vous demande de veiller à la surveillance de vos prestataires, de me transmettre les exigences de sûreté et de sécurité transmises dans le cadre de ladite prestation et de m'indiquer les actions mises en œuvre à la suite des constats précisés ci-dessus.
## Iv/A6. Entreposage Des Déchets Non Dangereux
Les inspecteurs relèvent que la zone 21bis dédiée aux déchets non dangereux nécessitait d'être mieux entretenue, même si celle-ci doit être rénovée.
Les cinq alvéoles d'entreposage ne contiennent pas les déchets prévus : les déchets de revêtements bitumineux occupent l'alvéole dédiée, mais aussi celle dédiée à l'aluminium. Les ferrailles sont entreposées dans une alvéole devant recevoir du verre.
Des déchets inertes sont entreposés en vrac, sans indication, bien qu'ils soient destinés à être valorisés, après concassage, comme remblais.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé la présence de gros blocs de béton à caractériser. Enfin la zone adjacente (aire d'entreposage W53) dédiée aux déchets TFA est séparée de façon symbolique avec la zone 21 bis (grillage discontinu, en partie couché).
Demande IV/A6.1 : je vous demande d'améliorer l'entretien de la zone 21bis et de mettre en place un étiquetage des alvéoles en lien avec les déchets contenus. Demande IV/A6.2 : je vous demande de matérialiser de façon claire et robuste la séparation entre des zones d'entreposage de déchets conventionnels et nucléaires.
## Iv/B. Demandes D'Informations Complementaires **Gestion Opérationnelle Des Déchets Technologiques** Iv/B1. Organisation Pour La Gestion Des Déchets Au Sein De L'Inb No80
Les inspecteurs ont relevé le « morcellement » des responsabilités pour la gestion des déchets au sein de l'INB 80. Ainsi, la gestion des déchets de l'INB n°80 (HAO Nord et HAO sud) est opérée par différentes directions (DAFC, DUO et DGP) avec leur organisation propre, ce qui peut être préjudiciable à la cohérence globale de la gestion des déchets au sein de l'INB et au respect du référentiel de sûreté applicable. De plus, lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont relevé que le chef d'installation n'avait pas connaissance des déchets entreposés par d'autres entités, par exemple la direction des grands projets (DGP). Demande IV/B1 : je vous demande de justifier que l'organisation mise en place par différentes directions opérationnelles pour la gestion des déchets au sein de l'INB 80 est cohérente et pertinente au regard du référentiel applicable de l'INB n°80.
## Iv/B2. Evacuation Des Déchets De L'Édicule
Les inspecteurs ont constaté que les déchets de l'édicule du bâtiment « nouvelle filtration », identifiée comme une zone à déchets conventionnels, ont été évacués en déchets nucléaires TFA.
Demande IV/B2 : je vous demande de présenter les justifications du reclassement de déchets de l'édicule ainsi que du zonage déchets de l'édicule. Je vous demande de me transmettre également le bilan de déchets lié au déclassement de ce local.
## **Gestion Et Suivi Des Déchets Conventionnels** Iv/B3. Organisation Du Suivi Des Déchets Conventionnels
La gestion des déchets conventionnels est sous-traitée à un intervenant extérieur. Le chargé de suivi de contrat assure, entre autres, la gestion et la surveillance du contrat. Le « technicien déchets » assure le suivi opérationnel de la gestion des déchets et autorise leur prise en charge. Les attendus du contrat font l'objet d'un suivi par tableau de bord, de réunions mensuelles et d'une revue annuelle. Le prestataire propose des optimisations telles que le recours à des plateformes de regroupement. Ces éléments ont été jugés satisfaisants par les inspecteurs.
L'exploitant ou l'opérateur industriel établit des fiches d'anomalie dès la découverte d'un constat.
L'ensemble des fiches produites sont ensuite suivies par le prestataire, mais la réciproque n'est pas vraie. Les inspecteurs s'interrogent sur la sous-estimation des écarts constatés lors de l'analyse du retour d'expérience par l'exploitant et l'incidence sur les mesures à mettre en œuvre suite à ce retour d'expérience, en particulier vis-à-vis de l'obsolescence des matériels et équipements.
Demande IV/B3 : je vous demande d'étudier l'opportunité d'intégrer le suivi des fiches de constat établies par votre prestataire. À ce titre, vous préciserez les éléments pris dans l'analyse du retour d'expérience et les actions mises en œuvre suite à cette analyse.
## Iv/B4. Zones De Gestion Des Déchets Dangereux (Ex Dis)
Le stockage des déchets dangereux en alvéoles est correctement organisé : éclairage antidéflagrant, interrupteurs respectant les normes d'étanchéité requises, rétentions disponibles. Les inspecteurs ont demandé par sondage des éléments de traçabilité des déchets, qui ont été fournis.
Toutefois, les inspecteurs ont constaté :
- **l'absence de détection automatique d'incendie (DAI) dans les alvéoles de déchets**
inflammables ;
- **l'absence de balisage (plein ou vide) dans les alvéoles où les fûts sont en cours de remplissage.**
Par ailleurs, les inspecteurs s'interrogent sur la gestion des débordements des rétentions. En cas de débordement ou d'épandage accidentel de produits dangereux dans le caniveau central, les effluents s'écouleraient vers le débordeur puis vers le réseau gravitaire pluvial (vos représentants ayant précisé que la vanne permettant la séparation entre le caniveau central et le réseau gravitaire est maintenue ouverte).
Demande IV/B4.1 : Je vous demande de justifier l'absence de DAI dans les alvéoles de liquides inflammables. Demande IV/B4.2 : Je vous demande de mettre en place une signalisation sur le niveau de remplissage des fûts de regroupement de liquides, différenciant les fûts en cours de remplissage des fûts vides.
Demande IV/B4.3 : Je vous demande de présenter les mesures de prévention, de détection et de limitation des conséquences d'un débordement éventuel des rétentions des alvéoles ou des déchets dangereux vers le réseau gravitaire pluvial.
IV/C1. **La présentation de l'exploitant relative à la gestion des déchets radioactifs sur le périmètre de**
l'INB no**80 a été claire et bien documentée. Les inspecteurs relèvent tout particulièrement l'existence**
de la base BIRD (gestion des déchets TFA). Cette base pourrait être déployée sur l'ensemble de l'établissement dans un souci de cohérence globale en matière de gestion des déchets TFA, ainsi que la base de données GDAF pour les déchets sans filière (déchets non immédiatement évacuables (DNIE) et les déchets sans filière de traitement immédiate (DSFI).
V - Contrôle et maîtrise des rejets d'effluents
## V/A. Demandes D'Actions Correctives
V/A1. Formalisation d'un spectre de référence pour les rejets liquides et gazeux Le I de l'article 3.2.8 de la décision [3] dispose que :
« Pour les mesures de radioactivité, l'exploitant établit pour chaque catégorie d'effluents, un spectre de référence constitué des radionucléides dont l'activité volumique doit être mesurée et prise en compte systématiquement, qu'elle soit supérieure au seuil de décision ou non, pour le calcul des activités rejetées. Le spectre est défini en tenant compte de la radio-toxicité, de la fréquence attendue de la présence des radionucléides susceptibles d'être rejetés et des contraintes métrologiques. Ce spectre est repris dans le système de gestion intégrée. »
Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant n'avait pas formalisé dans son système de gestion intégrée de spectre de référence pour les rejets d'effluents liquides et gazeux. Cela ne présume pas de la maîtrise et de la connaissance de la nature des effluents rejetés. En revanche, les inspecteurs relèvent que la définition formelle d'un spectre de référence vise à ne pas sous-estimer le calcul de l'activité rejetée en particulier lorsque les résultats sont inférieurs au seuil de décision de la méthode de mesure.
À ce titre, les inspecteurs ont examiné le registre réglementaire de contrôle et de surveillance des rejets du mois d'avril 2021 et ont observé que certains radionucléides spécifiques (manganèse-54, europium154 et antimoine-125) sont régulièrement détectés dans les rejets liquides sans qu'ils ne soient a priori considérés comme intégrés au spectre de référence. Demande V/A1 : je vous demande d'établir formellement le spectre de référence de chaque catégorie d'effluent radioactif rejeté (liquide et gazeux) et de réinterroger, sur la base du retour d'expérience, le cas des radionucléides régulièrement détectés dans les rejets dont le manganèse54, l'europium-154 et l'antimoine-125.
## V/A2. Vérification Des Niveaux De Dilution Des Paramètres Chimiques En Mer
La prescription [Areva-LH-57] de la décision [4] fixe les concentrations moyennes maximales ajoutées, sur 2 heures, calculées après dilution complète en mer à un kilomètre du point de rejet, des paramètres chimiques présents dans les effluents liquides rejetés par la conduite de rejet en mer. Cette prescription avait historiquement été établie à la suite d'études scientifiques étudiant les facteurs de dilution en mer à 1 km du point de rejet. Elle vise à vérifier par le calcul les niveaux de dilution des rejets chimiques effectivement réalisés par l'exploitant. Les inspecteurs ont examiné par sondage le niveau de dilution associé à différents rejets chimiques réalisés par l'intermédiaire de la conduite de rejet en mer. Aucun écart à la prescription [Areva-LH-57] n'a été relevé. Pour autant, les inspecteurs relèvent que l'exploitant n'a pas mis en œuvre de moyens permettant d'assurer le contrôle systématique du respect de cette prescription.
Les inspecteurs observent par ailleurs qu'une prescription similaire est applicable pour les rejets de radioéléments et que l'exploitant a déployé des moyens de vérification à ce sujet.
Demande V/A2 : je vous demande de mettre en œuvre des moyens de vérification permettant d'assurer le respect de la prescription [Areva-LH-57] en ce qui concerne la concentration calculée après dilution complète en mer à un kilomètre du point de rejet, des paramètres chimiques présents dans les effluents liquides rejetés par la conduite de rejet en mer
## V/A3. Valeur Limite En Alpha Global Dans Le Réseau Des Eaux Gravitaires Pluviales Nord-Ouest
La prescription [Areva-LH-97] de la décision [5] dispose que :
« Les effluents liquides rejetés dans le barrage des Moulinets et dans les ruisseaux des Moulinets, de SainteHélène et des Combes présentent respectivement une activité d'origine artificielle inférieure, en moyenne quotidienne, à 200 Bq/L en tritium, à 0,2 Bq/L en alpha, à 1 Bq/L en bêta et à 1 Bq/L en gamma. Leur activité en tritium, calculée en moyenne hebdomadaire, ne dépasse pas 100 Bq/L. »
Les eaux gravitaires pluviales du réseau Nord-Ouest font l'objet de contrôles et de mesures radiologiques au moyen d'une aliquote hebdomadaire. Les inspecteurs ont observé dans les registres une activité volumique de 0,2 Bq/L en activité alpha global pour la période du 1 au 7 octobre 2019. Il n'a pas été possible d'identifier les investigations menées par l'exploitant lors de l'interprétation de cette mesure. Demande V/A3 : je vous demande d'investiguer cette situation. Vous réexaminerez le résultat des mesures réalisées sur ce réseau pour les deux dernières années.
## V/A4. Contrôle De Cohérence Des Résultats De Mesure
La prescription [Areva-LH-62] de la décision [4] dispose que les rejets d'effluents liquides A et V au sens de la prescription [Areva-LH-96] ne peuvent être effectués sans une analyse préalable de la radioactivité représentative du volume total à rejeter. Cette analyse porte sur des mesures globales
(alpha, bêta), la mesure d'activité du tritium ainsi qu'une détermination de la composition isotopique par spectrométrie gamma. Les résultats de cette analyse permettent de quantifier l'activité volumique des effluents devant être rejetés avant la réalisation effective de chaque rejet. Les inspecteurs ont examiné les résultats de mesure associés au rejet d'un effluent de type V réalisé le 29 mars 2021, présentant un comptage bêta global faible par rapport à la somme des émetteurs gamma, et ont interrogé l'exploitant sur les mécanismes de corrélation entre les mesures globales et les déterminations spécifiques. L'exploitant a précisé que le lien associé pouvait significativement fluctuer en fonction de la présence ou non d'émetteurs bêta purs ou du rendement de comptage de certains émetteurs gamma. Cependant, l'exploitant a réalisé de sa propre initiative une contre-analyse du rejet en question, laquelle a révélé une erreur de report dans la notation de dilution ayant conduit à sousestimer le comptage bêta global. Ceci n'entraîne pas de conséquence sur les bilans d'activités rejetées présentés dans le registre, déterminées uniquement par spectrométrie gamma. L'exploitant a également entrepris l'examen de cet écart interne.
Demande V/A4 : je vous demande d'examiner l'opportunité de réaliser un contrôle de cohérence entre les différentes mesures préalables à un rejet et de le formaliser dans un document référencé dans le référentiel du laboratoire.
## V/A5. Surveillance De La Représentativité Des Prélèvements D'Échantillons Le I De L'Article 2.2.2 De L'Arrêté [2] Dispose Que :
« L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. »
La réalisation de certains prélèvements d'échantillons est confiée à des intervenants extérieurs spécialisés. Cela concerne par exemple des prélèvements dans les réseaux d'eaux usées, pluviales et à risques. Les inspecteurs ont examiné les dispositions de surveillance mises en œuvre pour la réalisation de ces prélèvements d'échantillons. Ils ont observé que des actes de surveillance étaient bien réalisés sur ce périmètre, par l'intermédiaire d'autres intervenants extérieurs. Ceci n'appelle pas de remarque particulière vis-à-vis du respect des dispositions de l'arrêté [2] étant donné que l'activité de prélèvements n'est pas identifiée comme une activité importante pour la protection au sens de l'arrêté [2] dans le référentiel de l'exploitant. Les inspecteurs observent que le référencement par coordonnées des points de prélèvements est un élément satisfaisant permettant de garantir la constance du lieu de prélèvement. Cependant, parmi les actes de surveillance examinés, les inspecteurs n'ont pas identifié de point de contrôle relatif à la vérification du caractère représentatif de l'échantillon prélevé.
Demande V/A5 : je vous demande de compléter la surveillance des intervenants extérieurs réalisant les prélèvements en ajoutant un point de contrôle relatif à la représentativité de l'échantillon. Je vous demande également de vous prononcer sur l'opportunité d'identifier comme AIP les actes de prélèvements au même titre que l'activité d'analyse.
## V/A6. Réalisation Des Analyses Chimiques De Contrôle Des Effluents
Le I de l'article 3.1.1 de la décision [3] stipule que l'exploitant dispose d'un laboratoire de contrôle des effluents. Dans ce cadre, le I de l'article 3.1.2 de la décision [3] dispose que :
« Les laboratoires mentionnés à l'article 3.1.1 sont conformes à la norme NF EN ISO/CEI 17025 « Exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais » ou à des dispositions dont l'exploitant démontre l'équivalence. »
Dans le cadre d'une inspection du laboratoire de contrôle des effluents dit « moyenne activité » menée le 12 décembre 2019, vos représentants avaient précisé qu'une autre entité désignée comme le
« laboratoire central de contrôle » réalisait une part des analyses chimiques requises pour le contrôle des effluents. L'exploitant a précisé les contraintes historiques ayant conduit à ce choix, notamment en ce qui concerne l'emplacement des équipements, mais aussi la disponibilité de certains d'entre eux, requis pour les besoins de contrôle chimique du procédé.
Les inspecteurs ont examiné le référentiel qualité de la direction en charge de ces analyses et ont visité l'un des locaux associé. Ils relèvent que l'organisation des activités de contrôle des effluents sur le site gagnerait à être rendue plus lisible. Ils ont également relevé des incohérences documentaires mineures induites par l'évolution de la dénomination des entités laboratoires. Enfin, les inspecteurs observent qu'un travail conséquent de mise en conformité à la version 2017 de la norme précitée a été engagé.
Lors de la visite des locaux, les inspecteurs ont observé qu'il n'était pas défini de date limite de conservation des échantillons avant réalisation des analyses. Les inspecteurs ont toutefois noté que les contraintes associées aux rendus d'analyse (registres réglementaires par exemple) limitent les dérives potentielles associées à la conservation des échantillons. Demande V/A6 : je vous demande de corriger les incohérences entre les différents documents qualité de votre référentiel, notamment en ce qui concerne la dénomination des entités laboratoires. Je vous demande également de poursuivre et d'achever le travail de mise en conformité à la version 2017 de la norme précitée. Vous vous positionnerez enfin sur la définition de dates limite de conservation des échantillons avant réalisation des analyses, en accord avec les normes en vigueur.
V/A7. Nature des contributions au réseau d'eaux usées industrielles La prescription [Areva-LH-96] de la décision [5] dispose que les eaux gravitaires à risque comprennent, hors procédé de traitement des matières nucléaires, a minima les eaux provenant du drainage profond destinées à la mise hors d'eau des ateliers.
Les inspecteurs ont observé dans la description des réseaux figurant à la présentation générale de sûreté de l'établissement [7] que les eaux de drainage de l'atelier d'entreposage des produits de fission SPF 4,5 et 6 au sein de l'INB 117 (usine UP2-800) sont orientées par conception vers le réseau gravitaire des eaux usées industrielles. A l'inverse, les eaux de la fosse à suie de la centrale de production de chaleur sont orientées vers le réseau gravitaire des eaux à risques.
Demande V/A7 : je vous demande de caractériser les eaux de drainages des ateliers d'entreposage des produits de fission SPF 4,5, et 6 au sens de la prescription [Areva-LH-96]. Vous précisez également la logique retenue pour la gestion des eaux de la fosse à suie de la centrale de production de chaleur.
## V/A8. Modalités De Surveillance De La Station D'Épuration Du Site
Les inspecteurs se sont rendus dans les installations assurant l'épuration des eaux usées domestiques de l'établissement. Ils ont relevé la bonne tenue apparente de l'installation, en particulier l'absence d'odeurs du bassin en phase d'aération. Les inspecteurs ont examiné les modalités de surveillance associées à l'exploitation de l'installation. Les inspecteurs ont relevé que l'analyseur de chlore était indisponible depuis plusieurs mois (demande d'intervention en date du 24 février 2021) occasionnant une régulation non maîtrisée de la teneur en chlore des effluents en sortie de procédé (mise en place d'un « goutte à goutte » en tant que mesure compensatoire). Les inspecteurs ont également relevé dans le suivi hebdomadaire de l'exploitant une situation pour laquelle le domaine de traitement indicatif de l'installation n'avait pas été respecté en ce qui concerne la quantité de matière en suspension des effluents entrant. Les inspecteurs ont également observé des situations de dépassement des seuils limites de surveillance ou de contrôle propres à la gestion de l'installation pour quelques paramètres (orthophosphates, ammonium, azote total Kjeldhal) au cours des précédents mois.
Enfin, en salle de conduite de l'atelier de production de l'énergie, les inspecteurs ont relevé la bonne connaissance des opérateurs de la gestion du réseau d'effluents d'eaux usées domestiques et industrielles, notamment du point de vue de l'ajustement du pH. En revanche, les inspecteurs relèvent des difficultés à identifier les synoptiques de suivi de la station d'épuration ou les reports associés.
L'opérateur a notamment précisé que ce suivi n'incombait pas encore à la salle de conduite. Demande V/A8 : je vous demande d'améliorer la disponibilité des équipements liés à l'épuration des eaux usées. Je vous demande également de clarifier l'ensemble des modalités de surveillance de la station d'épuration au vu de l'état de l'art en la matière. Vous en détaillerez le référentiel interne.
V/A9. Mise en œuvre de capacités rétentions adaptées aux opérations de dépotage L'article 4.3.7 de la décision [3] dispose que :
« L'exploitant prend toutes les précautions nécessaires pour éviter tout renversement de substances susceptibles de créer une contamination radioactive ou une pollution chimique des eaux ou des sols, notamment lors d'opérations de transport interne ou de manipulation sur des aires de stockages ou de dépotage. » Les inspecteurs ont observé l'absence de zone de rétention adaptée aux postes de dépotage de chlorure ferrique et d'acide nitrique respectivement au niveau de la station d'épuration et du dernier bac d'ajustement de pH du réseau (GU5). Au niveau de l'installation d'épuration, sauf dispositions particulières prises lors du dépotage, un renversement de substances se dirigerait vers le réseau d'eaux pluviales. L'exploitant a précisé qu'un système de récupération des éventuelles égouttures était mis en place lors des dépotages, sans que cela ne constitue une précaution suffisante. Il a également indiqué qu'à l'issue de l'inspection des rétentions mobiles adaptées allaient être commandées. Demande V/A9 : je vous demande de mettre en place les moyens adaptés permettant d'éviter toute pollution chimique des eaux ou des sols à partir d'opérations de dépotage.
## V/B. Demandes D'Informations Complementaires V/B1. Gestion De La Disponibilité De La Conduite De Rejet En Mer
La prescription [Areva-LH-48] de la décision [4] dispose que les effluents liquides de type A, V et GR
au sens de la prescription [Areva-LH-96] sont rejetés par la conduite de rejet en mer. En outre : « En cas d'indisponibilité de la conduite de rejet en mer, les effluents GR peuvent être rejetés vers le ruisseau de la Sainte-Hélène et vers la partie du ruisseau des Moulinets située en amont du barrage des Moulinets, dans le respect des prescriptions de déversement applicables aux eaux pluviales ([Areva-LH-99] et [Areva-LH-100]). »
Les inspecteurs observent que cette disposition est principalement mise en œuvre dans des conditions de fortes précipitations lors desquelles les importants volumes d'eaux gravitaires à risques produits contraignent la disponibilité de la conduite de rejets en mer pour les rejets d'effluents actifs. Par ailleurs, les effluents concernés sont contrôlés par l'exploitant. Pour autant, les inspecteurs relèvent que les volumes de déversement aux ruisseaux d'effluents GR mobilisés effectués lors d'indisponibilités de la conduite de rejet en mer sont en constante augmentation, de l'ordre de 22 500 m3 en 2016 **à 78 500** m3 **pour l'année 2020. L'année 2021 paraît s'inscrire dans cette tendance à la hausse, puisqu'au jour de**
l'inspection, 51 000 m3 **ont fait l'objet de cette disposition particulière. Pour mémoire, le volume**
d'effluents à risques rejetés en mer est de l'ordre de 600 000 m3 **annuel.**
Demande V/B1 : je vous demande de mener une analyse approfondie, sur les cinq dernières années, afin d'apprécier le degré d'adéquation entre les volumes d'effluents gravitaires à risque concernés par un déversement au ruisseau de Sainte-Hélène d'une part et les situations d'indisponibilité de la conduite de rejet en mer d'autre part. V/B2. Contribution de la « fosse 23 » au réseau d'effluents à risques à la date du 02 mars 2021 Les inspecteurs ont examiné le registre réglementaire de contrôle et de surveillance des rejets du mois de mars 2021. Ils ont observé une faible activité volumique bêta au niveau du premier réseau (11 Bq/L)
ainsi qu'un marquage en césium-137 (3,4 Bq/L) en ce qui concerne les résultats de l'aliquote du 02 mars 2021. Les inspecteurs ont interrogé l'exploitant vis-à-vis de la démarche d'investigation menée pour ce type de résultats, « significatif » par rapport aux valeurs habituelles du mois. Après analyses, le laboratoire a identifié la contribution de la « fosse 23 » au réseau d'effluents à risques, sans qu'il ne soit possible de recueillir davantage de précision quant à l'origine précise de la contribution. Demande V/B2 : je vous demande de préciser la nature de la « fosse 23 » et l'origine de sa contribution au réseau d'effluents à risque en ce qui concerne les résultats d'analyse du réseau GR
correspondant à la date du 02 mars 2021.
## V/B3. Dimensionnement Des Filtres Associés Au Traitement Des Gaz Procédé Et Dissolution
Le traitement des gaz opéré par l'atelier R1 préalablement au transfert des effluents vers la cheminée principale de l'usine UP2-800 comprend un ensemble de filtres de très haute efficacité ainsi que des pièges à iodes zéolithes. En particulier, le schéma de principe de ventilation de l'atelier R1 mentionne la présence de trois pièges à iode zéolithes en ce qui concerne le traitement des gaz de procédé pour un débit théorique à la cheminée UP2-800 de 1 500 m3**/h. Par comparaison, un seul piège à iode zéolithe**
est mis en place pour le traitement des gaz de dissolution pour un débit à la cheminée de 600 m3**/h.**
Demande V/B3 : je vous demande de détailler les dispositions de conception relatives au dimensionnement du traitement des gaz procédé et dissolution (filtres THE et pièges à iode). Vous préciserez l'adéquation aux débits théoriques et mesurés.
## V/B4. Etat Des Réflexions Sur Le Vieillissement De Certains Appareils De Contrôle
Les inspecteurs ont examiné plusieurs dysfonctionnements associés à l'une des stations-villages
(défaut de cartes automates, défaut de report d'alarme au PC environnement) sans qu'un partage de retour d'expérience n'ait été identifié malgré leur caractère potentiellement générique. Lors des échanges, l'exploitant a précisé que des réflexions plus larges avaient été initiées en ce qui concerne la maîtrise du vieillissement de certains appareils de contrôle (COBENADE par exemple) sans que cela ne constitue un enjeu à très court terme. Demande V/B4 : je vous demande de me tenir informé de l'état des réflexions engagé en ce qui concerne le vieillissement des appareils de contrôle.
## V/C. Observations
V/C1. **En salle de conduite de l'atelier de cisaillage et de dissolution R1, les inspecteurs ont observé les**
reports d'alarme des dispositifs de mesure associés au traitement des gaz ainsi que leurs seuils de déclenchement. Ils ont également consulté par sondage le suivi des rondes visant à relever les valeurs de colmatage des filtres. Pour la ronde hebdomadaire menée la semaine de l'inspection, les inspecteurs ont observé le report de valeurs de dépression anormales sans qu'il soit possible de vérifier si des actions avaient été menées. L'exploitant a indiqué que ces valeurs anormales pourraient provenir d'une erreur d'unité dans le relevé de pression (relevé effectué en bars pour une valeur attendue en mm de colonne d'eau). À l'issue de l'inspection, l'exploitant a indiqué que ce sujet avait été vu avec le chef de quart à l'issue de la ronde. Par ailleurs, un rappel interne a été effectué aux équipes en ce qui concerne le bon paramétrage des unités de l'appareil de relevé et des attendus en matière de suivi des anomalies reportées dans l'outil de gestion des rondes. Les inspecteurs observent que le niveau de rigueur associé au relevé des rondes doit être amélioré.
V/C2. **Les inspecteurs ont examiné les résultats des dernières campagnes de traitement chimique des** effluents liquides radioactifs à l'atelier STE3. Les inspecteurs observent que les actions engagées par l'exploitant dans le cadre du retour d'expérience en ce qui concerne la gestion du débit de consigne pour un traitement amélioré et le déploiement d'un plan d'actions incluant les facteurs organisationnels et humains vis-à-vis de la gestion des pH-mètres doivent être poursuivies.
Vous voudrez bien me faire part avant le 31 décembre 2021**, des remarques et observations, ainsi que**
des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'inspecteur en chef Signé par Christophe QUINTIN |
INSSN-OLS-2021-0734 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2021-039968 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-enBurly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Orléans, le 27 août 2021 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0734 du 11 août 2021 Thème « Incendie »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[3] Note d'application locale « gestion de la sectorisation incendie » référencée D5140/MQ/NA/
3MRI.08
[4] Note d'application locale « gestion des charges calorifiques, des produits inflammables et des gaz sous pression » référencée D5140/MQ/NA/3MRI indice C
[5] Note d'application locale « gestion et mise en œuvre des permis de feu et des permis d'inhiber »
référencée D5140/MQ/NA/3MRI.02 indice b
[6] Courrier du CNPE de Dampierre du 31 janvier 2020 référencé D453320003157 sur la maîtrise des risques non radiologiques à la suite de l'accident « Lubrizol » à Rouen
[7] Note d'application locale « organisation de la surveillance en local ( rondes conduite) » référencée D5140/MQ/NA/3MPS.06 indice e
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 11 août 2021 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « incendie ».
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la gestion du risque incendie dans le cadre de la quatrième visite décennale du réacteur n° 1. Les inspecteurs ont tout d'abord effectué des contrôles relatifs à la sectorisation incendie et à la gestion des charges calorifiques dans des secteurs de feu sûreté (SFS) à fort enjeu incendie du bâtiment électrique associé au réacteur n° 1.
Ils ont ensuite échangé avec vos représentants sur les différentes surveillances des activités et installations en lien avec le risque incendie et mises en place sur le site. Un exercice a également été réalisé dans le bâtiment réacteur afin de tester l'organisation opérationnelle du site en cas de départ de feu. Enfin, les inspecteurs ont contrôlé le suivi de la charge calorifique sur le plancher filtre du bâtiment des auxiliaires nucléaires associé au réacteur n° 1. Au vu de cet examen, il apparaît que la gestion de la sectorisation et des charges calorifiques dans les SFS à fort enjeu incendie reste perfectible, tout comme la surveillance qui fait suite aux travaux par points chauds ou encore le suivi de la charge calorifique sur le plancher filtre.
Si les inspecteurs notent positivement que l'ensemble des écarts constatés par les inspecteurs relatifs à la sectorisation et à la gestion des charges calorifiques ont été soldés de manière réactive par vos équipes suite à l'inspection, les constats réalisés doivent vous amener à renforcer votre organisation ainsi que vos contrôles sur ces deux items afin de détecter et de corriger les écarts indépendamment des inspections de l'ASN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Sectorisation Incendie Dans Les Secteurs De Feu Sûreté (Sfs) À Fort Enjeu Incendie
L'article 4.1.4 de l'annexe de la décision de l'ASN du 28 janvier 2014 en référence [2] précise que « la *démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie permet d'identifier et de justifier les secteurs de* confinement. » La note d'application locale en référence [3] requiert que « *les anomalies de sectorisation (fortuites et* programmées) sont gérées en temps réel au travers du *rapport BI « ROP 22* ». En application de cette disposition, le site dispose donc d'un fichier de type tableur qui répertorie l'anomalie, la référence de l'équipement concerné, la priorité de résorption de l'anomalie ainsi que les délais de résorption à respecter. Cette note précise également que « *le cumul est limité à 2 pertes d'intégrité de classe 1 et 5 pertes* d'intégrité de classe 2 sur la tranche. En cas de dépassement du nombre requis, une déclaration est faite dans le cadre de la DI100 ».
Lors d'un contrôle par sondage dans plusieurs SFS à fort enjeu incendie du bâtiment électrique associé au réacteur n° 1, les inspecteurs ont constaté plusieurs écarts entre les anomalies de sectorisation identifiées par le site dans la « ROP 22 » et les anomalies réellement présentes sur l'installation :
- Une porte coupe-feu située en bordure d'un SFS à fort enjeu incendie était laissée ouverte à cause d'un chantier sans que cette perte d'intégrité de classe 1 ne soit indiquée dans la
« ROP 22 ».
- Une porte coupe-feu identifiée comme ouverte sur le rapport BI était en réalité fermée. La
« ROP 22 » n'avait pas été mise à jour alors que l'information était connue de la conduite.
- Une trémie dans un mur périphérique d'un SFS à fort enjeu incendie était rebouchée à l'aide d'une solution temporaire sans que ne soit identifiée la fragilité de sectorisation qui en découle.
- Les joints de deux portes coupe-feu associées à des SFS à fort enjeu incendie ont été constatés endommagés sans que ne soit identifiée de perte d'intégrité ou de fragilité de sectorisation.
Demande A1 : je vous demande de vous assurer de la mise à jour en temps réel de la ROP 22. Vous me ferez part des actions prises pour répondre à cette demande.
Je vous demande de vous positionner sur la déclaration d'un **événement intéressant la sûreté** suite à la découverte par l'ASN d'une perte d'intégrité de classe 1 non recensée, portant ainsi à au moins trois le nombre de pertes d'intégrité de classe 1 présentes sur le réacteur n° **1 le** jour de l'inspection.
## Charge Calorifique Dans Les Sfs À Fort Enjeu Incendie
L'article 2.2.1 de l'annexe de la décision de l'ASN en référence [2] requiert que « *l'exploitant* défini[sse] *des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que* l'*organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux,* pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie.[…] ». L'article 2.2.2 de l'annexe de cette même décision précise que « *l'exploitant limite les quantités de* matières combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'*incendie*.»
La note d'application locale en référence [4] demande : « L'entreposage de charges calorifiques *passe* par le processus colisage (Annexe 2), une fiche d'entreposage doit être présente sur chaque zone (Annexe 5). »
De cette façon, l'entreposage a été analysé à l'amont et les fiches déterminent ce qui peut alors être autorisé au regard de ladite analyse. Dans le local W425 appartenant à un SFS à fort enjeu incendie, les inspecteurs ont constaté la présence de charges calorifiques, notamment des climatiseurs et des dalles en PVC, ne comportant pas de fiche d'entreposage. A un autre endroit du local, une aire d'entreposage comportait une charge calorifique significativement plus importante que celle mentionnée sur la fiche d'entreposage associée. Une quantité importante de carton était notamment présente. Pourtant, le service en charge de la gestion de cette aire de stockage avait conclu le matin même de l'inspection à la conformité de l'aire par rapport à la charge calorifique autorisée. Demande A2 **: je vous demande de vous assurer que les charges calorifiques présentes dans les** SFS à fort enjeu incendie soient bien identifiées et minimisées.
Je vous demande également de vous assurer que les contrôles de conformité des **charges**
calorifiques dans ces locaux permettent bien de détecter les éventuelles anomalies. Vous me ferez part des actions prises pour répondre à ces demandes.
## Surveillance Fin De Travaux Par Points Chauds
L'article 2.3.3 de l'annexe de la décision de l'ASN en référence [2] impose que « *le permis de feu* indique les dispositions particulières à prendre pour la préparation et l'exécution des travaux à l'égard du risque d'*incendie. Ce document formalise l'ensemble des mesures de prévention et de limitation des* conséquences qui doivent être prises pour maîtriser les risques liés à l'incendie présentés par ces travaux.
Il identifie les éventuelles indisponibilités prévues des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie et définit les dispositions compensatoires. Des mesures sont prévues pour la remise en service des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie rendus indisponibles pour ces travaux dès que leur indisponibilité n'est plus requise. »
La note d'application locale en référence [5] requiert que « *la réalisation de rondes de surveillance sur* les chantiers concernés par l'application du permis feu, permet[te] *de confirmer la fin des travaux par* points chauds. […] La surveillance doit être réalisée par le chargé de travaux *au maximum une heure après* l'annonce de fin des travaux par points chauds à l'exploitant. »
Cette même note précise que « l'exploitant doit réaliser également *une surveillance sur les locaux au* maximum deux heures après l'annonce de fin de travaux par points chauds. » Suite aux échanges avec vos représentants, il apparaît que cette seconde surveillance n'est réalisée que de 6h à 20h. Pour les travaux se terminant en dehors de cette plage horaire, qui peuvent être nombreux lors d'une visite décennale, cette surveillance n'est pas réalisée. Il apparaît ainsi que certains jours, moins de 50 % et même parfois moins de 10 % des travaux par points chauds ont fait l'objet d'une surveillance dans un délai maximal de deux heures après la fin des travaux.
Demande A3 : je vous demande de vous conformer à votre note d'application locale « **gestion** et mise en œuvre des permis de feu et des permis d'inhiber » citée en référence pour ce qui concerne **la surveillance par l'exploitant des locaux où des travaux par points chauds ont été**
réalisés. **Vous me ferez part des actions prises pour répondre à cette demande.**
## Analyse De Risques
L'article 2.3.1 de l'annexe de la décision de l'ASN en référence [2] demande que « les travaux par « point chaud » ne [puissent] être effectués qu'après délivrance d'un permis de feu ayant fait l'objet d'une analyse spécifique des risques pour la sûreté nucléaire et dûment signée par l'exploitant, en veillant aux interactions entre d'*éventuels chantiers simultanés*. » La note d'application locale en référence [5] précise que « le demandeur a pour tâche d'effectuer l'analyse de risques préalable en complétant la grille d'aide à la rédaction ( Annexe 1) et d'en tracer les conclusions dans le cadre ad hoc du permis feu. Les mesures de prévention qui en découlent sont l'objet essentiel du permis feu. » Les inspecteurs ont contrôlé les parades mises en œuvre dans le cadre d'un chantier par point chaud réalisé dans le bâtiment réacteur au moment de l'inspection. Le chantier portait sur la réalisation d'un coupe-soude au niveau de l'organe de robinetterie 1 RPE 017 VP.
Les parades formulées dans le permis feu étaient bien respectées. Néanmoins, ces parades n'étaient pas totalement cohérentes avec l'analyse de risques de l'activité formalisée sous forme de grille dont le modèle est donné en annexe 1 de la note d'application locale « gestion et mise en œuvre des permis de feu et des permis d'inhiber ». Cette dernière mentionnait en effet un risque de conduction de chaleur via une tuyauterie ou un support métallique. Les parades définies dans l'analyse de risques étaient :
- « refroidir le matériel par mouillage (serpillère *humide) ou arrosage*
- *surveillance des locaux adjacents après travaux* »
Les inspecteurs ont constaté que ces parades n'étaient pas reprises dans le permis feu. L'intervenant a précisé que la parade consistant à refroidir le matériel n'était selon lui pas compatible avec l'activité. Demande A4 **: je vous demande, pour les travaux par points chauds, de vous assurer de la**
cohérence entre les parades formulées dans l'analyse de risques et les parades mentionnées dans les permis feu. **Vous me ferez part des actions prises pour répondre à cette demande.**
## Gestion De La Charge Calorifique Sur Le Plancher Filtre
L'article 2.2.1 de l'annexe de la décision de l'ASN en référence [2] requiert que « *l'exploitant* défini[sse] *des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que* l'*organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux,* pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie.[…] ». La note d'application locale en référence [4] retient que « dans les bâtiments sectorisés, la gestion des charges calorifiques présentes dans *les locaux, sur des zones de stockage et d'entreposage, respecte les seuils* définis *dans les notes d'études CIPN.* »
Le plancher filtre est un local du bâtiment des auxiliaires nucléaires qui est un bâtiment sectorisé. Sur ce plancher sont entreposés divers matériels, notamment lors des arrêts de réacteur. Ces matériels représentent une charge calorifique qui doit faire l'objet d'un suivi pour que l'exploitant s'assure du respect des seuils définis dans les notes d'étude.
Lors de l'inspection, un contrôle a été réalisé sur le suivi de cette charge calorifique. Celui-ci est réalisé à l'aide de l'application « epsilon » qui enregistre et cumule les charges calorifiques présentes sur le plancher filtre déclarées par les métiers. L'inspection a permis de mettre en évidence qu'une part significative de la charge calorifique réellement présente sur le plancher filtre n'est pas intégrée à ce cumul.
C'est le cas des charges calorifiques détectées en écart par la cellule colisage du CNPE et dont l'anomalie n'est pas soldée. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté la présence de nombreuses plaques de sas en macrolon empilées avec une fiche d'entreposage non conforme. Cet écart déjà détecté par EDF le 23 juillet n'était pas soldé le jour du contrôle. Les plaques des sas montés sur le plancher filtre ne sont également pas intégrées au cumul.
Les aires de stockage qui disposent de charges calorifiques permanentes ne sont pas non plus intégrées.
Cela est également le cas des entreposages en écart et non détectés par l'exploitant lors de ses rondes de surveillance. Ce type d'entreposage a également été constaté par les inspecteurs. Tous ces entreposages non comptabilisés augmentent significativement la charge calorifique présente sur le plancher filtre et ne permettent pas à l'exploitant de s'assurer que les seuils définis dans les notes d'étude incendie sont bien respectés.
Demande A5 : je vous demande de vous assurer du suivi en temps réel de **l'ensemble des** charges calorifiques entreposées **sur le plancher filtre et de vous assurer du respect des seuils** définis dans les notes d'étude incendie. **Vous me ferez part des actions prises pour répondre à** cette demande.
## B. Demandes De Compléments D'Information Résistance Au Feu Des Matériaux Utilisés Pour Reboucher Les Trémies
Les inspecteurs ont constaté que suite à l'ouverture de trémies pour la réalisation de travaux, un grand nombre de celles-ci étaient rebouchées à l'aide d'une « mousse noire ». Selon vos représentants, il s'agit d'un produit qualifié contre l'incendie, faisant office de solution pérenne équivalente aux propriétés des matériaux initiaux. Demande B1 **: je vous demande de me transmettre les éléments démontrant que les** caractéristiques de cette mousse en font une solution définitive, a minima équivalente à celle existante avant l'ouverture de la trémie, pour reboucher les trémies dans les SFS à fort enjeu sûreté. Votre démonstration devra s'appuyer sur **les références techniques du fabriquant du** matériau utilisé que je vous demande de me **transmettre.**
## Locaux Contrôlés Par La Conduite Lors De Ses Rondes
La note d'application citée en référence [7] requiert que la ronde d'observation et de sécurité soit « *obligatoire pour garantir la sécurité du personnel et la sécurité/sûreté des installations. Elle est réalisée* au minimum 1 fois par quart sur l'ensemble des installations quel que soit l'état de tranche. »
Demande B2 : je vous demande de m'indiquer si l'**ensemble des locaux industriels fait bien** l'objet d'une ronde à chaque quart par le service conduite. Si la pratique s'avère différente de votre référentiel, je vous demande de mettre en place des actions correctives **pour vous** conformer à votre référentiel.
## Prise En Compte Du Retour D'Expérience De L'Exercice
Le jour de l'inspection, un exercice a été réalisé dans le bâtiment réacteur. Un départ de feu était simulé sur un chantier. L'objectif était d'observer l'organisation opérationnelle du CNPE (levée de doute et équipe d'intervention), l'utilisation des fiches d'actions incendie, le déploiement des moyens incendie et le respect des délais d'intervention. Les inspecteurs ont constaté lors de cet exercice que les délais d'intervention, notamment mentionnés dans le courrier du CNPE de Dampierre du 31 janvier 2020 en référence [6] ont été respectés. De plus, la levée de doute a bien été réalisée par deux agents conformément à la décision de l'ASN du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie précisée en référence.
Cet exercice a cependant mis en lumière certaines difficultés lors de la gestion d'un incendie dans le bâtiment réacteur. Les inspecteurs ont en effet relevé que la fiche d'action incendie (FAI) utilisée par les agents de levée de doute était celle correspondant au niveau 8 mètres, alors que l'incendie se déroulait au niveau 0 mètre. En application de la FAI utilisée lors de l'exercice, les équipiers d'intervention ont par conséquent dû descendre les sacs d'attaque du niveau 8 mètres jusqu'au niveau 0 mètre, alors que d'autres sacs étaient déjà présents à ce niveau et auraient dû être utilisés conformément à la FAI applicable pour le niveau 0 mètre. Cette opération a augmenté le délai d'intervention. Par ailleurs, les sacs d'attaque localisés au niveau 0 mètre étaient situés derrière divers entreposages et donc difficiles à repérer et à utiliser. Si le départ de feu avait été simulé quelques mètres plus loin, la lance incendie aurait été trop courte. Les équipiers auraient ainsi été obligés de la débrancher et de la rebrancher à une autre alimentation, voire d'aller récupérer un autre sac d'attaque, augmentant ainsi considérablement le délai d'intervention.
Enfin, sur l'ensemble de l'équipe d'intervention, au moins une personne n'était pas formée à l'utilisation des sacs d'attaque. Suite aux échanges avec vos représentants, il apparaît qu'une seule formation par an est organisée pour former les équipiers d'intervention. Les agents absents ce jour-là ne peuvent ainsi pas en bénéficier. Demande B3 **: je vous demande de m'indiquer les actions mises en œuvre pour prendre en** compte le retour d'expérience de cet exercice.
## C. Observations
C1 : actions mises en place sur la sectorisation incendie *suite à l'inspection* Suite à l'inspection le CNPE a engagé plusieurs actions de manière réactive. L'échafaudage maintenant ouverte la porte coupe-feu citée dans la demande A1 a été modifié et la porte fermée. La perte d'intégrité associée au maintien de la porte en position ouverte a ainsi été soldée. La trémie citée également dans le cadre de la demande A1 a été rebouchée avec une solution définitive. Un échange a également eu lieu sur le sujet entre EDF et le prestataire en charge de l'ouverture des trémies. L'exploitant a également annoncé qu'un inventaire exhaustif a été réalisé sur les fragilités de sectorisation, et que celui-ci n'a pas mis en évidence d'autres écarts de ce type. Les deux joints cités dans le cadre de cette même demande ont aussi été réparés.
## C2 : Actions Mises En Place Sur La Gestion De La Charge Calorifique Suite À L'Inspection
Suite à l'inspection, le CNPE a annoncé avoir évacué les dalles en PVC ainsi que les climatiseurs mentionnés en demande A2. Les cartons présents sur l'aire d'entreposage dans le même local ont également été retirés.
Le CNPE a aussi traité de manière réactive les différents constats réalisés par les inspecteurs sur la gestion de la charge calorifique sur le plancher filtre. Il a intégré à l'évaluation de la charge les plaques de sas montées et celles entreposées ainsi que les matériels en écart qui n'avaient pas été identifiés par la cellule colisage avant l'inspection. Il est ainsi apparu que les plaques de sas augmentent très sensiblement la charge calorifique du plancher filtre telle que calculé par l'exploitant avant l'inspection, qui passe de 42 000 MJ sur les deux locaux du plancher à près de 82 000 MJ. Les seuils autorisés dans chacun des deux locaux restent cependant respectés.
## C3 : Déroulement De L'Inspection
Cette inspection a été réalisée de manière inopinée. Malgré cette contrainte, le CNPE a été en mesure de mettre à la disposition de l'ASN des personnes qualifiées sur l'ensemble des sujets abordés au cours du contrôle.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 5965 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du pôle REP de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-CAE-2021-0177 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-048468 **Caen, le 14 octobre 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Paluel Inspection n° INSSN-CAE-2021-0177 du 16 septembre 2021 Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] - Note « Gestion des obturateurs du réseau SEO sur le CNPE de Paluel » référencée D453816026821 [3] - Avant-projet sommaire - Stratégie de confinement liquide sur le site de Paluel référencéD3052210026889 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) **précisées en référence [1]**
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 16 septembre 2021 au sein du CNPE de Paluel sur la thématique « confinement liquide ».
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 16 septembre 2021 avait pour objectif d'évaluer la capacité de CNPE de Paluel à gérer un déversement accidentel de produits chimiques, et notamment à s'assurer de la maitrise du confinement des produits chimiques liquides déversés accidentellement afin d'éviter tout impact sur l'environnement. Dans cet objectif, les inspecteurs ont simulé un accident de circulation d'un camion transportant de la soude. Aussi, la localisation de cet accident et les conditions climatiques simulées engendraient un transfert de produit dangereux vers deux branches du circuit SEO (réseau d'eaux pluviales).
Au vu de ce contrôle par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre pour s'assurer de l'absence de rejets en cas de situation accidentelle est apparue satisfaisante. En particulier, les opérations engagées de manière réactive dans le cadre de l'exercice, ont permis de constater que tous les acteurs impliqués dans la gestion de la situation ont agi de façon efficace et coordonnée.
Par ailleurs, les échanges à l'issue de l'exercice ont notamment mis en exergue la nécessité pour la centrale de Paluel de parfaire l'appropriation de l'étude « *Avant-projet sommaire - Stratégie de* confinement liquide sur le site de Paluel **» relative à la mise en œuvre de dispositifs permettant le**
confinement des effluents du réseau SEO en situation accidentelle cumulée avec de fortes précipitations.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Confinement Liquide
Lors de déroulement de l'exercice les inspecteurs ont remarqué que les équipes d'interventions ont rapidement identifié les exutoires des réseaux canalisant la pollution, et engagé les actions visant leur obturation.
Dans un premier temps, un agent a engagé l'isolement du bassin versant n°5 par la manœuvre de la vanne pelle identifiée 0SEO003BU. Ce dernier a rencontré des difficultés pour procéder à la baisse de la vanne, et a été contraint de prendre contact avec un autre opérateur pour réaliser l'opération, engendrant ainsi un délai supplémentaire d'intervention de l'ordre de 4 minutes.
A.1. : Je vous demande, sans délais, de mettre à disposition des équipes d'intervention la consigne de manœuvre de la vanne pelle identifiée 0 SEO003BU.
Dans un deuxième temps, le même agent a procédé à l'isolement du bassin versant n°1 par la mise en œuvre de l'obturateur fixe (baudruche gonflable) repéré 0SEO001JV. La consigne à disposition de l'opérateur pour la mise en service de la baudruche (issue de la note en référence 2) n'était pas celle ayant fait l'objet d'une actualisation récente. Même si la baudruche a été correctement déployée, l'absence des précisions à l'origine de la mise à jour de la consigne (modalités de manœuvre de la vanne B, estimation du temps de gonflage approximatif de la baudruche, modalités de contrôle de la mise en œuvre effective) a engendré un délai supplémentaire de mise en œuvre de quelques minutes, et des interrogations sur son efficacité.
A 2 : Je vous demande, sans délais, de mettre à disposition des équipes d'intervention les consignes à jour sur l'ensemble des armoires de commande des baudruches gonflables.
## B. **Complements D'Information** Effectivité Du Confinement Liquide
Alors que la baudruche était correctement déployée, un ruissellement persistait à l'exutoire du réseau OUEST, laissant un doute sur l'étanchéité effective de la baudruche. Lors des échanges qui ont suivi l'exercice, vos représentants ont précisé qu'une infiltration d'eau connue, en aval de la baudruche, était à l'origine de ce ruissellement.
B.1 : Je vous demande de me préciser les éléments justifiant cette analyse et de m'indiquer les actions de remédiation engagées.
## Avant-Projet Sommaire « Confinement Liquide »
A l'issue de l'exercice, les inspecteurs ont souhaité avoir un échange avec vos représentants sur «*L'avant-projet sommaire - Stratégie de confinement liquide sur le site de Paluel* **» élaboré par vos services**
centraux (référence 3), qui présente la faisabilité technique pour la mise en œuvre d'un ou plusieurs dispositifs de stockage et permettant de confiner sur les réseaux SEO un volume d'effluent lié à :
- **un déversement de type accidentel cumulé avec un déversement naturel (eau pluvial) ;**
- **un incendie sur le site cumulé avec un déversement naturel (eau pluviale).**
Il s'avère que vos représentants, n'ayant pas participé à la rédaction de l'étude, n'étaient pas en capacité de répondre aux interrogations le jour de l'inspection. Cependant, vos représentants ont déploré le fait que l'étude ne présente qu'une seule proposition technique, et ont fait part aux inspecteurs de leurs doutes quant à sa faisabilité technique.
B.2 : Je vous invite à vous approprier dans les meilleurs délais l'étude réalisée par vos services centraux d'ingénierie, et à leur faire part de vos questionnements et remarques, pour lesquels vous veillerez à me mettre destinataire en copie.
## Mise En Place De Moyens Temporaire De Confinement Dans L'Attente De Réalisation Des Travaux
Une affaire parc identifié 13-05 a été créée afin de mettre en place, de manière fiable et pérenne, les dispositions organisationnelles et/ou techniques permettant d'éviter des écoulements de substances dangereuses dans l'environnement. Dans ce cadre, différentes études, ont mis en exergue le fait que la centrale de Paluel, dans certaines conditions très particulières (déversement accidentel ou extinction d'un incendie pendant un épisode pluvieux), n'est pas en capacité de confiner les eaux sur site. Pour pallier à cette situation, des travaux issus de l'APS suscités seront mis en œuvre au mieux à l'horizon 2028. Cette échéance étant lointaine, il convient d'étudier la possibilité de mettre en place des moyens temporaires de confinement. B.3 : Je vous demande d'engager une réflexion sur la mise en œuvre de moyens temporaires, dans l'attente des travaux définitifs, pour confiner les eaux sur site en cas de déversement accidentel ou eaux d'extinction incendie concomitant à un épisode pluvieux, et ce notamment sur les portions du réseau SEO les plus critiques.
## C. **Observations** Formation Des Agents À L'Utilisation Des Baudruches
Les inspecteurs prennent note de l'engagement pris à l'issue de l'inspection, concernant la confection d'une maquette de baudruche qui sera utilisée à des fins de formation des agents, dont l'échéance est fixée au 30 juin 2022.
## Vérification Des Cheminements Des Eaux Incendie
Les inspecteurs notent qu'une prestation externe par un géomètre, visant à vérifier le cheminement des eaux d'extinction incendie vers le sous-sol des bâtiments valorisés comme rétention interne, a été lancée et qu'une première restitution est prévue d'ici fin octobre 2021.
Comme évoqué avec vos représentants, je vous invite à organiser dans les prochaines semaines un échange pour faire un point de situation et d'avancement des contrôles engagés.
## Conformité Du Réseau Seo
Lors d'une précédente inspection de 2019, il avait été relevé que le programme de maintenance du réseau SEO avait été décliné tardivement, que de nombreux défauts relevés lors des inspections visuelles n'avaient pas fait l'objet d'une analyse de nocivité et que des défauts remettant en cause la conformité du réseau n'avaient pas fait l'objet d'une remise en état dans les délais prescrits. Ces écarts avaient alors conduit à mettre en place un plan d'action de remise en conformité à échéance d'octobre 2020, pour laquelle une demande de report a été faite suite à une caractérisation des défauts et une hiérarchisation de leur traitement (report d'échéance à mai 2021 pour les défauts majeurs et à fin septembre 2021 pour les défauts mineurs).
Lors de l'inspection, vos représentant n'étaient pas en mesure d'apporter les éléments justifiant le traitement des défauts et vous avez apportez des éléments complémentaires à l'issue de l'inspection. Sur la base des éléments transmis, les inspecteurs notent que le traitement des anomalies résiduelles
(RC2) situées sous le bassin SEA (eau douce brute) ne pourra être réalisé qu'au 4ème **trimestre 2023, après**
la vidange du bassin, qui est elle-même dépendante des travaux d'une modification (PNPP2714).
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-OLS-2021-0658 | Référence courrier :
CODEP-OLS-2021-039943 Monsieur le directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Belleville-sur-Loire BP 11 18240 LERE
Orléans, le 27 août 2021 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0658 des 18 et 19 août 2021« Thèmes transverses pour le suivi en service des ESPN et des ESP »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et L 593-33 Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu les 18 et 19 août 2021 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Thèmes transverses pour le suivi en service des ESPN et des ESP ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection des 18 et 19 août 2021 avait pour objet de vérifier les dispositions prises par l'exploitant concernant les équipements sous pression, nucléaires (ESPN) ou non (ESP), pour assurer leur surveillance et leur maintien en état.
Le 18 août, les inspecteurs de l'ASN ont rencontré des représentants de l'exploitant et ont pu vérifier un certain nombre de dossiers relatifs aux ESPN. Ce contrôle a été complété le 18 août par une visite de la salle des machines du réacteur n° 1 où se trouvent de très nombreux ESP ainsi que la pince vapeur de ce même réacteur où sont implantés les accessoires de sécurité (soupapes du circuit de vapeur vive principale [VVP] et vanne d'isolement vapeur) ESPN de niveau 1. Le 19 août, ils ont également visité le local où sont entreposés les films radiographiques.
Au vu de cet examen, pour les cas examinés par sondage, les inspecteurs de l'ASN n'ont pas relevé de manquement dans le domaine des gestes de suivi en service des équipements. Les périodicités des inspections périodiques et des requalifications périodiques sont respectées, les dates de requalifications et les marques des organismes figurent bien sur les appareils à pression contrôlés. Les agents qui sont intervenus dans la réalisation des essais non destructifs (END) sont qualifiés et aptes pour réaliser ces activités. Des écarts ont cependant été relevés dans la constitution d'un dossier technique ainsi que lors de l'examen des conditions d'archivage des films radiographiques. Des écarts ont également été identifiés dans l'application du système de gestion intégré de l'exploitant. Par ailleurs, je vous rappelle que l'arrêté du 7 février 2012 doit s'appliquer pleinement aux activités relatives aux ESPN (et ESP) identifiés comme éléments importants pour la protection des intérêts.
Enfin, les nombreuses fuites de vapeur, et leur importance, relevées en salle des machines du réacteur n° 1 interrogent sur l'état d'entretien de ces équipements et nécessitent un positionnement ferme de votre part sur le sujet.
## A. Demandes D'Actions Correctives Dégagements De Vapeur Importants
Les inspecteurs ont noté en salle des machines du réacteur n° 1 que des ESP de type accessoires sous pression sont le siège d'importantes fuites de vapeur. Il s'agit de fuites de vapeur s'échappant au niveau de joints non conformes pour trois d'entre eux (1 GSS 100, 199 et 200VL) ou au travers d'accessoires sous pression installés en série passants, déversant de la vapeur dans une gatte située à proximité de l'équipement 1 CET 101 RF. Les zones environnantes ne sont pas sécurisées.
Si ces fuites ne sont apparemment pas susceptibles de fragiliser les ESP, elles perdurent depuis le démarrage du réacteur, c'est-à-dire depuis fin janvier 2021, sont évolutives et mal canalisées. Elles génèrent des flaques d'eau aux niveaux inférieurs et des volutes de vapeur qui dégradent l'environnement et ont un effet masquant qui ne permet plus de détecter de nouvelles fuites. Le Service d'inspection reconnu (SIR), qui a détecté cette situation fin janvier 2021, ne s'est pas officiellement prononcé sur cet écart.
Demande A1 : je vous demande de faire en sorte que le SIR se prononce officiellement sur cette situation et sur la stratégie de remise en conformité de ces ESP.
Je vous demande également de me préciser les dispositions qui sont prises pour limiter les effets de ces fuites de vapeur tant sur les équipements dont ils sont le siège que sur leur environnement et notamment les vannes 1 ARE 101 à 104 VL situées au-dessus du panache de vapeur.
L'article 5.1 de l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base indique que « *les dispositions relatives aux équipements sous pression spécialement* conçus pour les installations nucléaires de base sont fixées par le présent arrêté, l'arrêté du 10 novembre 1999 susvisé et l'arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection ». Les inspecteurs de l'ASN ont constaté que le mode opératoire intitulé « Mise en œuvre de l'arrêté ESPN au CNPE de Belleville-sur-Loire » référencé D5370GT11191 indice 02 ne mentionne pas, parmi les textes de référence, l'arrêté du 7 février 2012 ni la décision ASN n° CODEP-CLG-2021033633 du 12 juillet 2021 d'acceptation d'un guide professionnel relatif à la pose de systèmes d'obturation de fuites en marche sur un ESPN.
Demande A2 : je vous demande de corriger cet écart documentaire, d'en examiner l'étendue et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter qu'il ne se renouvelle.
L'article 3.2 de l'arrêté du 7 février 2012 exige que *« l'exploitant s'assure que la politique définie à* l'article 2.3.1 est diffusée, connue, comprise et appliquée par l'ensemble des personnels amenés à la mettre en œuvre, y compris ceux des intervenants extérieurs. » Au jour de l'inspection, les représentants de l'exploitant n'avaient pas connaissance de la politique de sûreté nucléaire du groupe EDF du 21 février 2021 émise par le président directeur général d'EDF. Demande A 3 : je vous demande de corriger cet écart, **d'en examiner l'étendue, d'en analyser** la cause et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter qu'il ne se renouvelle.
Vous me préciserez les actions engagées en ce sens.
L'article 2.4.1 de l'arrêté du 7 février 2012 exige que l'exploitant définisse un système de management intégré et que celui-ci « […] *précise les dispositions mises en œuvre en termes* d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er. 1. » Les représentants de l'exploitant ont indiqué aux inspecteurs de l'ASN que la personne référente dans le domaine du suivi en service des ESPN venait de quitter son poste et que sa remplaçante n'était pas encore opérationnelle. Les inspecteurs de l'ASN ont noté que la fonction de « référent ESPN » n'était définie ni dans le mode opératoire intitulé « Mise en œuvre de l'arrêté ESPN au CNPE de Belleville-sur-Loire » référencé D5370GT11191indice 02, ni dans la note de management du service Mécanique Chaudronnerie et Robinetterie MCR (référencée D5370NM12007 indice 04)
auquel est rattachée ledit référent. Cette personne n'était pas présente lors de l'inspection et son absence n'est régie par aucune règle de suppléance. Demande A4 : je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les missions de la personne référente dans le domaine du suivi en service soient décrites et des règles de suppléance définies.
## Dossier De L'Espn 1Rcv011Ex
La réglementation prévoit qu'un ESPN neuf fasse l'objet d'une évaluation de conformité par un organisme puis d'une déclaration de conformité par le fabricant avant sa mise en service par l'exploitant. Lors de ce transfert du fabricant vers l'exploitant, l'ESPN doit être accompagné d'une notice d'instruction.
Les inspecteurs ont examiné le dossier de l'ESPN 1 RCV 011 EX qui a fait l'objet d'une déclaration de conformité par le fabricant ALSTOM à la date du 4 août 2015. Les inspecteurs ont noté que la notice de cet équipement référencée C10003478-02 00120 NTH indice K a été émise à la date du 30 juin 2017. Elle a été modifiée à la demande de l'exploitant pour prendre en compte un retour d'expérience relatif à des bouchons qui a conduit à la mise à jour de plans sans qu'une nouvelle déclaration de conformité n'ait été réalisée Demande A5 : je vous demande de corriger cet écart, d'en examiner l'étendue, **d'en analyser la** cause et de prendre les dispositions nécessaires pour é**viter qu'il ne se renouvelle.**
## Archivage Des Films Radiographiques
L'article 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2021 précise que « les *documents et enregistrements* correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » En visitant le local où sont entreposés les films radiographiques, les inspecteurs de l'ASN ont noté que plusieurs boîtes contenant des films n'étaient pas rangées sur chant, contrairement à ce qui est requis dans la note nationale référencée D309519028307 indice A. Demande A6 **: je vous demande de corriger cet écart et de prendre les dispositions nécessaires** pour éviter qu'il ne se renouvelle.
Par ailleurs les inspecteurs ont noté que l'exigence consistant à ranger les boîtes sur chant n'était pas reprise dans la note locale référencée D5370MO10684 indice 06.
Demande A 7 : je vous demande de compléter en ce sens la note locale référencée D5370MO10684. Enfin, les inspecteurs ont noté que l'exploitant a mis en place une armoire réfrigérée pour y entreposer temporairement certains films en cours d'utilisation ou avant leur rangement. Cette armoire dispose d'une mesure de température pour garantir la valeur de 21°C maximum à ne pas dépasser mais pas de mesure de taux d'humidité tel que prévu dans la note nationale référencée D309519028307 indice A. Demande A8 **: je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour garantir que les**
conditions d'humidité sont respectées dans l'armoire d'entreposage temporaire des films radiographiques.
## B. Demandes De Compléments D'Information Dossier De L'Espn 1Rcv011Rf
Pour l'ESPN 1 RCV 011 EX, les inspecteurs de l'ASN ont noté que l'attestation de conformité ESPN SE 15 E 004 délivrée par l'organisme habilité par l'ASN APAVE SA n'était pas datée. Les inspecteurs de l'ASN se sont assurés auprès de l'organisme de l'authenticité de ce document.
Contacté après l'inspection par les inspecteurs, l'organisme a indiqué que l'absence de date sur ce document est un oubli de leur part mais a pu confirmer son authenticité et indiquer que celle-ci a bien été émise avant le 4 août 2015, date de déclaration de conformité de cet ESPN par le fabricant. En constituant le dossier de l'ESPN, l'exploitant doit être en mesure de détecter de telles erreurs. Demande B1 : j**e vous demande de m'indiquer les raisons pour lesquelles les erreurs détecté**es par les inspecteurs dans le dossier de l'ESPN 1 RCV 01 RF, **à savoir l'absence de date sur** l'attestation de conformité et la montée d'indice de la notice d'instruction postérieurement à la déclaration de conformité, n'ont pas été détectées **par vos soins.**
## Fuite Sous Calorifuge
Les inspecteurs de l'ASN ont relevé une fuite goutte à goutte depuis un calorifuge sur un ESP. Cette fuite n'avait pas été détectée par l'exploitant qui a ouvert une demande d'intervention pour caractériser cette fuite.
Demande B2 : j**e vous demande de m'indiquer l'origine de cette fuite et les dispositions prises** pour son traitement.
## C. Observations C1 . Certificat D'Acuité Visuelle
Le point 3.2 de l'arrêté du 30 décembre 2015 modifié précise que « l'inspection périodique est *réalisée* sous la responsabilité de l'exploitant par une personne compétente apte à reconnaître les défauts et les dégradations susceptibles d'être rencontrés et à en apprécier la gravité. » Les inspecteurs du SIR peuvent intervenir en tant que personnes compétentes.
Les règles de l'art définies dans la norme NF EN 13018 prévoient que les examens visuels soient réalisés par du personnel compétent possédant une vision satisfaisante, conformément à la norme EN ISO 9712. Celle-ci doit être vérifiée au moins tous les 12 mois. Un inspecteur du SIR a présenté un document datant de moins d'un an mentionnant le fait qu'il avait suivi un test d'acuité visuelle mais ce document ne respecte pas le format attendu d'un certificat d'acuité visuelle. Ce document ne fait que préciser que l'agent a suivi un test conformément à la norme EN ISO 9712 mais il ne précise notamment pas comment ce test a été mis en œuvre, quel optotype normalisé a été utilisé ni si l'agent doit porter des verres correcteurs. Il vous appartient de vous assurer que les certificats d'acuité visuelle dont disposent vos personnels soient les plus précis et complets possible.
## C2 . Habilitation Cofrend
Les inspecteurs de l'ASN ont observé qu'un inspecteur niveau 2 au SIR, actuellement encore certifié COFREND niveau 2 en ressuage (PT), ne renouvellera pas son habilitation. Les inspecteurs de l'ASN déplorent cette stratégie d'EDF qui consiste à ne pas conserver la certification COFREND des inspecteurs des SIR et de privilégier la sous-traitance pour ce type d'activité pourtant fréquemment réalisée sur les CNPE.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-CAE-2021-0197%20 | # Référence Courrier : Codep-Cae-2021-037258 **Caen, Le 4 Août 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Penly, INB no **136**
Inspection n° INSSN-CAE-2021-0197 du 27 juillet 2021 Thème : Préparation de l'arrêt pour maintenance du réacteur 1 - VD23 Références :
[1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] - Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] - Arrêté du 21 novembre 2014 portant homologation de la décision 2014-DC-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression
[4] - Guide de l'ASN n° 21 relatif au traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un EIP
[5] - Lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2021
[6] - Dossier de présentation de l'arrêt 1D23 D5039-PA/21.009 indice 0
[7] - Dossier d'aptitude à la poursuite de l'exploitation du réacteur n°1 du CNPE de Penly D5039 - NE/20.032 indice 0
[8] - Dossier Bilan de l'arrêt 1P22 - 2020 D5039-CR/20.058 du 18 décembre 2020 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a été réalisée sur le thème de la « préparation de l'arrêt pour maintenance du réacteur n° 1 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Penly ». J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse du contrôle ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 27 juillet 2021 avait pour objectif de contrôler l'organisation et la préparation de la visite décennale du réacteur n°1 et la prise en compte par le CNPE des exigences de la décision [3] et des demandes de l'ASN portées par la lettre de position [5].
Dans cette optique, les inspecteurs ont réalisé par sondage une analyse de :
- la programmation, dans le dossier de présentation d'arrêt (DPA) [6], des activités à enjeux ayant été abordées dans la lettre de position générique 2021 [5] ; - l'adéquation des activités programmées dans le DPA avec celles prévues dans le dossier d'aptitude à la poursuite de l'exploitation (DAPE) du réacteur 1 du CNPE de Penly [7] ; - la prise en compte du retour d'expérience (REX) du CNPE mais aussi des autres CNPE ;
- la résorption prévue de certains écarts constatés sur vos installations, au sens de l'arrêté [2] ;
- de l'approvisionnement des pièces de rechange nécessaires aux travaux de maintenance prévus lors de l'arrêt ;
- divers dossiers techniques **liés à des activités de maintenance programmées sur l'arrêt.**
Au vu de cet examen par sondage, la préparation de l'arrêt par le CNPE de Penly apparaît globalement satisfaisante, puisque l'analyse a permis de constater que le programme de maintenance des équipements importants pour la protection a été établi dans le respect des dispositions de l'arrêté cité en référence [3]. Les inspecteurs ont cependant émis un point d'attention concernant la disponibilité de certaines pièces de rechange. De plus, l'inspection a mis en évidence que le DPA n'était pas suffisamment complet sur certains sujets. Enfin, l'absence de traitement de certains écarts lors de la troisième visite décennale du réacteur 1 nécessitera d'être justifiée. Les inspecteurs considèrent en effet qu'une visite décennale constitue un jalon pertinent pour solder la résorption d'écarts de conformité affectant votre installation.
Par ailleurs, le contenu de la mise à jour à l'indice 1 du DPA [6] que vous transmettrez à l'ASN une semaine avant le découplage du réacteur devra prendre en compte les remarques et demandes formulées durant l'inspection.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Écarts De Conformité
Afin de préciser certaines dispositions générales de l'arrêté [2] relatives à la gestion des écarts de conformité (un écart de conformité étant défini comme « *un écart à une exigence définie d'un élément* important pour la protection (EIP), lorsque cette exigence est issue de la partie de la démonstration de sûreté nucléaire relative aux risques d'accidents radiologiques **»), l'ASN a élaboré le guide [4] en janvier 2015.**
Ce guide fixe un délai maximal de deux mois (sauf impossibilité justifiée par l'exploitant) pour la caractérisation des écarts de conformité et de leurs délais de résorption en se basant sur les deux principes suivants :
- le principe de résorption « *dès que possible* », qui est traduit dans le guide [4] par les éléments suivants :
*« si l'intervention pour remise en conformité est réalisable lorsque le réacteur est en fonctionnement :*
résorption au plus tôt, dans le respect du délai de préparation nécessaire pour effectuer l'intervention
(AIP) dans des conditions satisfaisantes » ;
*« si l'intervention pour remise en conformité n'est réalisable que lorsque le réacteur est à l'arrêt :*
résorption au prochain arrêt pour rechargement du combustible dans le respect de conditions satisfaisantes de préparation des AIP de cet arrêt, sinon réalisation de l'intervention à l'arrêt suivant » ;
- le principe de résorption « dans un délai adapté aux enjeux », le guide [4] fixant un délai maximal de résorption qui ne peut excéder 5 ans (délai dit « de type B2 »).
Le guide [4] mentionne par ailleurs qu' «en cohérence avec l'article 2.3.1 de l'arrêté du 7 février 2012 accordant la priorité à la sûreté nucléaire par rapport aux avantages économiques et industriels procurés par l'exploitation de son installation, l'exploitant favorise la résorption d'un écart de conformité dès qu'il en a la possibilité **».**
Les inspecteurs ont examiné la note technique faisant l'inventaire des écarts de conformité matériels non soldés sur le site de Penly (D5039-GT/DR/051 indice 21) transmise le 5 juillet 2021 par vos services. Ils ont relevé que plusieurs écarts de conformité en émergence depuis le dernier arrêt en 2020 sont toujours en cours de caractérisation. Il s'agit notamment de l'écart de conformité n°423 et des écarts locaux intitulés « 1ASG031PO » et « Anomalie de supportage des lignes DEL ».
Par conséquent, les inspecteurs considèrent que le délai maximal de deux mois (sauf impossibilité justifiée par l'exploitant) pour la caractérisation des écarts de conformité n'est pas appliqué par le CNPE de Penly.
Demande A.1 : je vous demande de mettre en œuvre une organisation vous permettant de respecter les dispositions de l'article 2.6.2 de l'arrêté [2] et précisées dans le guide [4] pour les différents écarts de conformité affectant les réacteurs du CNPE de Penly. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens. Les inspecteurs ont examiné plusieurs écarts de conformité (EC) listés dans l'inventaire D5039-
GT/DR/051 indice 21 et dans la note bilan ECOT VD3 référencée D5039-NE/20.041 présentant le résultat du thème « traitement des fiches d'écart soldées non closes ». De nombreuses incohérences ont été mises en évidence :
- **L'écart de conformité n° 113 est relatif à la non atteinte des couples « Débit/pression » requis**
sur des rampes d'aspersion du réseau de protection incendie de l'îlot nucléaire. La résorption de cet écart de conformité passe par le déploiement de la modification matérielle PNPP 3230, dont la réalisation est programmée réacteur en fonctionnement en 2021 avec pour échéance la troisième visite décennale du réacteur 1. La note bilan ECOT VD3 référencée D5039-NE/20.041 rappelle par ailleurs cette échéance. Vos représentants ont cependant indiqué que cette modification n'avait toujours pas été déployée en 2021 et qu'aucune analyse de déprogrammation ou de report n'est actuellement prévue.
- **L'EC local n° 396 intitulé « Indisponibilité partielle des sources électriques en cas de SMHV »**
a été clôturé et supprimé de l'inventaire à l'indice 21 alors que la note bilan ECOT VD3 indique que le traitement définitif de cet écart sera assuré par la révision de la documentation technique d'ici 2022 afin d'éviter le renouvellement de ces défauts. Les inspecteurs ont demandé à consulter la documentation technique révisée mais vos représentants n'ont présenté aucun document ni modes de preuve justifiant la résorption de cet écart.
- **l'EC n° 415 intitulé « Tenue sismique du séparateur ASG du P'4 » est clôturé pour le réacteur 1**
dans l'inventaire à l'indice 21. Les inspecteurs ont rappelé à vos représentants votre engagement dans le cadre de l'inspection INSSN-CAE-2020-0187 de contrôler la conformité au plan des renforcements de ces équipements lors de l'arrêt 1D23 en 2021. Cet écart n'est par conséquent pas encore clos.
- **l'EC n° 249 intitulé « Température des locaux LLS » n'apparaît pas dans la note d'inventaire à**
l'indice 21, bien que des travaux dans le cadre de la modification PNPP3818B doivent encore être déployés au cours de l'arrêt 1D23 selon le DPA.
Ces trois derniers EC devront apparaître dans l'inventaire ré-indicé afin de les prendre en compte dans la note de cumul des écarts de conformité. Demande A.2 : Je vous demande de prendre les dispositions organisationnelles nécessaires permettant de garantir au plus tôt et avant le début de l'arrêt du réacteur 1 à venir, la mise à jour, la complétude et l'exactitude des informations enregistrées dans l'inventaire D5039-GT/DR/051 indice 21 et dans la note bilan ECOT VD3 D5039-NE/20.041, conformément aux exigences de suivi, d'enregistrement et de traçabilité mentionnées dans l'arrêté [2] ;
Demande A.3 : **Je vous demande de justifier le traitement de chaque constat fait par les inspecteurs.**
Concernant la modification matérielle PNPP 3230, vous me préciserez les raisons qui ont conduit à annuler cette activité et me fournirez alors l'analyse de non régression de la sûreté associée à ce report.
## Respect Des Programmes De Base De Maintenance Préventive
Le II de l'article 2.5.1 de l'arrêté en référence [2] dispose que : «*Les éléments importants pour la protection* font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celleci est nécessaire».
Pour répondre à cette exigence, vous avez transcrit ces exigences au sein de votre système de management intégré, via la déclinaison de programmes de base de maintenance préventive (PBMP) correspondant aux équipements importants pour les intérêts protégés (EIP) et divisés par type d'équipement. Le remplacement préventif des cartes électroniques des onduleurs RRCN de type Alpes N108 (LNA/B/C/D) est prescrit tous les 6 arrêts par le PBMP AP913-01 pour prévenir le vieillissement des condensateurs électrochimiques de puissance équipant ces cartes. La défaillance d'une carte étant susceptible de conduire à celle de l'onduleur et à la perte du tableau source alimenté.
Lors de l'analyse du dossier de présentation de l'arrêt 1D23, les inspecteurs ont remarqué que les activités de maintenance des onduleurs 1LNA/B/C/D001DL, classés EIP, étaient mentionnés sous réserve de disponibilité de pièces de rechange. Cependant, les équipements 1LNB001DL et 1LND001DL avaient déjà fait l'objet d'un report de maintenance faute de pièce de rechange, lors des arrêts de 2017 et 2020. Le remplacement de ces cartes était donc prévu en VD3, un nouveau report n'étant pas possible dans le respect du PBMP AP913-01.
Vous avez néanmoins transmis une demande de dérogation à vos services centraux qui a été classée sans suite en vous rappelant que la fourniture des cartes électroniques des onduleurs RRCN a fait l'objet du courrier de D450719013702 du 03 juin 2019, qui demande notamment d'anticiper la réservation des pièces afin de sécuriser leur approvisionnement.
Demande A.4 : Je vous demande de clarifier votre stratégie vis-à-vis des activités de remplacement des cartes électroniques des onduleurs 1LNA/B/C/D001DL et de me confirmer la programmation des activités de maintenance des onduleurs 1LNA/B/C/D001DL lors de l'arrêt 1D23. Vous veillerez le cas échéant à être vigilant au risque de mode commun lors de ces interventions. Dans le cas contraire, vous me transmettrez votre analyse des conséquences sur la sûreté de ce report. De plus, le plan d'action (PA CSTA) n° 216086 ouvert en mars 2021 trace le non remplacement des relais de l'onduleur 1LNE001DL et de leurs embases selon l'échéance fixé par le PBMP (6 arrêts avec une tolérance de 1 cycle). L'absence de remplacement de ces relais n'avait pas donné lieu à l'ouverture d'une fiche de constat depuis 2017 bien que l'échéance maximale soit dépassée de plus de 3 cycles, tolérance comprise. Ainsi, aucune justification du maintien en l'état du matériel n'a été apportée malgré les reports successifs. Vos représentants ont indiqué que cette activité sera réalisée lors de la maintenance de l'onduleur au cours de l'arrêt 1D23 sans confirmation de l'approvisionnement en pièces de rechange. Je vous rappelle que toute dérogation à un PBMP visant à réduire la maintenance préventive d'un EIP doit faire l'objet d'un accord formalisé de vos services centraux préalablement au relâchement effectif de la maintenance préventive. De plus, je vous rappelle que l'absence de réalisation des activités de maintenance préventive est susceptible de remettre en cause la qualification des EIP (éléments importants pour la protection). Demande A.5 : Je vous demande de me confirmer la programmation du remplacement des relais de l'onduleur 1LNE001DL lors de l'arrêt 1D23 ;
Demande A.6 : Je vous demande de caractériser cet écart aux dispositions prévues par un PBMP et de vous positionner quant à la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté.
## Complétude Du Dossier De Présentation D'Arrêt
L'annexe à la décision n° 2014-DC-0444 du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires énonce dans son article 2.1.2 le contenu du dossier de présentation d'arrêt que vous devez transmettre à l'Autorité de sûreté nucléaire. La lettre de position générique [5] précise que « le dossier de présentation de l'arrêt précise les principales activités de maintenance réalisées au cours de l'arrêt, les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber les écarts affectant les EIP ainsi que les autres activités prévues au titre du retour d'expérience issu du fonctionnement du réacteur concerné ou d'installations similaires et de l'application de l'article 2.7.3 de l'arrêté du 7 février 201**2 ».** Elle indique également que les « *principales activités de maintenance réalisées au cours de l'arrêt sur des EIP*
(art. 2.1.2.a.i) concernent les opérations réalisées sur les éléments assurant une fonction nécessaire à la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou contrôlant que cette fonction est assurée, ainsi que leurs fonctions supports ».
Dans le dossier de présentation d'arrêt à l'indice 0 [6], les inspecteurs ont noté que les activités suivantes n'étaient pas listées :
- **le contrôle du capteur 1 GCT 033 SP qui mesure la pression très haute du condenseur côté**
turbine corps BP3 prévu lors de la visite décennale en 2021 tel que mentionné dans le bilan de l'arrêt de 2020 [8] ;
- **la visite de type 1 de la pompe 1RIS031PO annulée lors du dernier arrêt suite à l'intégration**
tardive de la fiche d'amendement POMPECARD 01 au PB1300 AP913 ;
- **l'activité de remise en peinture sur les supports de la tuyauterie 1PTR209TY reportée lors de**
dernier arrêt sur la visite décennale de 2021 ;
- **le contrôle de conformité au plan des renforcements des équipements décalorifugés**
1ASG251ZE et 1ASG252ZE ;
- **le remplacement du tronçon de tuyauterie 1ARE001TYS dans le cadre du dossier de traitement**
d'écart 186919 ;
- le contrôle des ancrages des moteurs masqués par construction **1RIS052MO et des**
multiplicateurs 1RIS 051-052 MU qui doit être réalisé au plus tard lors de la troisième visite décennale.
Les inspecteurs ont également relevé que certaines activités considérées comme à réaliser lors de la VD3, dans le DAPE [7] et dans le bilan de l'examen de conformité (ECOT) de la troisième visite décennale du réacteur 1, n'étaient pas reprises dans le DPA [6] :
- Au titre de la maîtrise du vieillissement, **le DAPE mentionne que des contrôles par sondage**
dans le périmètre des locaux contenant des matériels EIP doivent être réalisés en VD3, afin de s'assurer de l'absence de phénomènes de vieillissement apparent (corrosion, fissure….)
susceptibles de mettre en cause la tenue au séisme des matériels. Le DPA ne mentionne aucun contrôle sur ce point et vos représentants n'ont pas pu préciser le périmètre des contrôles ni les matériels concernés.
- **Dans le cadre du programme ECOT VD3 1300, le contrôle de certaines tuyauteries classées de**
sûreté au titre de la note D455016075806 et présentes dans des locaux borgnes doit être réalisé au plus tard lors de la troisième visite décennale. Ces contrôles n'apparaissent pas dans le DPA
et vos représentants n'ont pas pu indiquer précisément les références des tuyauteries concernées ni confirmer la programmation de leur contrôle au cours de l'arrêt 1D23.
- **La note référencée D5039-NE/20.041, présentant le résultat du thème « traitement des fiches**
d'écart soldées non closes » dans le cadre l'ECOT VD3, fait mention du traitement du plan d'actions PA CSTA 118612 au cours de la VD3. Or le DPA indique que l'écart affectant 1RRI073TW ne sera pas traité au cours de l'arrêt.
La montée du DPA à l'indice 1 devra prendre en compte ces points et les modifications apportées devront être clairement identifiées.
Demande A.7 : Je vous demande de me confirmer que l'ensemble des activités listées ci-dessus seront bien réalisées lors de l'arrêt du réacteur 1 et qu'elles seront intégrées dans le DPA indice 1 de l'arrêt. Vous me transmettrez votre analyse suite à ces constats et me préciserez les mesures que vous allez mettre en place pour améliorer sensiblement la robustesse de votre organisation en charge de la production et du contrôle des informations transmises à l'ASN en début d'arrêt.
## Traitement Des Écarts
Les points 1.1.2 et 1.3 de l'Annexe A de la lettre de position générique [5] prévoient respectivement que
« *les activités prévues au cours de l'arrêt pour résorber des écarts affectant les EIP* **» et que «** les *écarts affectant* les EIP dont la résorption n'est pas prévue au cours de l'arrêt **» soient identifiés dans le DPA [6].** En outre, le II de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] précise que « l'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement ».
Les inspecteurs ont constaté que certains écarts listés dans le DAPE [7] et devant être résorbés avant la VD3, sont toujours présents. Ils ont par exemple établi les constats suivants :
- **le plan d'action 94146, relatif à la réparation de l'inétanchéité de la bâche 1REA202BA, indique**
que le remplacement de la membrane sera réalisé au plus tard en VD3. Les inspecteurs ont relevé l'absence de ce PA dans le DPA et vos représentants ont indiqué que le remplacement n'était pas prévu au cours de l'arrêt.
- **Concernant le plan d'action 109790, le DAPE indique, qu'afin de traiter les vibrations élevées**
du palier supérieur du moteur 1SEC004MO, un échange standard du moteur doit être réalisé avant la VD3 en 2021. Or les inspecteurs ont constaté que l'activité n'avait pas été réalisée faute de pièce de rechange et que le PA avait été clôturé le 12 mai 2021 sans aucune mention du traitement des vibrations.
Les inspecteurs considèrent que le traitement du PA n° 109790 n'a pas été à l'attendu et qu'une analyse doit être menée. Demande A.8 : Je vous demande de réaliser une analyse des dysfonctionnements ayant conduit à la clôture du PA n° 109790.
Demande A.9 : Je vous demande de me lister les activités initialement prévues dans le cadre du DAPE [7] mais n'étant plus programmés à ce jour dans le cadre de la visite décennale. Vous me préciserez les raisons qui ont conduit à annuler ces remplacements et me fournirez alors l'analyse de non régression de la sûreté associée à ce report d'activité. Les inspecteurs ont consulté la liste des plans d'actions (PA) non clos et ils ont relevé que certains PA
n'étaient pas présents dans le DPA (PA n° 156867, 94146, 182208).
Le PA 195093 relatif à l'EC 541 **est également absent du DPA et le remplacement du capteur** 1RCV112SP dans le cadre du traitement de cet écart n'apparait pas dans la liste des activités prévues sur l'arrêt.
Demande A.9 : Je vous demande de compléter votre dossier de présentation d'arrêt [6] afin d'y faire figurer l'ensemble des écarts conformément aux articles 1.1.2 et 1.3 de l'Annexe A de la lettre de position générique [5].
## Pa 00120467 Relatif Au Percement De La Ligne D'Échappement Du Diesel Lhq Par Corrosion
En 2018, une dégradation par corrosion sous calorifuge a été détectée au niveau de la tuyauterie d'échappement secondaire du diesel 1 LHQ. Or, comme mentionné dans le PA n° 120467, en cas de séisme, l'évacuation des gaz d'échappement doit être assurée par cette ligne d'échappement secondaire. Suite aux mesures d'épaisseur réalisées en 2018, le maintien en l'état du tronçon DN1000 a été justifié pour 4 ans et le tronçon DN500 a fait l'objet d'un remplacement sur l'arrêt 1R21. Le PA 120467 **prévoit**
par conséquent un remplacement du tronçon DN1000 au cours de la visite décennale en 2021.
Les inspecteurs ont cependant noté que le DPA [6] ne prévoyait qu'un rechargement du tronçon et non plus un remplacement. Interrogé sur ce point, vos représentants ont confirmé que le tronçon ne sera pas remplacé mais ils n'ont pu fournir aucune explication.
Demande A.10 : Je vous demande de me transmettre une justification technique étayée visant à démontrer l'impossibilité technique de remplacer ce tronçon lors du prochain arrêt du réacteur 1.
Demande A.11 : Je vous demande de vous assurer que le DPA indice 0 en référence [6] **transmis est** cohérent avec les informations contenues dans vos PA.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Modification Pnpp 3287 - Bonnes Pratiques Rejets Iodes
Les inspecteurs se sont intéressés à la réalisation des modifications prévues au cours de la visite décennale. En particulier, ils ont abordé la modification PNPP 3287 intitulée « Bonnes pratiques rejets iodes » qui porte sur la réduction et le contrôle des rejets d'iode en cas de ruptures notables de gaines de combustible et sur la baisse des rejets. L'accord délivré par l'ASN le 3 juillet 2014 est basé sur la demande EDF D305514017777 du 30 avril 2014 qui précise que « *les modifications du rapport de sureté*
(RDS) palier P'4, édition VD2 sont jointes au dossier de déclaration en pièce jointe **».**
Cette modification a finalement été annulée lors du précédent arrêt en 2020 [8] et programmée sur l'arrêt de 2021. Les inspecteurs ont cependant noté que cette modification ne figure pas dans le dossier de présentation de l'arrêt en référence [6]. Interrogé sur ce point, vos représentants ont confirmé que la modification ne sera pas déployée lors de la troisième visite décennale mais ils n'ont pu fournir aucune explication sur les raisons de cette nouvelle annulation.
Le passage au RDS palier 1300 MWe édition VD3 suite à la visite décennale pourrait par conséquent entrainer une modification du dossier de déclaration. Demande B.1 : **Je vous demande de justifier et d'analyser la déprogrammation de cette modification**
en lien avec vos services centraux.
## Action Corrective Décidée À La Suite De L'Ess N° 20.021
L'événement significatif pour la sûreté (ESS) n° 20.021, survenu le 8 septembre 2020, concerne l'indisponibilité de la pompe 1ASG031PO lors de sa requalification tardive en cours de redémarrage du réacteur 1 en 2020. La pompe a effet été déclarée indisponible suite à des critères vibratoires non conformes induits par deux bouchons de vidanges trop longs sur l'accouplement entre la pompe et la turbine. L'une des actions correctives prévoyait le contrôle des pompes 1ASG 032, 021 et 022 PO ayant le même type d'accouplement que la pompe ASG 031 PO, lors de la visite décennale de 2021. Néanmoins, le programme de maintenance de l'arrêt du réacteur en référence [6] ne prévoit pas de contrôle sur les pompes 1ASG 021 et 022 PO. Vos représentants ont indiqué que des ordres de travail seraient créés afin de contrôler l'ensemble des pompes au cours de l'arrêt de 2021.
Demande B.2 : Je vous demande de vous assurer que toutes les mesures correctives issues de l'événement n° 20.021 seront bien prises en compte et programmées pendant l'arrêt sur le réacteur 1 à venir.
## C. Observations
Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-LYO-2021-0544 | Lyon, le 1 er septembre 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-039113 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France BP 30 07350 **CRUAS**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB n os 111 et 112)
Inspection n°INSSN-LYO-2021-0544 du 4 août 2021 Thème : « R.7.1. Radioprotection, généralités et organisation »
Référence : Code de l'environnement, notamment ses chapitres III et VI du titre IX du livre V Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 4 août 2021 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse sur le thème « R.7.1. Radioprotection, généralités et organisation ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 4 août 2021 avait pour objet de contrôler l'organisation mise en œuvre par le CNPE
de Cruas-Meysse pour optimiser et suivre l'exposition aux rayonnements ionisants des agents de terrain du service conduite et pour diminuer le terme source lors des arrêts de réacteur pour maintenance.
Les inspecteurs ont ainsi examiné :
- pour le suivi des agents du service conduite : les régimes de travail radiologique (RTR), les cartographies radiologiques dans les locaux utilisés par les agents, le suivi dosimétrique, la formation à la radioprotection et le suivi médical de certains agents ;
- pour la maitrise du terme source : la connaissance, la maitrise et le suivi de la procédure de mise à l'arrêt à froid du réacteur no 2 au début de son arrêt pour maintenance en cours de réalisation.
Enfin, les inspecteurs ont regardé les analyses réalisées sur certains évènements intéressants pour la radioprotection (EIR) en lien avec l'utilisation des RTR, l'organisation des chantiers et le respect des zones classées orange.
Il ressort de cette inspection que le suivi des agents de terrain du service conduite au niveau médical, de la formation, la réalisation des cartographies radiologiques dans les locaux examinés et la maitrise de la mise à l'arrêt à froid du réacteur sont satisfaisants. Les inspecteurs ont également noté la qualité des analyses aussi bien d'EDF que de certains prestataires pour les EIR examinés.
Cependant, les inspecteurs considèrent que des actions doivent être mises en œuvre pour améliorer la culture de radioprotection des intervenants aussi bien d'EDF que des entreprises prestataires au regard des EIR étudiés, l'optimisation et la justification des doses éventuellement reçues par les agents de terrain de la conduite doivent être mieux argumentées notamment au travers de la préparation des activités ou de la distinction des activités de ces agents.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contrainte De Dose Pour Les Agents De La Conduite
L'article L. 4121-3 du code du travail indique que « *l'employeur, compte tenu de la nature des activités de* l'établissement, évalue les risques pour la santé et la sécurité des travailleurs, y compris dans le choix des procédés de fabrication, des équipements de travail, des substances ou préparations chimiques, dans l'aménagement ou le réaménagement des lieux de travail ou des installations et dans la définition des postes de travail. Cette évaluation des risques tient compte de l'impact différencié de l'exposition au risque en fonction du sexe. A la suite de cette évaluation, l'employeur met en œuvre les actions de prévention ainsi que les méthodes de travail et de production garantissant un meilleur niveau de protection de la santé et de la sécurité des travailleurs. Il intègre ces actions et ces méthodes dans l'ensemble des activités de l'établissement et à tous les niveaux de l'encadrement ».
L'article R. 4451-33 du code du travail précise que l'employeur définit, au préalable des opérations, des contraintes de dose individuelles pour toute activité réalisée dans une zone contrôlée, une zone d'extrémités ou une zone d'opération. Ces « *contraintes de dose* », assimilables à des niveaux de référence propres à l'entreprise, constituent un outil de pilotage des mesures d'optimisation de radioprotection pour l'employeur et les acteurs de la prévention (conseiller en radioprotection, médecin du travail). Elles sont définies par l'employeur, en lien avec les acteurs de la prévention, compte tenu de la nature et de l'ampleur du risque radiologique et du retour d'expérience disponible. Plus contraignante que les valeurs limites fixées aux articles R. 4451-6 à R. 4451-9 du code du travail, ces contraintes de dose peuvent être annuelles, trimestrielles, mensuelles où, lorsque cela est pertinent au vu du risque, pour une durée plus courte.
Les inspecteurs ont noté les éléments suivants :
- les contraintes de dose sont portées par le régime de travail radiologique (RTR) des agents du service conduite ;
- l'évaluation des risques est résumée dans le RTR de ces agents ;
- les agents du service conduite ont deux RTR Orange : l'un pour le « tranche en marche » (TEM)
valable pour 6 mois et l'autre pour l'arrêt de tranche (AT) en cours de chaque réacteur valable pour toute la durée de l'arrêt ;
- le débit d'équivalent de dose (DeD) prévu pour les zones « orange » (ZO) est fixé systématiquement à 6 mSv/h ;
- la préparation des activités des agents de terrain du service conduite (pré-job briefing dit PJB)
ne demande pas de vérifier la cartographie des locaux où les agents doivent intervenir via le logiciel Cartorad aussi bien au niveau du DeD ambiant que de la présence éventuelle de points chauds.
Les inspecteurs ont étudié par sondage un certain nombre d'activités réalisées par des agents de terrain du service conduite les 2 et 3 août 2021. Ils ont noté que les cartographies radiologiques présentes sur le logiciel Cartorad étaient récentes et à jour. L'ambiance radiologique des locaux sélectionnés étaient entre 0,015 et 0,5 mSv/h pour 15 locaux, seul un local présentait un DeD ambiant plus élevé à 2 mSv/h. Sur ces 16 locaux, 8 contenaient un ou plusieurs points chauds dont le DeD au contact se situait entre 2 et 6 mSv/h au contact sauf un qui était à 36 mSv/h au contact (local 3R185).
Le RTR Orange utilisé sur l'AT du réacteur n°2 est le n°30548626 indice 1 qui prévoit un DeD de 6 mSv/h pour les « travaux/circulation en ZO ».
La note site « Processus élémentaire zone orange description et mise en œuvre sur le CNPE de Cruas-Meysse » référencé D5180/NE/CP/16008 indice 5 mentionne au §10.11 qu'un RTR spécifique doit être établi pour les DeD supérieurs à 6 mSv/h. De plus, le RTR orange, dans les actions de radioprotection à mettre en œuvre pour chaque intervention, demande la « *mise en œuvre des PFI PJB*
pour toute activité à risque radiologique significatif ». Les inspecteurs ont constaté que lors de la préparation de l'activité et du PJB il n'était pas prévu de consulter les données récentes sur l'ambiance radiologique et les points chauds dans les locaux où vont travailler les agents de terrain.
Ainsi, le point chaud à 36 mSv/h au contact présent dans le local 3R185 n'a pas été vu en amont de l'activité. L'optimisation des doses et l'information du risque au salarié ne reposent dans la réalité que sur la vigilance de l'agent quand il entre dans un local pour repérer les points chauds qui y sont identifiés.
Demande A1 **: Je vous demande de mettre en place une organisation au sein du service conduite**
qui permette d'identifier les locaux et les points chauds dont le DeD est supérieur aux **6 mSv/h** prévus dans le RTR générique utilisé par les agents de terrain de ce **service. Cette organisation**
devra permettre l'information de ces agents, en amont de leurs interventions **lors du PJB,** de l'évolution des DeD et de la présence de points chauds **par rapport à leur RTR et la mise à jour** de celui-ci.
## Evaluation Des Risques
L'évaluation des risques mentionnée à l'article L. 4121-3 du code du travail est conduite par unité de travail, dont le champ s'étend d'un poste de travail, à plusieurs types de postes occupés par les travailleurs ou à des situations de travail, présentant les mêmes caractéristiques. De même, d'un point de vue géographique, l'unité de travail ne se limite pas systématiquement à une seule activité ou un seul lieu, mais peut en couvrir différents. Les regroupements de situations de travail opérés par l'employeur, qui lui permettent de circonscrire son évaluation des risques professionnels, ne doivent pas occulter les particularités de certaines expositions individuelles. Les inspecteurs ont constaté que le RTR Orange utilisé sur l'AT du réacteur n°2 (n°30548626) est commun à tous les agents de la conduite : TE, HMT, OPCC et DSE. Les inspecteurs ont relevé que tous ces agents peuvent avoir des rôles et des missions bien différents selon s'ils sont en permanence sur le terrain pour les consignations/manœuvre d'organes ou pour la gestion des effluents ou encore en salle de commande. Demande A2 : Je vous demande **de définir plusieurs unités de travail au sein des agents du service** conduite afin de mieux prendre en compte leurs spécificités et leur éventuelle exposition aux rayonnements ionisants. Cette démarche devra aboutir à l'élaboration de différents RTR en fonction des expositions des travailleurs considérés.
Le débit d'équivalent de dose (DeD) prévu pour les zones « orange » (ZO) est fixé systématiquement à 6 mSv/h. Il sert à fixer la valeur de DeD du seuil de suspension de l'activité ainsi que les alarmes des dosimètres opérationnels. Les inspecteurs ont constaté que cela ne correspondait pas à la majorité des situations rencontrées par les agents de la conduite dans le cadre de leurs activités.
Demande A3 : Je vous demande en lien avec la demande précédente **d'adapter la valeur de DeD**
prévue au poste de travail dans les RTR (zone contrôlée dont la zone orange) **afin que celle-ci soit**
en rapport avec les situations rencontrées sur le terrain par les agents.
## Manque De Culture Radioprotection
Les actions d'information et de formation des travailleurs en matière de santé et de sécurité au travail, essentielles à l'effectivité de la prévention des risques professionnels, sont renforcées dans les secteurs où les risques sont élevés, tels que ceux exposés aux rayonnements ionisants. À ce titre, le code du travail prévoit que les travailleurs accédant à des zones réglementées reçoivent une information appropriée (articles R. 4451-58 à 63 du code du travail). Ces actions viennent compléter la formation et l'information générales sur la santé et la sécurité délivrées à tous les travailleurs (article L. 4141-1 et suivants du code du travail). Les travailleurs classés reçoivent, en complément, une formation en rapport avec les résultats de l'évaluation des risques, renouvelable chaque fois qu'il est nécessaire et, en tout état de cause, au moins tous les trois ans.
Lors de l'étude des évènements intéressants pour la radioprotection (EIR), les inspecteurs ont constaté que plusieurs évènements mettent en lumière un manque de culture de radioprotection aussi bien des agents d'EDF que des prestataires extérieurs. Cela s'est traduit notamment par :
- une mauvaise prise en compte de l'environnement de travail (balisage zone orange, présence de points chauds) ;
- le non-respect de la conduite à tenir en cas d'alarme du dosimètre opérationnel ;
- l'absence ou une mauvaise mesure de DeD au poste de travail afin de vérifier les conditions radiologiques du RTR ;
- l'absence de mise en œuvre des parades identifiées dans le RTR et/ou lors du comité ALARA
lors de la préparation de l'activité.
Demande A4 : Je vous demande de définir et de me transmettre un plan d'action **ainsi que**
l'échéancier de mise en œuvre afin d'améliorer la culture d**e radioprotection des agents EDF** et des intervenants extérieurs.
## Evolution Des Rtr En Fonction De L'Évolution Des Chantiers
Lors de l'analyse des EIR, les inspecteurs ont constaté que plusieurs évènements étaient dus à des alarmes d'atteinte de la dose mentionnée sur le RTR des activités. Ces alarmes peuvent avoir plusieurs causes comme par exemple :
- l'allongement d'un AT pour une entreprise qui a de nombreuses activités tout au long de cet AT ;
- la multiplication des activités pour une même entreprise en lien avec des aléas.
Pour chacun de ces cas, les inspecteurs ont constaté que le RTR n'avait été ni réinterrogé ni mis à jour (durée de l'intervention, DeD dans les locaux…).
Demande A5 **: Je vous demande de mettre en place une organisation qui permette la mise à jour**
ou la réinterrogation des RTR lorsque les conditions de réalisation des activités changent dans les cas suivants :
- l**es RTR de longue durée (AT ou à l'année)** ;
- l**es RTR de durée courte dès lors que les services donneur d'ordre font évoluer le périmètre**
des interventions.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Evaluation i*ndividuelle de l'exposition aux rayonnements ionisants* (R. 4451-52 à 55 du CdT)
L'article R. 4451-52 du code du travail demande à ce que « Préalablement à l'affectation au poste de travail, l'employeur évalue l'exposition individuelle des travailleurs :
1° Accédant aux zones délimitées au titre de l'article R.4451-24 et R. 4451-28 ».
L'article R. 4451-53 du code du travail détaille le contenu de cette évaluation : « *Cette évaluation* individuelle préalable, consignée par l'employeur sous une forme susceptible d'en permettre la consultation dans une période d'au moins dix ans, comporte les informations suivantes: 1° La nature du travail ;
2° Les caractéristiques des rayonnements ionisants auxquels le travailleur est susceptible d'être exposé ;
3° La fréquence des expositions ; 4° La dose équivalente ou efficace que le travailleur est susceptible de recevoir sur les douze mois consécutifs à venir, en tenant compte des expositions potentielles et des incidents raisonnablement prévisibles inhérents au poste de travail ; 5° La dose efficace exclusivement liée au radon que le travailleur est susceptible de recevoir sur les douze mois consécutifs à venir dans le cadre de l'exercice des activités professionnelles visées au 4° de l'article R.
4451-1. L'employeur actualise cette évaluation individuelle en tant que de besoin.
Chaque travailleur a accès à l'évaluation le concernant. »
Enfin, l'article R. 4451-54 du code du travail précise que « L'employeur communique l'évaluation individuelle préalable au médecin du travail lorsqu'il propose un classement du travailleur au titre de l'article R. 4451-57. » Demande B1 : Je vous demande de me t**ransmettre l'évaluation individuelle de l'exposition aux** rayonnements ionisants des agents en quart du service conduite. Demande B2 : Je vous demande de me justifier que cette **évaluation individuelle de l'exposition** aux rayonnements ionisants des agents en quart du service conduite a été transmise au médecin du travail.
## Etablissement Des Rtr Zo
La note site « Processus élémentaire zone orange description et mise en œuvre sur le CNPE de Cruas-Meysse » référencé D5180/NE/CP/16008 indice 5 mentionne au §10.11 une étude datant de 2014 qui indique que le DeD ambiant à mettre dans les RTR ZO des agents du service conduite est de 6 mSv/h. Au-delà de ce débit de dose, un RTR zone orange spécifique doit être rédigé.
Demande B3 **: Je vous demande de me transmettre cette étude datant de 2014 qui justifie le choix**
de ce seuil de DeD de 6 mSv/h.
## C. Observations
C1. Les inspecteurs ont noté que le site lançait un plan d'action afin de mieux maitriser ses zones de production possible de déchets nucléaires (ZppDN).
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## Le Chef Du Pôle Rep Délégué
Signé par Régis BECQ |
INSSN-CAE-2021-0157 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-033740 **Caen, le 12 juillet 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Paluel Inspection n° INSSN-CAE-2021-0157 du 7 juillet 2021 Élaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance.
Références :
[1] **- Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] - Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] - Guide technique « Déclinaison opérationnelle des RR et RM « EIP/AIP et leurs exigences définies » sur le CNPE de Paluel, référence D5310GTMP3537
[4] - Mise à jour semestrielle des documents applicables, référence D455021000527 du 29 janvier 2021
[5] - Note de processus « Mise en œuvre et élaboration des produits du référentiel de niveau parc »,
indice 5, référence D5310NPMP6004 du 15 février 2019
[6] - Fiche de position suite à l'intégration partielle de la modification PNPP2601 tome A renforcement des ventilations de filtration iode de la tranche 4 de Paluel lors de l'arrêt VD3 de 2019
[7] - Note de processus « Gestion des archives sur le CNPE de Paluel », référence D453820020468 indice 0 du 1er **octobre 2020**
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 7 juillet 2021 à la centrale nucléaire de Paluel sur le thème « Élaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de l'élaboration et du respect de la documentation d'exploitation et de maintenance. Les inspecteurs ont, dans un premier temps, examiné l'organisation mise en œuvre par le CNPE permettant l'intégration et la gestion des documents prescriptifs nationaux, ainsi que l'organisation mise en œuvre afin de s'assurer de la maitrise des données intégrées dans l'EAM (base de données informatique). Les inspecteurs ont ensuite effectué des vérifications par sondage relatives à l'adéquation documentaire à la suite de modifications matérielles, et aux demandes de dérogations au programme de base de maintenance préventive (PBMP) effectuées par le CNPE. Ils ont enfin effectué une visite des différents locaux d'archives présents sur le CNPE.
Au vu de cet examen par sondage, les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre pour l'élaboration et le respect de la documentation d'exploitation et de maintenance est perfectible. En particulier, l'exploitant devra définir des actions pérennes permettant de limiter les retards concernant l'intégration des documents prescriptifs nationaux, et d'apprécier systématiquement leurs conséquences éventuelles sur la protection des intérêts protégés mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement. Des actions devront également être définies pour renforcer le pilotage de l'intégration des données dans la base informatique et garantir le contrôle technique attendu.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Maitrise Des Données Présentes Dans L'Eam**
L'article 2.5.3 de l'arrêté en référence [2] dispose : « *Chaque activité importante pour la protection fait* l'objet d'un contrôle technique, assurant que :
- **l'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour**
les éléments importants pour la protection concernés ;
- **les actions correctives et préventives appropriées ont été définies et mises en œuvre.**
Les personnes réalisant le contrôle technique d'une activité importante pour la protection sont différentes des personnes l'ayant accomplie. » L'article 2.5.6 de ce même arrêté précise que « *Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles* techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ».
Les inspecteurs se sont intéressés à la phase de modification de l'EAM1 **lors d'intégration de nouvelles**
données relatives à des contrôles techniques. Ils ont pris pour exemple l'ajout d'un couple de serrage concernant la bride de refroidissement du moteur EAS
2 **et l'accouplement de cette même pompe. Dans**
un premier temps, ils se sont assuré que les valeurs de ces couples de serrage indiquées dans l'EAM étaient cohérentes avec les valeurs prescrites par vos services centraux dans le recueil des prescriptions liées à la pérennité de la qualification aux conditions accidentelles. Dans un deuxième temps, les inspecteurs ont souhaité consulter le contrôle technique effectué sur l'activité d'intégration de ces nouveaux couples de serrage. Vos représentants ont indiqué que ces couples de serrage avaient été modifiés dans le cadre d'une « injection en masse » (intégration logicielle de très nombreuses données simultanément), et que pour ce type d'intégration, il n'y avait pas de contrôle technique formalisé. Or, les inspecteurs considèrent que les modifications en lien avec la pérennité de la qualification aux conditions accidentelles d'éléments important pour la protection (EIP) sont des AIP (activité importance pour la protection).
Demande A1.1 : Je vous demande de considérer les modifications des données de l'EAM comme des **activités importantes pour la protection, en particulier les injections en masse, et de** documenter et de tracer le contrôle technique afférent.
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] prévoit que « **l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux**
enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
― *déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;*
― *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;*
― *mettre en œuvre les actions ainsi définies ;* ― **évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.**
Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.
593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives ». Vos représentants ont présenté le processus de contrôle mis en œuvre sur le site de Paluel dans le cadre de votre système de management intégré visant à s'assurer de la qualité des données présentes dans l'EAM, notamment concernant les programmes de maintenance requis (PMRQ). Ils ont indiqué qu'une extraction de tous les écarts associés aux PMRQ était effectuée et transmise hebdomadairement aux métiers concernés.
Les inspecteurs se sont intéressés aux écarts de catégorie 1, c'est-à-dire les écarts pour lesquels un risque de retard dans la réalisation d'une maintenance est identifié, ou ceux pour lesquels une maintenance risque d'être effectuée avec d'anciennes gammes de contrôles. Le jour de l'inspection environ 200 écarts de catégorie 1 étaient recensés. Les inspecteurs ont demandé à disposer des justifications associées à certains de ces écarts.
Plusieurs points ont été relevés :
- **le pilote du processus ne disposait pas des justifications associées à ces écarts, et il n'avait pas**
connaissance d'éventuels dépassements d'échéance de ces écarts, le pilotage étant laissé aux différents métiers ;
- **certains services métiers ne disposaient pas d'analyse documentée justifiant chaque écart ;**
- **certaines actions curatives permettant de traiter un grand nombre de ces écarts (comme le**
remplacement d'une clé de comptage temporelle) semblaient rapides et simples mais n'avaient, pour autant, pas été mises en œuvre ;
- **l'extraction hebdomadaire des écarts ne semblait pas être transmise à l'ensemble des services**
métiers concernés.
Demande A.1.2 : Je vous demande de renforcer le pilotage associé aux écarts de catégorie 1 affectant des PMRQ, et de mettre en place, au sein des services, une organisation permettant d'une part de solder dans de meilleurs délais les écarts pouvant faire l'objet d'un traitement rapide, et d'autre part de formaliser la justification des écarts de nature documentaire. Lors de l'analyse des écarts de catégorie 1 affectant des PMRQ, les inspecteurs ont relevé qu'un contrôle réglementaire, visant au remplacement du débitmètre de la Durdent, était en dépassement depuis le 20 octobre 2020. Demande A.1.3 : Je vous demande, concernant le remplacement du débitmètre la Durdent :
- **d'effectuer son remplacement dans les plus brefs délais ;** - **de transmettre les justifications associées à ce dépassement d'échéance ;** - **de vous positionner sur la déclaration d'un évènement significatif.**
## A.2 **Processus D'Intégration Du Prescriptif National**
L'article 2.4.1 de l'arrêté en référence [2] prévoit que *« le système de management intégré comporte* notamment des dispositions permettant à l'exploitant : […] de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 » ;
Le guide en référence [3] indique que l'exigence définie associée à la production de documents permettant de réaliser une AIP3, d'intervenir ou d'exploiter un EIP4 **dans le respect de la démonstration**
de protection des intérêts, consiste à identifier les documents de référence qui portent les données d'entrées et nécessaires à la rédaction du document. La note en référence [5] prévoit que « **L'effectivité**
de chaque classe 3 est définie par le responsable produit et doit être envoyée à la section documentaire pour mise à jour de la FID, et des documentations satellites **».**
En amont de l'inspection, les inspecteurs ont comparé la liste des documents applicables (LDA)
transmise à l'autorité de sûreté de manière semestrielle par vos services centraux citée en référence [4]
et la LDA transmise par vos représentants. Ils ont relevé de nombreuses différences : 1 consigne, 7 instructions, 54 dispositions transitoires, 23 demandes particulières, 18 référentiels réglementaires ou managériaux et 12 programmes de base de maintenance préventive. Ces documents bien qu'applicables au site de Paluel, d'après la LDA transmise par vos services centraux, n'apparaissaient pas dans la liste transmise par vos représentants. Lors de l'inspection, vos représentants ont précisé avoir créé la liste des documents applicables au site de Paluel expressément pour l'inspection, ne disposant pas d'une méthode d'extraction facile. En effet vos représentants ont expliqué que le caractère « effectif » des documents, bien que défini par votre note en référence [5], n'est que très peu souvent considéré par les services métiers. Ainsi, la liste transmise par vos représentants était incomplète. Il ressort enfin des échanges qu'ils n'étaient pas en capacité, pour la majorité des documents précités, de justifier de leur bonne application sur le CNPE de Paluel. Demande A.2.1 : Je vous demande :
- d'établir et de tenir à jour une liste des référentiels applicables au site et notamment ceux issus des documents prescriptifs de classe 3 ;
- pour chacun des 115 documents applicables, selon la LDA de vos services centraux et non repris dans les éléments transmis en amont de l'inspection, de justifier de leur bonne application sur le CNPE de Paluel ;
- **de vous positionner sur la déclaration d'un évènement significatif.**
L'article 2.6.1 de l'arrêté en référence [2] prévoit que **« l'exploitant prend toute disposition pour détecter les**
écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées. Il prend toute disposition pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais ».
La note de processus en référence [5] prévoit qu'en cas de demande de report, le métier concerné transmette à l'intégrateur local documentaire une demande formalisée, comprenant notamment l'analyse de risque associée au report de l'intégration.
Les inspecteurs ont consulté le fichier de suivi de l'intégration documentaire des prescriptifs en provenance de vos entités nationales ou de la structure « palier ». Ils ont relevé que, le jour de l'inspection, 20% des documents (soit environ 60 documents) faisant l'objet d'une intégration documentaire étaient en retard d'intégration, sans que l'impact du retard d'intégration sur la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement ne soit analysé. En 2019, lors d'une inspection réalisée sur le même thème, des écarts identiques avaient été identifiés.
En réponse à la lettre de suite de l'inspection, vous évoquiez des **« retards ponctuels et une organisation** robuste ».
Demande A.2.2 : Je vous demande, au regard de la récurrence et de l'ampleur des retards d'intégration sans analyse de risque associée, de définir et de porter, au niveau hiérarchique adéquat, une organisation permettant de vous assurer du respect des délais d'intégration ou d'analyser l'impact de son report avant son échéance.
La note de processus en référence [5] indique qu' **« il n'est pas autorisé d'utiliser une gamme locale lorsqu'il** existe une gamme palier ».
Lors d'une inspection réalisée en 2020 sur le thème *« synthèse des interventions de maintenance pour la* remise en service des circuits primaires et secondaires principaux », **les inspecteurs avaient relevé, dans le**
cadre des contrôles réalisés sur les dispositifs autobloquants, que les intervenants avaient utilisés la gamme locale créée par le site, ainsi que la gamme dite « palier » rédigée par vos services centraux, pour réaliser les mêmes contrôles. Le renseignement conjoint de ces deux gammes avait amené des incohérences de contrôle. Les inspecteurs avaient donc demandé qu'un choix soit fait quant à l'utilisation des gammes « site » ou « palier ». La réponse de vos représentants avaient été de n'utiliser que les gammes « site », et non les gammes « palier ».
Vos représentants ont indiqué que cette position n'était pas partagée au sein du site de Paluel.
Demande A.2.3 : Je vous demande que soit définie et portée par le niveau hiérarchique adéquat la position du site de Paluel quant à l'utilisation des gammes site, lorsque des gammes palier existent.
Vous me préciserez le plan d'actions associé visant à vous assurer du respect de la position qui sera définie.
## A.3 **Gestion Des Fiches De Position En Provenance De Vos Services Centraux**
L'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2] prévoit que « **l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux**
enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à […]: mettre en œuvre les actions ainsi définies ; Pour le redémarrage du réacteur n°4 suite à sa troisième visite décennale, vous aviez sollicité un avis de la DESA (design authority) pour statuer sur l'acceptabilité de l'intégration partielle de la modification référencée PNPP2601 tome A relative au renforcement des ventilations de la filtration iode. L'avis rendu par la DESA, en référence [6], jugeait acceptable d'un point de vue sûreté l'intégration partielle de la modification précitée, sous réserve de mettre en cohérence la documentation d'exploitation avec la partie des travaux non réalisée. Cela nécessitait notamment :
- **de produire un additif « en creux » au rapport de sûreté des réacteurs 1300MWe édition VD3 ;**
- **d'appliquer le document d'évolution du programme d'essais périodique correspondant ;**
- **d'adapter la note locale des matériels importants pour la sûreté pour exclure l'impact du report**
du renforcement du système DVR sur la liste des matériels classés importants pour la sûreté.
Vos représentants ont pu apporter des éléments de justification sur les deux premières demandes. Par contre, la note locale des matériels importants pour la sûreté n'a pas été mise à jour comme demandée. Demande A.3 : Je vous demande :
- de mettre à jour la note locale des matériels importants pour la sûreté pour exclure l'impact du report du renforcement **du système DVR sur la liste des matériels classés importants**
pour la sûreté ;
- **de me préciser, ou de définir, une organisation permettant la prise en compte et le suivi des**
demandes d'accord sous réserve de vos services centraux.
## A.4 **Respect Des Conditions De Stockage Et D'Accès Dans Les Locaux Archives**
L'article 2.5.6 de l'arrêté en référence [2] prévoit que « *Les activités importantes pour la protection, leurs* contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
La note de processus en référence [7] précise les exigences concernant la température et l'hygrométrie des locaux de stockage des films radiographiques : « **des températures comprises entre 18°C et 21°C. Elle**
peut atteindre occasionnellement 24°C, et pour de **courtes périodes n'excédant pas 30 jours, ne doit pas dépasser**
32°C. *L'intervalle d'humidité relative recommandé est compris entre 30 et 50 %. Il peut atteindre* occasionnellement 60 % pour de courtes périodes n'excédant pas 8 jours consécutifs ».
Les inspecteurs ont effectué une visite des trois locaux d'archives et des deux locaux de stockage présents sur le CNPE de Paluel. Ils ont relevé que l'hygrométrie du local CEIDRE dans lequel sont entreposés les films radiographiques était d'environ 61% en humidité relative. Les relevés depuis janvier 2021 montrent des hygrométries souvent trop importantes et des températures souvent trop basses par rapport aux limites précitées. Les variations journalières et hebdomadaires sont souvent en dehors des limites prescrites dans la note en référence [7]. Vos représentants ont indiqué que la climatisation du local était régulièrement en panne, ce qui ne permettait pas de contrôler les conditions de conservation de manière satisfaisante, et qu'une demande avait été formulée, sans succès. Demande A.4.1 : Je vous demande :
- **de résorber au plus tôt cet écart ;** - de définir et mettre en œuvre des moyens compensatoires permettant de respecter les exigences de la note en référence [7] dans l'attente d'un traitement définitif de l'écart ;
- de contrôler par échantillonnage l'intégrité des films radiographiques, en analysant les films les plus sensibles.
La note précitée prévoit également pour le stockage du papier, des températures comprises entre 16 °C et 25 °C et une hygrométrie comprise entre 40 % et 60 %. Concernant le local où sont entreposés les dossiers utiles au SIR (Service d'inspection reconnu), les conditions de stockage étaient respectées le jour de l'inspection, puisque la température du local était de 22 ,9°C et l'hygrométrie relative de 55%. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé l'absence de climatisation dans ce local, et vos représentants ont précisé que des dépassements pouvaient arriver, en fonction des saisons. Enfin, les inspecteurs ont constaté la présence de convecteurs qui leur a semblé inadapté au conditionnement du local.
Demande A.4.2 : Je vous demande de définir des moyens permettant un respect en toute saison des conditions d'hygrométrie et de température du local des archives du SIR.
La note de processus en référence [7] précise que **« des précautions communes à tous les supports doivent**
être prises pour protéger les documents de certaines agressions comme la poussière ». Les inspecteurs ont relevé que le local situé au niveau 9 du bâtiment « le phare » présentait un état de propreté inadapté au stockage d'archives dans de bonne conditions.
Demande A.4.3 : Je vous demande d'effectuer un nettoyage de ce local, et de définir un entretien régulier de ce dernier.
La note de processus en référence [7] prévoit que *« dans le cadre des exigences réglementaires, les locaux* doivent être protégés contre des intrusions et voir leur accès contrôlé pour prévenir des risques de vol et assurer la confidentialité des documents. A ce titre, seuls les agents de la Section Documentation ainsi que le personnel prestataire désigné sous sa responsabilité sont autorisés et disposent d'un badge nominatif pour accéder aux locaux d'archives. » et dispose que *pour le local des archives du SIR, certains services ont à disposition un badge* permettant à leurs agents un accès, sous réserve de la constitution d'une « liste des agents [autorisés] remise à jour une fois par an ». Les inspecteurs ont relevé que les personnes prestataires intervenant régulièrement dans les locaux archives ne disposaient pas d'un badge nominatif mais d'un badge à encodage simple. Les inspecteurs ont vérifié que les trois dernières personnes ayant accédé à ce local étaient bien autorisées : l'une d'entre elles ne faisait pas partie des listes présentées. Enfin les inspecteurs ont relevé que la porte du local situé au niveau 9 du bâtiment « le phare » était ouverte et n'était pas actionnable par badge ; ce local abritait également des documents qui n'étaient pas des archives.
Demande A.4.4 : Je vous demande de mettre en place une organisation des accès aux locaux d'archives respectant votre processus interne de gestion des archives. S'agissant du local situé au niveau 9 du bâtiment « le phare », je vous demande de réparer sans délai le système de contrôle d'accès de la porte.
## B **Demandes D'Informations Complementaires** B.1 **Stockage Des Rapports De Fin D'Intervention**
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé la présence de nombreux RFI (rapports de fin d'intervention) dans le local 5 au niveau 4 du bâtiment « le phare », sans que ce local soit considéré comme un local d'archives bénéficiant des dispositions précédemment énumérées concernant les conditions de température et d'hydrométrie. Demande B.1 : Je vous demande de m'expliquer les raisons qui vous amènent à considérer que ces RFI comme n'étant pas des archives. Si leur entreposage dans le local est temporaire, vous me préciserez le délai maximal défini.
C. OBSERVATIONS Sans objet Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé Adrien MANCHON |
INSSN-MRS-2021-0598 | Référence courrier : CODEP-MRS-2021-035262 **Marseille, le 2 septembre 2021**
Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base** Thème : **Inspection générale**
Code : Inspection no **INSSN-MRS-2021-0598 du 20/07/2021 à RAPSODIE (INB 25)**
Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Courier CEA/DEN/CAD/DIR/CSN DO 858 du 18/12/2019
[3] Guide 102 - Mise en place et exploitation de confinement de chantier sur l'INB 25 - indice 08
[4] Règles Générales d'Exploitation - Domaine de fonctionnement de l'installation -
Chapitre 4 [5] Règles Générales d'Exploitation - Contrôles, essais périodiques et maintenance -
Chapitre 7
[6] Procédure de gestion des activités de surveillance, contrôles et essais périodiques, contrôles réglementaires et opérations de maintenance Indice 04 Monsieur le directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L.
596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB 25 a eu lieu le 20 juillet 2021 sur le thème « inspection générale ».
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'INB 25, Rapsodie, du 20 juillet 2021 portait sur le thème « inspection générale ». Les inspecteurs ont abordé le thème du confinement dynamique du sas en polycarbonate du bâtiment 213 dans lequel des intervenants extérieurs mènent des opérations de réduction de volume et de conditionnement des déchets. Les inspecteurs ont vérifié par sondage des enregistrements relatifs à la réception du sas avant intervention des intervenants extérieurs (IE), aux contrôles et essais périodiques
(CEP) des éléments importants pour la protection (EIP) et aux contrôles quotidiens du sas réalisés par les IE lorsque celui-ci est en exploitation. La surveillance des IE a également été vérifiée.
Les inspecteurs ont effectué une visite du hall du bâtiment 213 dans lequel est implanté le sas en polycarbonate, du local de ventilation en sous-sol du bâtiment 214 et du rez-de-chaussée du bâtiment 206 afin de vérifier la protection incendie des armoires électriques à la suite des engagements pris dans le cadre du dossier de réexamen [2]. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que certains éléments contrôlés lors de l'inspection conduisent à un bilan mitigé.
L'exploitant dispose d'un guide spécifique [3] pour les sas de chantier présentant les conditions de mise en service et d'exploitation de ces locaux. La réalisation des CEP est correctement suivie.
Le sas en polycarbonate est un sas de chantier présent en permanence dans l'installation disposant d'un confinement dynamique et dans lequel sont réalisés des chantiers de longue durée. Le sas constitue un EIP et les contrôles réalisés sur celui-ci, consignés dans des PV de mise à disposition du sas, des AIP. Les inspecteurs ont constaté que l'archivage des PV de mise à disposition du sas en polycarbonate n'est pas assuré, ce qui remet en cause le principe de traçabilité des AIP. De plus, certaines dispositions du guide précité [3] concernant notamment le sas en polycarbonate nécessitent d'être précisées. En effet, la notion de chantier de « longue durée », dont dépend la réalisation de requalifications périodiques du sas n'est pas définie, de même que le terme de « sas fréquemment assaini ». Les contrôles de ce sas réalisés par les IE et leurs enregistrements devront être mis en cohérence avec ce guide.
Des progrès sont attendus sur la surveillance des IE utilisant le sas en polycarbonate afin de s'assurer que les opérations réalisées respectent les exigences définies en termes de sûreté.
Par ailleurs, certaines fiches d'événements et d'amélioration auraient pu donner lieu à des actions correctives pour éviter le renouvellement des situations similaires.
## A. Demandes D'Actions Correctives Traçabilité De La Documentation Relative À Une Aip
Les inspecteurs ont demandé de consulter la liste des derniers PV de réception du sas en polycarbonate.
L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter le PV de réception du sas précédant le dernier chantier DOT 68626 réceptionné le 24 août 2020. En effet, à chaque nouvelle réception de sas, le PV du sas précédent est détruit. Le sas est un EIP dont les exigences définies répondent à deux AIP : CEP et maintenance et exploitation. L'article 2.5.6 de l'arrêté [1] dispose : « **les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques,**
les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. » Le guide [3] prévoit que la réception du sas fait l'objet d'un PV qui est conservé dans le dossier de l'opération concernée et par le chargé d'affaires CEA. A1. Je vous demande, conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [1] et en application de votre guide
[3], d'assurer la traçabilité des PV de réception des sas de confinement dynamiques formalisant leurs contrôles. Vous me rendrez compte de la mise en œuvre de ces dispositions.
Réalisation des CEP et surveillance des intervenants extérieurs L'annexe 4 de votre guide [3] définit les contrôles journaliers d'un sas de confinement dynamique. Ces contrôles sont réalisés par les IE opérant dans le sas.
Les données du PV de contrôle journalier du sas en polycarbonate réalisé par les IE (A3001-18-0196-
FIC-010-D) ne correspondent pas à celles attendues dans le guide [3]. En effet :
- **le numéro d'ordre de travail, donc de chantier, n'est pas mentionné ;**
- **les points à vérifier en cas de permis feu sont manquants ;**
- les dates dites d'« étalonnage **» du filtre correspondent à des dates de contrôles mensuels du**
colmatage du filtre ;
- **les relevés de pression servant à évaluer le colmatage du filtre, prévus à une fréquence**
journalière, sont réalisés à une fréquence mensuelle ;
- **le débit de filtration noté ne fait pas l'objet d'un relevé, mais est un report d'une valeur nominale**
attendue.
De plus, les inspecteurs ont noté des confusions dans les unités de mesure de pression, notamment entre Pa et hPa.
A2. Je vous demande, conformément à l'article 2.5.3 de l'arrêté [1], aux chapitres 4 [4] et 7 [5] de vos règles générales d'exploitation applicables et à votre procédure [6], de réaliser les contrôles du sas en polycarbonate tels que définis dans votre référentiel. Vous me rendrez compte de la mise en œuvre de ces dispositions.
A3. Je vous demande conformément à l'article 2.2.2 de l'arrêté [1], d'apporter de la cohérence dans les documents relatifs aux contrôles journaliers du sas en polycarbonate réalisés par les IE et de veiller à ce que ces contrôles réalisés respectent les exigences définies dans votre référentiel.
## Respect Des Conditions De Contrôles
Les inspecteurs ont vérifié les résultats du contrôle mensuel de colmatage des filtres THE. Concernant le filtre ELCESNA FA_13, entre janvier et mai 2021, la valeur du débit de référence pour la mesure de perte de charge du filtre est de 375 m3/h au lieu de 750 m3/h (avec un minimum à 600 m3**/h prévu dans la**
consigne), ce qui est hors tolérance.
La fiche d'information rapide (FIR) émise à la suite de cet écart n'a pas donné lieu à une analyse de sûreté. Le test du filtre est réalisé en utilisant un débit qui n'est pas le débit nominal de référence, les valeurs obtenues pourraient ainsi ne pas être représentatives.
A4. Je vous demande de réaliser le contrôle de colmatage du filtre ELCESNA FA_13 avec le débit de référence prévu dans la consigne. A5. Je vous demande de me transmettre votre analyse des conséquences de l'écart relatif au débit de référence pour le contrôle de colmatage du filtre ELCESNA FA_13 sur la représentativité du contrôle. Il conviendra de tracer les éléments des analyses de sûreté sur les FIR.
## B. Compléments D'Information 4 Requalification Et Assainissement Du Sas En Polycarbonate
Le guide [3] prévoit la requalification périodique du sas consistant à un renouvellement des contrôles effectués lors de la mise en service tels que le débit du filtre ou la pression de confinement pour des chantiers « de longue durée » et ce, quel que soit le type de travaux effectués. Ce même guide demande que le sas soit « fréquemment assaini » pour limiter les risques de contamination.
Les notions de chantier de longue durée et de fréquence d'assainissement ne sont pas définies. Le dernier chantier réalisé dans le sas en polycarbonate s'est déroulé sur plus de neuf mois avec au moins trois types d'opérations différentes, sans requalification ni assainissement.
B1. Je vous demande de préciser les critères qui définissent une « longue durée de chantier » et la fréquence d'assainissement associée. Vous vous positionnerez sur l'opportunité d'ajouter un critère relatif au type de travaux pour déclencher une requalification ou un assainissement.
## Mise Hors Service Du Sas En Polycarbonate
Le guide [3] prévoit des dispositions de mise en service et d'exploitation d'un sas mais les modalités et contrôles à effectuer pour la fermeture du sas lors de repli de chantier ou pour maintien du sas durant un période sans activités ne sont pas décrits dans le guide.
B2. Je vous demande de préciser les exigences prévues en matière de sûreté et les contrôles associés pour chaque phase d'exploitation d'un sas : mise en service, exploitation, fermeture et période hors activité.
## Retour D'Expérience:
Les inspecteurs ont consulté la fiche d'événement et d'amélioration (FEA) 2020-0531 du 22 juin 2020 relative à l'augmentation du débit aéraulique mesurée à l'émissaire E75, sans réglages de la part des services de maintenance. Une augmentation du débit pourrait impacter la représentativité des mesures en sortie de l'émissaire. Votre analyse des conséquences dans la FEA indique que la représentativité n'est pas affectée. L'analyse des causes identifie le remplacement, avant la période de repli COVID début 2020, de plusieurs filtres THE colmatés par des filtres neufs. En effet, la perte de charge d'un filtre neuf étant moins élevée, cela peut entraîner une augmentation de débit aéraulique en sortie d'émissaire. Le plan d'action ne prévoit pas le contrôle du débit de rejet à l'émissaire après le changement de filtres THE.
B3. Je vous demande de compléter la FEA 2020-0531 en prenant en compte le retour d'expérience du présent écart et de vous positionner sur l'opportunité d'ajouter un contrôle du débit de rejet de l'émissaire, suivant le changement d'un filtre THE.
## Confinement Dynamique :
Les inspecteurs ont constaté une découpe rectangulaire dans une nappe vinyle séparant le local des objets sous scellés et le hall du bâtiment 213. Vous n'avez pas pu indiquer la fonction de cette nappe, qui pourrait avoir été installée pour remplir une fonction de confinement.
B4. Je vous demande de m'indiquer la fonction de cette nappe et l'impact de la découpe. Le cas échéant, vous préciserez le traitement de cet écart.
## Protection Contre Les Effets D'Un Incendie
Vous avez mis en place sur l'armoire électrique, située au niveau 0,00 m du bâtiment 206, une protection par ajout de plaques ignifugées. Cette protection est destinée à réduire les effets d'un éventuel incendie de l'armoire sur l'enceinte étanche adjacente au bâtiment 206. L'efficacité de cette protection a fait l'objet d'une étude préalable de votre part.
Les inspecteurs ont constaté que les plaques ignifugées ne sont pas posées de manière monolithique.
La surface arrière de l'armoire, notamment, est couverte par plusieurs plaques. Ces plaques ne sont pas systématiquement jointives. Les inspecteurs ont constaté un espace de l'ordre du centimètre entre deux plaques.
B5. Je vous demande de contrôler la conformité de la solution mise en place à votre étude et, le cas échéant de remettre cette protection en conformité.
## C. Observations Surveillance Des Intervenants Extérieurs
La surveillance des IE pour le contrôle de mise en œuvre des sas de chantiers (dont sas en polycarbonate) est réalisée à la fréquence d'une surveillance pour trois opérations. Or, une opération correspond à un dossier d'intervention en milieu radiologique. Un IE réalisant deux opérations par an peut ne faire l'objet d'aucune surveillance au cours de l'année.
C1. Il conviendra de définir une fréquence de surveillance optimale des IE pour le contrôle de mise en œuvre des sas de chantiers.
Etalonnage du « smart dog »
Le « smart dog » **permet de vérifier la différence de pression entre le sas en polycarbonate et le hall du** bâtiment 213. La courbe d'étalonnage présentée dans le dernier PV d'étalonnage du « smart dog » **du 27**
juillet 2020 se base sur plusieurs points de mesure. Les deux premières valeurs mesurées pour la courbe d'étalonnage sont 0 Pa et 250 Pa alors que l'appareil opère habituellement dans une gamme de 30 à 40 Pa. Tous les autres points de la courbe d'étalonnage sont situés au-delà de 250 Pa, hors de la gamme opérationnelle de mesure du smart-dog. La valeur étalon 0 Pa renvoie - 3 Pa. C2. Il conviendra de vérifier que l'étalonnage du smart-dog est représentatif et de vous assurer que le décalage à l'origine de la courbe d'étalonnage est compatible avec le niveau des valeurs mesurées.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
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INSSN-STR-2021-0831 | DIVISION DE STRASBOURG
Strasbourg, le 27 juillet 2021 N° Réf **: CODEP-STR-2021-035802** Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Inspection du 15/07/2021 Thème « Inspection de chantier sur l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°3 »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Guide n°21 de l'ASN « Traitement des écarts de conformité à une exigence définie pour un élément important pour la protection (EIP) »
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 15 juillet 2021 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom dans le cadre de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°3. Je vous communique 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.
L'objectif de l'inspection portait sur la conformité des activités de maintenance réalisées sur différents chantiers de l'arrêt du réacteur n°3 dans un contexte de fin d'arrêt.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 15 juillet 2021 portait sur le contrôle des interventions réalisées par les agents du CNPE de Cattenom et les entreprises prestataires dans le cadre de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°3. Les inspecteurs ont vérifié, sur différents chantiers, la prise en compte par le CNPE et ses prestataires de retours d'expérience ainsi que la réalisation effective et le repli correct de différentes interventions programmées au cours de l'arrêt pour visite décennale.
Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont en particulier contrôlé les chantiers et thématiques suivantes :
- Remplacement des tuyauteries des lignes fléchies 3 REN 001 TY et 3 REN 006 TY du système d'échantillonnage nucléaire ;
- Contrôle et maintenance réalisés sur les Recombineurs Auto-catalytiques Passifs (RAP) présents dans le bâtiment réacteur (BR) ;
- Installation de jonctions thermorétractables au niveau de la vanne 3 EDE 023 VA dans le cadre du chantier de redimensionnement du système EDE de mise en dépression de l'espace entre enceintes ;
- Contrôle du bon état général des installations du groupe électrogène de secours voie B - 3LHQ ;
- Analyse des fortuits survenus sur la pompe du circuit de contrôle volumétrique et chimique 3 RCV 191 PO
lors des épreuves hydrauliques du circuit primaire principal ;
- Contrôle de l'exigence de freinage des pompes de l'injection de sécurité 3 RIS 031 PO, 3 RIS 041 PO,
3 RIS 051 PO et de la pompe d'aspersion de secours de l'enceinte 3 EAS 051 PO au regard de la demande particulière n°331 et de l'écart de conformité n°484.
Les inspecteurs se sont rendus en zone contrôlée, dans le bâtiment réacteur, le bâtiment des auxiliaires nucléaires, le bâtiment des auxiliaires de secours ainsi que le bâtiment du groupe électrogène de secours 3LHQ afin de contrôler la bonne réalisation des chantiers ci-dessus, leur repli correct ainsi que l'état général des installations. A l'issue de cette inspection et sur la base des installations contrôlées, les inspecteurs constatent que les activités se sont déroulées conformément à l'attendu. De fait, l'inspection laisse une impression globalement satisfaisante de la qualité des interventions même si des écarts ou questionnements ponctuels ont été relevés.
## A. Demandes D'Actions Correctives Fléchissement Des Lignes 3 Ren 001 Ty Et 3 Ren 006 Ty Du Système D'Échantillonnage Nucléaire - Déclaration « Tardive »
L'article 2.6.2 de l'arrêté INB repris en référence [1] précise que : « *L'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen* de chaque écart, afin de déterminer : […]
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-*1 du code de l'environnement* »
Le guide 21 de l'ASN repris en référence [2] précise au §4.1 que : « La caractérisation détaillée d'un *écart de conformité* en émergence doit être achevée dans les plus brefs délais et au plus tard dans les deux mois, sauf impossibilité justifiée par l'exploitant. »
Lors de l'inspection, vos services ont précisé aux inspecteurs de l'ASN que le CNPE a pris en compte en août 2020 le retour d'expérience de l'événement survenu en juillet 2020 sur le CNPE de Penly ; un plan d'actions a été ouvert en août pour les lignes retrouvées fléchies sur le réacteur n°2 du CNPE de Cattenom, réacteur en arrêt à ce moment-là. Le plan d'action consulté lors de l'inspection évoque dès cette date un écart de conformité. Les lignes concernées ont été remplacées au cours de l'arrêt. La même démarche a été adoptée pour les lignes du réacteur 4 remplacées en septembre 2020, ainsi que des réacteurs 1 et 3 remplacées lors des arrêts de 2021. A la suite de ces remplacements, le site de Cattenom a déclaré un événement significatif de sûreté (ESS) de niveau 0 sur l'échelle INES le 12 juillet 2021 pour l'ensemble des fléchissements constatés sur les quatre réacteurs. A noter que les sites de Penly et Golfech également concernés par ces lignes fléchies ont déclaré un ESS dès la détection de l'événement, respectivement en août 2020 et en mai 2021. Les inspecteurs ont en outre constaté que les dates d'événement et de détection sont notées, dans la déclaration de l'ESS, au 8 juillet 2021 et que le libellé mentionne les boucles 1 et 4 alors que ce sont les boucles 2 et 4 qui sont affectées (les boucles 1 et 3 ne présentent d'ailleurs pas ce type de tuyauteries).
Demande n°A.1 : **Je vous demande** :
- de m'indiquer les raisons de la déclaration tardive de l'ESS concerné, **alors qu'il a été identifié**
dès le mois d'août 2020 sur le réacteur n°2 de Cattenom et que la caractérisation détaillée **d'un**
écart de conformité en émergence doit **être achevée dans les deux mois ;**
- **de me préciser pourquoi la date du 8 juillet 2021 a été retenue par vos services comme date**
d'événement et de détection, au vu de la chronologie de l'événe**ment qui court depuis août 2020.**
## - Prise En Compte Réactive Du Rex
L'article 2.4.1 de l'arrêté INB repris en référence [1] précise dans son §. III que « Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant :
- *d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et leurs exigences définies ;*
- *de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 ;*
- *d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ;*
- de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ;
- *de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise.* »
L'événement sur le CNPE de Penly est survenu le 7 juillet 2020 et le compte-rendu d'événement de fin septembre 2020 mentionne notamment en action corrective la mise en place, sur les tuyauteries sensibles concernées par ces fléchissements, d'un affichage pour éviter le renouvellement d'un tel événement. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté sur les deux lignes concernées du réacteur n°3 qu'aucun affichage ou autre mesure n'avait été mis en place sur les tuyauteries concernées pour éviter qu'elles ne se retrouvent à nouveau fléchies après leur remplacement. Vos services ont confirmé qu'aucune mesure n'avait été prise sur les lignes des trois autres réacteurs sur lesquels les tuyauteries ont déjà été remplacées.
```
Demande n°A.2 : Je vous demande de me préciser la raison pour laquelle vous n'avez pas mis en place de
façon réactive un affichage sur les tuyauteries concernées pour éviter le renouvellement d'un tel
événement, à la manière de ce qui a été réalisé sur le CNPE de Penly en 2020. Vous m'indiquerez par
ailleurs les mesures réactives que vous comptez mettre en place afin d'éviter le renouvellement de cet
événement.
```
## B. Compléments D'Information Fortuits Sur La Pompe 3 Rcv 191 Po
A la suite de l'analyse réalisée par le CNPE et son prestataire sur les fuites d'huile rencontrées sur la pompe du circuit de contrôle volumétrique et chimique 3 RCV 191 PO lors de l'épreuve hydraulique du circuit primaire principal (des 17 et 25 mai 2021), les inspecteurs ont questionné vos services sur la façon dont est conservée la trace des différentes non-qualités de maintenance détectées et du problème de joints non adaptés, ceci afin de limiter le risque de reproduire cette situation lors de maintenances ultérieures. Vous avez précisé aux inspecteurs qu'une fiche de non-conformité a été ouverte par votre prestataire à la suite de ces aléas. Les inspecteurs estiment cette action insuffisante pour assurer la solidité et la pérennité de la prise en compte de ce retour d'expérience pour les futurs arrêts et notamment la prochaine visite décennale du réacteur n°4.
Demande n°B.1 : Je vous demande de me préciser quelle(s) action(s) vous allez mettre en place pour limiter le risque de reproduire, lors des futures maintenances sur cet équipement, les fortuits rencontrés sur la pompe 3 RCV 191 PO lors de **l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°3.**
## Eau Stagnante Devant L'Entrée Du Bâtiment Diesel 3Lhq
Les inspecteurs ont constaté la présence d'eau stagnante entre la porte d'entrée du bâtiment du diesel 3LHQ et la protection en place pour éviter une inondation externe ; cette eau est due à des précipitations importantes tombées les jours précédents et encore au moment de l'inspection. Les inspecteurs ont constaté, lors de la fermeture de la porte, une entrée d'eau dans le bâtiment ; cette eau s'est ensuite écoulée à travers les caillebotis et a atteint notamment deux coffrets électriques, 3 LHQ 180 et 190 CC, dédiés à l' « appoint d'eau HT » (haute température)
et au « contrôle vidange eau ». Vos services ont précisé que ces coffrets sont étanches.
Demande n°B.2 : Je vous demande de caractériser l'impact potentiel de ce phénomène d'entrée d'eau **dans**
le **bâtiment et le cas échéant de mettre en place les mesures nécessaires pour éviter la survenue de ce**
phénomène sur vos installations.
## C. Observations C.1 Recombineurs Auto-Catalytiques Passifs (Rap)
Les inspecteurs ont interrogé vos services sur le contrôle et la maintenance réalisés lors de l'arrêt pour visite décennale du réacteur n°3 sur les Recombineurs Auto-catalytiques Passifs (RAP). Un travail important de contrôle et de maintenance a été réalisé sur ces équipements lors de cet arrêt qui marque le classement de l'ensemble des cent-seize RAP présents dans le BR en EIPS (équipements importants pour la sûreté) alors que seuls deux RAP
étaient ainsi classés avant l'arrêt. Les inspecteurs ont constaté l'état de propreté satisfaisant de quelques équipements par sondage, notamment ceux présents aux alentours de la pompe primaire 3 RCP 053 PO qui avait rencontré des problèmes de fuite d'huile lors du cycle précédent susceptibles de souiller les plaques de RAP à proximité.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Le chef de la division de Strasbourg
Signé par $\mathfrak{g}$.
Pierre BOIS
2/4 |
INSSN-CHA-2021-0259 | Référence courrier :
CODEP-CHA-2021-037526 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chooz Laboratoire contrôle environnement BP 174 08600 CHOOZ Châlons en Champagne, le 05 août 2021 Objet : Visite de contrôle de conformité du laboratoire du CNPE de Chooz (laboratoire agréé de mesure de la radioactivité de l'environnement)
N° dossier : Inspection INSSN-CHA-2021-0259 des 12 & 13 juillet 2021 Références : [1] Décision n° 2008-DC-0099 de l'ASN du 29 avril 2008 modifiée, portant organisation du réseau national de mesures de la radioactivité de l'environnement et fixant les modalités d'agrément des laboratoires, modifiée par la décision ASN n° 2018-DC-0648 du 16 octobre 2018
[2] Norme NF EN ISO/IEC 17025 « Exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais », version 2017 Monsieur le directeur, Dans le cadre de la surveillance prévue à l'article 14 de la décision ASN [1], une inspection du laboratoire environnement du CNPE de CHOOZ, agréé par l'ASN pour la mesure de la radioactivité dans l'environnement, s'est tenue sur le site les 12 et 13 juillet 2021. Je vous communique la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
Cette inspection avait pour objectif de vérifier la conformité des dispositions mises en œuvre par le laboratoire au regard :
- des exigences réglementaires définies par la décision modifiée, citée en référence [1] ; - des exigences de la norme citée en référence [2].
Le laboratoire est agréé pour les déterminations suivantes : dosimétrie gamma ambiant à l'aide de balises de mesure en continu, indice beta global sur aérosols, tritium et indice beta global sur les eaux, tritium atmosphérique.
Vingt agents habilités réalisent les tournées de prélèvements et les analyses pour la surveillance de la radioactivité de l'environnement autour du CNPE de Chooz, en réponse aux prescriptions de la décision n° 2009-DC-0164 de l'ASN du 17 novembre 2009 (partie surveillance de l'environnement autour du site). Ces personnels sont susceptibles par ailleurs d'intervenir au laboratoire « effluents ». Les investigations de l'équipe d'inspection ont porté sur le suivi de la formation, des compétences et des habilitations du personnel, les modalités de sous-traitance de certaines prestations, la réalisation et le suivi des résultats issus de la participation aux circuits de contrôle inter-laboratoires, l'efficacité du système de management et de suivi des actions d'amélioration et l'enregistrement des données nécessaires pour le calcul et la justification des résultats. Les inspecteurs se sont joints à une partie de la tournée de prélèvement de la journée du 13 juillet (station AS1).
Il s'avère que le laboratoire applique un référentiel documentaire qui permet :
- de mener une gestion des compétences adaptée aux exigences spécifiques d'un laboratoire, en s'appuyant sur l'encadrement pour suivre les besoins en la matière,
- de suivre et de contrôler globalement le processus analytique par une participation active aux essais inter-laboratoires (EIL), et par des mesures d'autocontrôle adaptées,
- de disposer d'un équipement maintenu et raccordé,
- d'obtenir une traçabilité des données et des actions associées à tout résultat,
- de s'appuyer sur une organisation et un système de management appropriés.
Toutefois quelques écarts, points d'attention ou questions ont été relevés en relation avec :
- les délais trop importants pour la mise en œuvre des actions nécessaires pour identifier les enjeux liés à la notification de résultats d'EIL non conformes aux critères, ayant entrainé des risques accrus sur la validité des résultats,
- des défauts de report des constats en lien avec la qualification et l'habilitation de deux agents,
- des défauts d'enregistrement en matière de contrôle des consommables,
- des questions sur les actions de vérification des applications ou logiciels employés.
Ces constats ne mettent pas en cause la capacité du laboratoire à réaliser les méthodes incluses dans son agrément en conformité avec les prescriptions.
## A. Demandes D'Actions Correctives Essais Inter-Laboratoires - Gestion De Travaux Non Conformes
Le § 7.7.3 de la norme en référence [2] précise « *[…]. Si les résultats de l'analyse de données des activités de* surveillance ne satisfont pas aux critères prédéfinis, une action appropriée doit être prise pour « *éviter que des* résultats incorrects soient fournis ». Le § 7.10.1 de la norme en référence [2] précise « *Le laboratoire doit avoir une procédure qui doit être mise* en œuvre lorsqu'un aspect quelconque de ses travaux, ou le résultat de ses travaux, n'est *pas conforme à ses* propres procédures […]. *La procédure doit assurer que* :
a) […] b) les actions requises […] s'appuient sur les niveaux de risque fixés par le laboratoire, c) une évaluation de l'importance des travaux non conformes est effectuée, d) une décision est prise concernant l'acceptabilité des travaux non conformes, […] ».
Les résultats d'un des essais inter-laboratoires (tritium) se sont révélés non conformes aux critères d'acceptabilité du laboratoire. Ces résultats, qui ont été publiés par le circuit d'intercomparaison au début du mois de janvier 2021, n'ont fait l'objet de l'ouverture d'une fiche « essai inter-laboratoireanalyse du résultat » (FORM-BSE-07 197-2) et d'une fiche « Caméléon » (283927) qu'au 16 avril 2021.
Cette dernière tente d'apporter une explication à la situation d'écart : la valeur assignée se situe entre le seuil de décision et la limite de détection, ce qui en fait n'est pas le cas. S'agissant d'une nonconformité relevant du point 7.10 de la norme ISO/IEC 17025 (travaux non conformes), le laboratoire aurait dû s'attacher à répondre aux exigences de ce point, rappelées ci-dessus. Les inspecteurs ont précisé que ce délai, important pour l'évaluation des enjeux, fait courir un risque, notamment si la situation était telle qu'une correction du processus analytique s'avérait nécessaire. Par ailleurs, et si les investigations et conclusions du laboratoire ne sont pas remises en cause par le présent constat, toutes les réponses aux questions susvisées ne sont pas abouties et enregistrées. Enfin, l'analyse effectuée spécifiquement sur les deux équipements est utile, mais le laboratoire n'a pas conclu par rapport à l'analyse à effectuer (par exemple contrôle, ajustage éventuels de l'équipement, causes et acceptabilité des écarts d'indication entre les deux équipements). Demande A1 : J**e vous demande d'appliquer et de finaliser le processus d'évaluation de l'impact**, d'analyse et de décision pour l'écart relevé sur les résultats d'intercomparaison, conformément aux exigences du § 7.10 de la norme ISO/IEC 17025.
## Suivi Des Compétences Et Des Habilitations
Le point 6.2.5 de la norme en référence [2] précise « *Le laboratoire doit disposer d'une (de) procédure(s) et* conserver les enregistrements relatifs à : […] e) l'autorisation du personnel, f) le suivi des compétences du personnel ».
En vérifiant par sondage le suivi des formations des agents, les inspecteurs ont notamment constaté, sur une fiche de qualification, des incohérences entre les dates de l'entretien et les dates de réalisation des actions nécessaires pour obtenir la qualification.
Une absence de mise à jour de la fiche de maintien en compétences d'un autre agent suite à la suspension de certaines de ses qualifications a également été relevée lors de l'inspection. Demande A2 : Je vous demande **de consolider le processus de suivi et de validation de l'habilitation** des agents amenés à réaliser des analyses ou des prélèvements au sein du laboratoire. Vous me ferez part des dispositions prises à cet égard.
## Réception Des Fournitures Externes Critiques
Le paragraphe 6.6.2 de la norme en référence [2] précise que *« Le laboratoire doit disposer d'une procédure* et conserver les enregistrements pour *[…] assurer que les produits et services fournis par des prestataires externes* sont conformes aux exigences établies par le laboratoire ». Les inspecteurs ont vérifié la réception qui avait été faite avant utilisation de différents types de fournitures critiques. Lors de ce contrôle par sondage, les points suivants ont été constatés :
- certaines fiches de contrôle n'ont pu être présentées lors de l'inspection, - le lot de flacon de collodion en cours d'utilisation au sein du laboratoire était indiqué dans le registre de suivi comme sorti du laboratoire,
- la fiche de suivi globale et les fiches individuelles de contrôle des lots de liquide scintillant ne comportaient pas de visa attestant du contrôle SN31, y compris pour le lot en cours d'utilisation.
Demande A3 : J**e vous demande de transmettre à l'ASN les dispositions prises pour consolider le** processus de réception des fournitures critiques.
## Affichage Des Résultats Sur Le Site Du Réseau National De Mesure - Rnm (Et Dans Le Registre)
Le paragraphe 7.8.1.2 de la norme en référence [2] précise que *« les résultats doivent être fournis de manière* exacte, claire, non ambiguë, objective […] ».
Les inspecteurs ont indiqué - lors de l'examen de traçabilité indice beta global sur l'eau - que les résultats sont souvent présentés de manière non conforme aux règles définissant l'affichage du nombre de chiffres significatifs. Par exemple, les données du site RNM au 04 novembre 2020 sur la valeur de l'indice beta global dans la Meuse, à mi-rejet, sont : 0,289 (+-0,108) Bq/l. Or, l'application des règles conduirait à afficher 0,29 (+-0,11) Bq/l. Demande A4 : Je vous demande **d'appliquer aux résultats transmis dans les registres et sur le site** du RNM les règles définissant le nombre de chiffres significatifs.
## Traitement Des Échantillons Non Conformes - Renseignement Du Site Du Rnm
Les inspecteurs ont vérifié par sondage le traitement donné aux échantillons non-conformes. Ils ont constaté que les actions mises en place étaient bien documentées dans le logiciel SIRENe ainsi que dans les registres ASN.
Pour plus de lisibilité, ces informations pourraient néanmoins être documentées dans les registres ASN
au niveau de la rubrique spécifique aux analyses concernées et non pas uniquement dans la rubrique « observations générales ». Les inspecteurs ont souhaité connaitre les modalités de report, le cas échéant de mentions ou de commentaires sur les résultats, sur le site du RNM. Il a été indiqué que cette possibilité n'était pas mise en œuvre en raison d'un défaut de fonctionnalité du site. Or, il s'avère que cette possibilité a été activée récemment sur le site [cf. résultats dosimétrie gamma ambiant ATMO GRAND-EST site de Mandres-en-Barrois (55)].
Demande A5 : je vous demande **d'utiliser les rubriques adaptées pour porter les informations**
spécifiques sur le registre des résultats et de reporter ces informations sur le site du RNM.
## B. Demandes De Compléments D'Information Conformité Des Équipements Après Intervention - Modification D'Applications Ou De Logiciels
Les paragraphes 6.4.4 et 6.4.12 de la norme en référence [2] précisent que *« le laboratoire doit vérifier que* l'équipement est conforme aux exigences spécifiées avant d'être mis o*u remis en service »* et que « le *laboratoire* doit assurer que des dispositions sont prises contre des réglages non prévus d'équi*pement invalidant les* résultats ». Vos équipes ont indiqué aux inspecteurs qu'une action de remplacement et de configuration de la tablette informatique utilisée dans le préleveur AS2 avait été effectuée en lien avec le constructeur pour résoudre des dysfonctionnements rencontrés sur l'appareil. Lors de l'inspection, aucun élément justifiant de l'absence d'impact de cette opération sur l'équipement n'a été apporté. Vous indiquez qu'une validation des performances de l'appareil après ce changement n'est pas nécessaire. Demande B1a : Je vous demande de justifier que ce changement de matériel n'affecte pas les performances de l'appareil et qu'une validation des performances de l'appareil après ce changement n'est pas nécessaire. Le point 7.11.6 de la norme en référence [2] précise que « les calculs et transfert *de données doivent être* vérifiés de façon appropriés et systématiques ». Lors de l'examen de traçabilité mené sur la détermination de la valeur de l'indice beta global sur les eaux, vous avez indiqué que les données sont saisies sur l'application SIRENe version 2.1 depuis le 1er mai 2021, et que la vérification des calculs et transferts de données a été menée au plan national. A la demande des inspecteurs, vous avez fait parvenir la recette pour validation de la feuille de calcul « mesure beta eau » le 19 juillet. Or, il semblerait à l'examen de ce document que le résultat de l'échantillon eau de mer : IEC-2018-
MER-1050 (indice de radioactivité beta global et incertitude associée) mentionné sur la copie d'écran SIRENe ne corresponde pas aux résultats du calcul manuel pour cet échantillon (lignes présentation du résultat).
Demande B1b : Je vous demande **de m'apporter toute précision sur la différence entre les valeurs**
propres à l'échantillon IEC-2018-MER-1050. Le cas échéant, vous me préciserez l'impact de **cette** différence.
## Contrôle Des Échantillons
Le point 7.4.1 de la norme en référence [2] précise que *« le laboratoire doit avoir une procédure, pour le* transport, la réception, la manutention, la protection, le stockage, la conservation et l'élimination […*], y compris* toute disposition nécessaire pour protéger l'intégrité de l'échantillon, ainsi que les intérêts du laboratoire et du client ».
Vous considérez que seuls les échantillons faiblement actifs liés aux activités de surveillance de l'environnement peuvent arriver au laboratoire. En conséquence, aucun contrôle radiologique des échantillons à réception n'est mis en place. Demande B2 : Je vous demande d'étudier la mise en place d'**un contrôle de contamination** radiologique des échantillons en entrée du **laboratoire ou de justifier l'absence de risque de**
contamination des équipements par les échantillons entrants.
## Sous-Traitance
Le point 6.6.4 du manuel qualité précise que « dans le cas d'une exigence de l'ASN, seul l'agrément « RNM » est requis pour les sous-traitants. Dans ce cas, le ou les sous-traitants seront choisis par le client ». Cette disposition est imprécise, car le rôle du laboratoire dans le choix, le contrôle, le suivi du prestataire pour répondre aux exigences des points 6.6.1 et 6.6.2 de la norme ISO/IEC 17025 n'y est pas explicite. Par ailleurs, il a été indiqué aux inspecteurs que les analyses sur les paramètres figurant dans l'agrément n'étaient pas sous-traitées, hors cas traités par la convention inter-sites (avec le CNPE de Cattenom). Demande B3 : Je vous demande **de me communiquer les dispositions prises, permettant de**
répondre aux exigences des paragraphes 6.6.1 et 6.6.2 de la norme ISO/IEC 17025, pour la sous-traitance des prestations réalisées sous agrément de l'ASN et de celles réalisées pour répondre à la décision n° 2009-DC-**0164 de l'ASN du 17 novembre 2009 (partie surveillance de l'environnement** autour du site).
## C. Observations C1 Conditions Ambiantes Du Laboratoire
Le paragraphe 6.3.3 de la norme en référence [2] précise que « le laboratoire doit surveiller, maîtriser et enregistrer les conditions ambiantes conformément aux spécifications, méthodes et procédures pertinentes, ou lorsqu'elles ont une influence sur la validité des résultats ». En complément, la norme 9698 indique qu' « il convient de surveiller la présence de tritium dans l'air ambiant du laboratoire […] ».
L'équipe d'inspection a bien noté la réalisation d'une étude ponctuelle en 2016-2017 pour démontrer l'absence de risque de contamination croisée dans les conditions d'exploitation du laboratoire. Au vu de la possible évolution des conditions ambiantes depuis la date de réalisation de cette étude, une mise à jour de cette dernière ou une surveillance régulière de la présence de tritium dans l'air ambiant est à considérer.
## C2 Versement Des Données Au Rnm
Les inspecteurs ont noté que des lacunes dans le versement des données dans le RNM avaient notamment été constatées en 2019 et 2020 respectivement par la direction Environnement (en tant que client) et par les services centraux d'EDF. Si une réponse a été apportée au courrier de l'ASN d'avril 2021, une attention particulière devra être apportée sur ce sujet à l'avenir.
## C3 Suivi Des Compétences Et Des Habilitations
En vérifiant par sondage le processus d'évaluation des compétences des agents, les inspecteurs ont notamment examiné la fiche qualification de prélèvement - analyse (FORM-BSE-01 025-24 ind7) de la personne nouvellement qualifiée pour les fonctions de « validation technique (responsable technique) »
Il s'avèrerait approprié de compléter la partie « connaissances à acquérir dans le cadre du compagnonnage » de la fiche de qualification de prélèvement - analyse par la connaissance du manuel qualité et les documents qui en découlent. » Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. 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 réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R596-5 du même code, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjointe au chef de la division de Châlons Signé par |
INSSN-OLS-2021-0812 | CODEP-OLS-2021-033507 **Orléans, le 12 juillet 2021**
| Monsieur le Directeur CIS bio international RD 306 BP 32 91191 Gif-sur Yvette Cedex |
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Objet **: Contrôle des installations nucléaires de base**
CIS bio international, établissement de Saclay - INB n° 29 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0812 du 29 juin 2021 « Transport des substances radioactives »
Réf. **: Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
ADR : accord européen relatif au transport international des marchandises dangereuses par route Arrêté TMD : arrêté du 29 mai 2009 relatif aux transports de marchandises dangereuses par voies terrestres, modifié Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 29 juin 2021 concernant l'INB n°29 de Cis bio international sur le thème du « transport des substances radioactives ». Je vous communique, 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection portait sur le respect de la réglementation et des dispositions du référentiel interne, applicables pour la réalisation des transports de substances radioactives (TSR) expédiées ou réceptionnées sur la voie publique. Une inspection sur ce thème avait eu lieu les 30 juin et 3 juillet 2020 dont il était ressorti que de nombreuses actions correctives étaient nécessaires. La présente inspection a permis essentiellement de contrôler la mise en œuvre des actions correctives définies à la suite de l'inspection précédente. Après un point sur l'actualité de l'installation et en particulier l'actualité des transports, les inspecteurs ont porté leurs contrôles sur les évolutions organisationnelles de l'installation pour gérer les nombreuses opérations de transport réalisées, les caractéristiques des flux de transport, l'état des emballages, les audits des transporteurs et les vérifications des transports organisés par l'installation. Ils ont également examiné la formation des personnels, les écarts et événements, les contrôles et essais périodiques des équipements de l'installation concourant à l'expédition ou la réception des colis, la radioprotection des opérations de transports et divers dossiers d'expédition. En complément de ces examens, les inspecteurs ont visité les principaux lieux de l'installation où se réalisent des opérations de transport. Les inspecteurs ont constaté des améliorations notamment dans la réalisation des contrôles et essais périodiques, l'analyse des bilans dosimétriques des personnels réalisant la préparation des expéditions, et l'assurance qualité relative aux contrôles des expéditions. La campagne d'expédition de sources anciennes qui est en cours contribue à une diminution sensible de l'inventaire radiologique présent dans l'installation. Il ressort néanmoins de l'inspection que les dispositions de contrôle radiologique des colis « overpack » doivent faire l'objet d'une démonstration de leur robustesse. Il ressort également qu'à la consultation de divers dossiers de transport de déchets, effluents et sources, l'identification des expéditions qui doivent être réalisées sous utilisation exclusive doit être renforcée et divers documents d'assurance de la qualité doivent être précisés. Le suivi des formations doit être plus précis. Le programme de protection radiologique et le plan qualité des transports doivent être complétés. Des signalisations des contenants de certaines sources ne sont pas satisfaisantes. Une source nécessaire pour le contrôle d'équipements s'avère périmée et ne doit en conséquence plus être utilisée.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Contrôles Radiologiques Des Colis De Générateurs De Technétium En « Overpack »
Pour certaines expéditions de générateurs de technétium, vous conditionnez plusieurs générateurs dans un « overpack » qui est de fait un suremballage. Vous aviez indiqué lors de l'inspection du 30 juin 2020 que vous n'effectuiez pas de contrôles radiologiques de ces « overpack ». Pour rappel, la réglementation fixe des limites de débit de dose et de contamination au niveau des parois d'un suremballage (paragraphes 4.1.9.4, 4.1.9.1.11, 7.5.11 CV33 de l'ADR1).
D'après les échanges avec les inspecteurs, il en ressortait que vous considériez que les conditions de mise en œuvre de ces « overpack » permettaient de justifier le respect des limites réglementaires sans avoir recours à des mesures. Néanmoins, aucune démonstration précise n'avait été présentée aux inspecteurs. A la suite de l'inspection, vous vous étiez engagé à établir une démonstration sur la base d'une série de mesures représentatives des divers chargements des « overpack ». Les inspecteurs ont constaté que cette action n'était pas réalisée. Demande A1 : je vous réitère ma demande de préciser les dispositions que vous appliquez pour vous assurer du respect des limites radiologiques réglementaires au contact des « overpack ». Vous apporterez la démonstration de la robustesse de ces dispositions pour garantir le respect de ces limites.
L'expédition de déchets FMA du 15 juin 2021 en colis IP2 avait un indice de transport de 14,4. Cet indice nécessite de réaliser le transport sous utilisation exclusive suivant les dispositions de l'ADR. Cela n'était pas indiqué sur la déclaration d'expédition. L'expédition du 16 juin 2020 d'effluents liquides en camion-citerne, classés en LSA II, avait un indice de transport de 15. Cet indice nécessite de réaliser le transport sous utilisation exclusive suivant les dispositions de l'ADR. Cela n'était pas indiqué sur la déclaration d'expédition. De plus, le transport de liquide LSA II en colis IP2, tel qu'indiqué, était également une condition de transport sous utilisation exclusive suivant les dispositions de l'ADR. Outre, l'information manquante sur les documents d'expédition, il convient également d'évaluer la conformité des panneaux orange mis en place sur les unités de transport au regard de l'impact des transports sous utilisation exclusive.
Par ailleurs, lors de la visite de l'aire de chargement dans les véhicules de transport des colis de produits radiopharmaceutiques, les inspecteurs vous ont interrogé sur le mode de détermination de l'indice de transport des chargements de colis dans un même véhicule. Il n'y a pas eu de réponses précises apportées. Il convient que l'éventualité de transports sous utilisation exclusive au regard des indices de transport soit examinée. Demande A2 : je vous demande de rendre robuste vos évaluations des conditions de transport sous utilisation exclusive et de m'indiquer les dispositions prises en ce sens. Vous vérifierez, pour les deux transports précités, la conformité des panneaux orange. Vous préciserez le mode de détermination des indices de transport des chargements de colis de produits radiopharmaceutiques et examinerez l'impact de ces indices sur les conditions de transport. Vous m'indiquerez les résultats de vos analyses.
## Formation Des Personnels Intervenant Dans Les Opérations Transport
Vous avez présenté deux tableaux relatifs à des suivis des personnels de l'installation intervenant à divers titres dans les opérations de transport que l'installation réalise. De l'examen de ces tableaux, il ressort que la liste des personnes à former n'est pas exhaustive, tant pour le personnel opérationnel que pour le personnel impliqué dans les contrôles ou vérifications des opérations. Egalement, le libellé des sessions dans un des tableaux et dans le rapport CST présente des ambiguïtés quant au type de formation réalisée en interne ; vous avez cependant indiqué qu'une formation unique est dispensée. Le cas des conducteurs de l'installation qui réaliseraient des transports n'a pu être indiqué quant à la situation actuelle. Il convient que les dispositions de formation objet en particulier du chapitre 1.3 de l'ADR pour le transport par route soient appliquées exhaustivement. Egalement, le paragraphe 1.8.3.3 définit qu'une des tâches du conseiller à la sécurité est d'examiner *le fait que les employés concernés de l'entreprise ont reçu une* formation appropriée, y compris à propos des modifications à la réglementation, et que cette formation est inscrite dans leur dossier. Demande A3 : je vous demande de rendre robuste le suivi des formations en objet. L'identification des personnels concernés, l'identification des formations qu'ils ont reçues, les échéances de validité de ces formations et l'identification des responsabilités en termes de suivi des formations doivent être des éléments a minima du suivi. Vous utilisez dans le hall d'expédition une source scellée de césium 137 pour les contrôles périodiques de plusieurs équipements. Lors de la visite du local du hall dans lequel est entreposée cette source en dehors de ses utilisations, les inspecteurs ont constaté que cette source avait été mise en service en 1998 et que son activité initiale était supérieure au seuil d'exemption. Il en résulte que cette source est périmée et devrait être gérée en déchet ou reprise par un fournisseur conformément à l'article R. 1333161 du code de la santé publique. Demande A4 : je vous demande de remédier à la situation constatée, c'est-à-dire de mettre fin à l'utilisation de la source.
## Contrôles Radiologiques Des Convoyeurs
En réponse à une demande de l'inspection du 29 juin 2020, vous aviez défini que les frottis journaliers des convoyeurs du hall d'expédition seraient contrôlés au MIP 10, avec un attendu en termes de valeur conforme avant contrôle ultérieur en salle de comptage. Vous avez indiqué que ces contrôles au MIP 10 sont effectués mais pas tracés. Il convient que vous mettiez en place un mode de preuve de ces contrôles. Demande A5 : je vous demande de mettre en place la traçabilité des contrôles des frottis des convoyeurs au MIP 10 en fin de journée. Vous m'indiquerez les dispositions mises en place.
## Sources D'Iode 125
Lors de la visite du local 35 E, les inspecteurs ont constaté que les boîtes entreposées dans l'armoire du local et qui contiennent de l'iode 125 ne présentaient pas individuellement de signalisation de la présence d'une source à l'intérieur.
Compte tenu notamment des cheminements prévus de ces boites dans l'installation, il convient qu'elles comportent une signalisation conforme aux dispositions de l'article R.4451-26 du code du travail. Demande A6 : je vous demande d'analyser les dispositions de signalisations à mettre en place sur les boîtes en objet qui contiennent des sources d'iode 125 et de mettre en application ces signalisations. Vous m'indiquerez les mesures prises.
Les inspecteurs ont examiné des éléments du dossier du transport d'effluents liquides expédiés le 16 juin 2021. Selon vos indications, lors de la préparation de l'expédition un dossier de mise à disposition attestant de la maintenance de la citerne a été examiné par vos soins. Cependant aucun document attestant de la maintenance de la citerne utilisée n'a été conservé et n'a donc pu être présenté. Cette insuffisance documentaire porte sur un document contribuant à attester de la réalisation de l'expédition dans le respect des exigences réglementaires. Demande A7 : je vous demande de remédier à l'insuffisance documentaire constatée en complétant à l'avenir le dossier archivé du transport par les éléments attestant de la maintenance de l'emballage.
## Programme De Protection Radiologique
Vous avez révisé le programme de protection radiologique des opérations de transport. Cependant, ce programme n'indique ni contraintes de doses, ni la nécessité du port de bagues dosimétriques pour certains opérateurs. Il convient de remédier à cette lacune du programme. Tel qu'élaboré, le programme intègre le bilan dosimétrique de l'année écoulée (année N-1). La révision du programme en 2021 permettra ainsi également d'y intégrer les données dosimétriques de 2020. Demande A8 : je vous demande de compléter et actualiser le programme de protection radiologique. Vous me transmettrez le programme révisé.
## Rapport Du Conseiller À La Sécurité Des Transports (Cst)
Les inspecteurs ont constaté que les deux événements intéressant le transport de 2020, enregistrés par ailleurs, ne figuraient pas dans le rapport CST. Demande A9 : je vous demande de rendre plus robuste votre processus de compilation d'éléments à figurer dans le rapport CST.
## B. **Demandes De Complements D'Information** Plan Qualité Transport
Vous avez indiqué que le plan qualité transport est en cours de révision à la suite en particulier des demandes de l'inspection du 30 juin 2020 et que cette révision sera effective mi-septembre 2021. Demande B1 : je vous demande de me transmettre le plan qualité transport révisé.
## Usage Des Aires De Dépotage Des Effluents
Les premiers contrôles périodiques d'intégrité des aires de dépotage que vous avez réalisés, ont révélés des défauts d'étanchéité. Des travaux sont prévus pour rétablir les étanchéités des aires. Dans l'attente de la remise en conformité de ces aires, les éventuelles opérations de dépotage qui seraient nécessaires ne pourraient être réalisées qu'en appliquant des dispositions compensatoires à ces défauts d'étanchéité. Demande B2 : je vous demande de me transmettre un point de la situation concernant la remise en conformité des aires de dépotage et de m'indiquer, pour les dépotages que vous auriez effectués dans l'attente de ces remises en conformité, les mesures compensatoires mises en œuvre.
## Activité Expédiée
La déclaration de l'expédition de sources du 24 juin 2021 relative à un emballage SV34 dans une coque MANON indique que l'activité transportée est de 188 TBq. L'ordre de service du transport établi le même jour indique une activité expédiée de 339,3 TBq. Vous avez indiqué que la valeur de l'activité réellement expédiée était bien la valeur figurant sur la déclaration d'expédition. Demande B3 : je vous demande de m'indiquer l'origine de l'incohérence entre ces deux documents.
Répertoire des documents à caractère réglementaire Vous aviez indiqué dans le rapport CST de 2020 que vous aviez établi un répertoire de tous les documents à caractère réglementaire relatif au transport et qu'il devait être mis à jour régulièrement.
Ce répertoire n'a pu être présenté.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer l'état du répertoire en objet.
Table des emballages utilisés dont CIS bio international n'est pas propriétaire Vous avez prévu d'établir en 2021 une table des emballages dont CIS bio international n'est pas propriétaire, similaire à la table établie pour les emballages dont vous êtes concepteur. Demande B5 : je vous demande de me transmettre la table lorsqu'elle sera établie.
En réponse à l'inspection du 30 juin 2020, vous aviez indiqué que vous deviez réviser la fiche de vérification (FM 1809) des contrôles décrits dans l'agrément des colis de transport de sources. Cette fiche est en cours de révision. Demande B6 : je vous demande de me transmettre la fiche de vérification révisée. Evacuation de sources nécessaires au fonctionnement de l'installation, périmées Vous avez initié des démarches en vue d'évacuer de l'installation des sources périmées.
Demande B7 : je vous demande de m'indiquer le point de situation de ces démarches et les perspectives en termes d'échéances, de transports et de destination de l'évacuation des sources.
## C. **Observations**
C1 : vous avez présenté dans divers documents des axes potentiels d'amélioration visant à réduire la dosimétrie des opérateurs dans le hall de préparation des expéditions des produits radiopharmaceutiques et des générateurs de technétium. Vos réflexions sont en cours sur l'intérêt effectif de mettre en œuvre les dispositions présentées. Il conviendra que vos réflexions soient abouties dans le cadre de l'instruction du réexamen de sûreté à venir. C2 : les inspecteurs ont constaté que pour l'expédition du 24 juin 2021, la fiche de contrôle au départ du bâtiment 539 n'était pas renseignée dans sa partie relative au chargement de l'emballage. Il convient d'être vigilant dans la complétude de l'application de la fiche de contrôle.
C3 : pour des contrôles spécifiques d'expéditions ou de réceptions réalisés par les CST, tel que le contrôle d'une expédition pour la Pologne en mars 2021, la traçabilité du contrôle est à consolider. C4 : le plan d'urgence transport nécessite quelques actualisations. Sa mise à jour est à programmer. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division d'Orléans Signé par : Arthur NEVEU |
INSSN-MRS-2021-0927 | Référence courrier : **CODEP-MRS-2021-033406**
Marseille, le 9 juillet 2021 Monsieur le directeur exécutif Société SYNERGY HEALTH MARSEILLE MIN 712 - ARNAVAUX
13323 MARSEILLE CEDEX 14 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Thème : **Inspection inopinée** Code : Inspection no **INSSN-MRS-2021-0927 du 05/07/2021 à GAMMASTER (INB 147)**
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Décision de mise en demeure CODEP-MRS-2021-020797 de l'ASN du 05/05/2021
[3] Courrier ASN CODEP-MRS-2021-011334 du 2 mars 2021
[4] Décision ASN CODEP-MRS-2021-001653 du 14 janvier 2021
[5] Evénement significatif ESINB-MRS-2021-0629 déclaré le 07/07/2021
[6] Compléments à la demande d'autorisation de modification notable AUT26-MRS-202000163 0035ASN du 23/12/2020
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L.
596-13 du code de l'environnement, une inspection inopinée de l'INB GAMMASTER a eu lieu le lundi 5 juillet 2021 sur le thème « respect des engagements, prescriptions techniques et autorisations ».
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée de l'INB 147 du 05/07/2021 portait sur le thème «respect des engagements, prescriptions techniques et autorisations ». L'objectif principal était de vérifier le respect des dispositions de la décision [2] vous mettant en demeure de respecter, avant le 2 juillet 2021, les dispositions de l'article 13 du règlement (CE) no **1005/2009 du 16 septembre 2009.**
Les inspecteurs ont effectué une visite de l'installation et notamment la casemate, la salle de contrôle, la salle des automates, le local de traitement de l'eau et la salle au-dessus de la casemate dans laquelle se trouve la nouvelle pomperie. Des déchets étaient entreposés dans la salle de traitement de l'eau, en dehors de l'armoire dédiée, hors zone à production possible de déchets nucléaires (ZPPDN), une source de Cs 137 de catégorie D périmée et inutilisée était entreposée dans un emballage sans protection. Un test de démarrage de la pompe diesel de secours a été réalisé, la pompe a démarré après plusieurs essais.
Les inspecteurs ont également vérifié le rapport d'essais provisoire remis par le prestataire ayant installé le dispositif. Les inspecteurs ont constaté que les travaux, autorisés par la décision [4], de remplacement du système d'extinction incendie de la casemate au halon par un système à eau brumisée ont été réalisés. Le dispositif d'extinction au halon a été déconnecté et le nouveau système de protection incendie est connecté et en service. Le personnel a été formé au nouveau dispositif et les tests de qualification ont été réalisés. L'exploitant a ainsi répondu aux obligations de la décision [2] La visite terrain, réalisée de manière inopinée, a permis de mettre en avant des écarts de gestion des déchets et des sources.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants en matière de respect des engagements. Le bilan est mitigé concernant la gestion des déchets et des sources.
Des compléments d'information sont également attendus.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Sources
Les inspecteurs ont constaté que la source inutilisée de 137 Cs ayant pour no **de visa 075222 (03/12/2003)**
située sous l'escalier d'accès au local au-dessus de la casemate n'avait pas bougé et ce, malgré la demande du courrier [3] de l'ASN concernant son devenir. Il s'avère, en effet, que cette source est périmée et non protégée des détériorations.
A1. Je vous demande, conformément à l'article R.1333-161 du code de la santé publique, de faire reprendre cette source, quel que soit son état, par un fournisseur qui y est habilité par l'autorisation prévue à l'article L. 1333-8. Vous me rendrez compte de la mise en œuvre de cette disposition. Je vous demande également de vous positionner sous 1 mois sur l'importance de cet écart vis-à-vis de la protection des intérêts en application de l'article 2.6.2 de l'arrêté [1] et des dispositions de protection des sources.
## B. Compléments D'Information Radioprotection - Dosimétrie Passive
Les dosimètres passifs nominatifs mensuels mis à disposition des travailleurs de votre installation sont ceux du mois de juin. Vous avez indiqué le jour de l'inspection ne pas avoir reçu ceux du mois de juillet.
B1. Je vous demande de me tenir informé de la bonne réception des dosimètres passifs du mois de juillet et de vous rapprocher de votre fournisseur afin d'éviter les retards d'approvisionnement de ces dispositifs de radioprotection de votre personnel.
La nouvelle centrale de commande incendie indique que le détecteur de fumée le plus en aval de l'émissaire (« ILS ») est en dérangement. Cette détection intervient dans le déclenchement automatique du système d'extinction incendie lorsqu'elle est accompagnée d'une détection de température élevée.
L'installation dispose de deux autres détecteurs de fumée plus en amont. Vous indiquez que ce dérangement est lié au vent qui perturbe les flux d'air dans l'émissaire et que cela n'a pas d'impact sur le fonctionnement de la détection de fumée. Le fonctionnement de l'installation avec un capteur en dérangement est un écart qu'il convient de traiter car il peut masquer d'autres évènements.
B2. Je vous demande d'investiguer plus avant sur la cause de ce dérangement et de justifier que celui-ci ne diminue pas la probabilité de détection des fumées en cas d'incendie dans la casemate. Vous me transmettrez la fiche d'écart une fois soldée.
Un test de démarrage de la pompe diesel a été réalisé depuis le panneau de commande en circuit fermé.
La pompe diesel a démarré au bout du 3ème **essai. Vous avez indiqué ne pas avoir appuyé suffisamment**
longtemps sur le bouton de commande, ce test étant le premier réalisé sans présence du prestataire.
B3. Je vous demande de me transmettre le résultat des trois prochains tests de démarrage de la pompe diesel depuis le panneau de commande. Il conviendra dorénavant de considérer le test comme concluant si et seulement si la pompe démarre au premier essai. Une exigence concernant le temps de pression sur le bouton de démarrage peut également être précisée dans la procédure de démarrage.
## Modifications
Vous avez indiqué que certains contrôles et essais périodiques (CEP) prévus dans les règles générales d'exploitation transmises par courrier [6] dans le cadre du dossier de modification du système d'extinction incendie, ont été modifiés. B4. Je vous demande **de fournir les versions définitives des chapitres de votre référentiel impactés**
par le projet de modification du système incendie autorisé par décision [4] et de les accompagner d'une liste exhaustive des différences avec les versions fournies à l'ASN dans votre dossier de demande de modification autorisé par la décision [4]. Un positionnement de votre part est requis sur le caractère notable ou non de ces modifications.
## Substances Appauvrissant La Couche D'Ozone
Les inspecteurs ont constaté que les bouteilles de halon intégrées à l'ancien dispositif d'extinction incendie ont été déconnectées. Ces trois bouteilles, objet de la décision de mise en demeure [2] sont stockées dans l'entrepôt dans l'attente de leur évacuation.
B5. Je vous demande de me transmettre la preuve de l'évacuation des bouteilles de halon hors de votre installation sous 1 mois.
## Mesure D'Absence De Contamination Des Déchets
Les inspecteurs ont constaté la présence de sacs déchets nucléaires (composés de résines et de filtres issus de la déminéralisation de l'eau de la piscine) en dehors des zones déclarées comme Zones à Production Possible de Déchets Nucléaires (ZPPDN). Ce point a fait l'objet d'une déclaration d'événement significatif [5] de votre part. Les sacs de déchets sont étiquetés et vos règles générales d'exploitation prévoient que des campagnes de mesure d'absence de contamination, par un organisme agréé, sont effectuées périodiquement (au minimum 1 fois par an) et que vous procédez à un pré contrôle à chaque entreposage. Les résultats des contrôles des sacs demandés par les inspecteurs n'ont pas pu être communiqués le jour de l'inspection. B6. Je vous demande de me transmettre les résultats des contrôles des sacs suivants : R35 - 6 kg, R19 - 12 kg, R33 (sac ouvert, en cours de séchage) et F20. Sur cette base, vous conclurez quant au risque de contamination du personnel amené à entrer dans le local, particulièrement lorsqu'un ou plusieurs sacs sont ouverts.
## C. Observations Protection Incendie
L'ancienne centrale de commande a été déposée. Les câbles électriques (déconnectés du réseau) qui l'alimentaient sont encore présents. C1. Dès lors que ces câbles sont inutiles au fonctionnement du nouveau dispositif incendie, il conviendra de les déposer totalement.
Les inspecteurs ont constaté des incohérences dans la numérotation des vannes mentionnées comme étant à ouvrir ou à fermer sur l'écran du poste de commande lors du déroulement du test de démarrage de la pompe diesel guidé par le panneau de commande (inversion VM 07 et VM08).
C2. Il conviendra de **vérifier s'il s'agit d'une erreur sur le poste de commande ou sur les étiquettes**
des vannes et de corriger l'incohérence.
Les inspecteurs ont constaté des incohérences dans le rapport de mise en service et protocole d'essais n°21 3016 DESAUTEL des essais réalisés le 30/06/2021. A titre d'exemple, les tests de la vanne VM03 et du clapet CP03 ne sont pas retranscrits alors que ces éléments figurent dans le schéma de principe.
Le rapport n'était pas encore validé par vos soins le jour de l'inspection.
## C3. Il Conviendra De **Me Faire Parvenir Le Rapport Définitif Corrigé Et Signé.**
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
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INSSN-OLS-2021-0657 | CODEP-OLS-2021-032302 Orléans, le 5 juillet 2021 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de BELLEVILLE-SURLOIRE
BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville - INB n° 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0657 du 29 juin 2021 « Application de l'arrêté du 10 novembre 1999 »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal et des circuits secondaires principaux des réacteurs nucléaires à eau sous pression]
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 29 juin 2021 au CNPE de Belleville-sur-Loire sur le thème « Application de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du circuit primaire principal (CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) des réacteurs nucléaires à eau sous pression ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème application de l'arrêté ministériel du 10 novembre 1999. Les inspecteurs ont effectué un contrôle de l'organisation du site concernant l'application de l'arrêté en référence [2] et notamment pour établir les « dossiers bilans 110C » dans le cadre de l'article 16 de l'arrêté susmentionné. Les inspecteurs ont également vérifié par échantillonnage le respect et l'application des programmes de maintenance préventifs (PBMP) appelé par l'article 14 de l'arrêté en référence [2]. Enfin, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment du réacteur (BR) n°2 pour vérifier la conformité du positionnement des lignes d'impulsion et d'asservissement au niveau des supports des armoires SEBIM pilotant les accessoires de sécurité du CPP, l'état des supports des armoires et la mise en œuvre des modifications et interventions sur les armoires et têtes de détection SEBIM. Au vu de cet examen, il ressort que les dispositions de l'arrêté [2] sont connues par les intervenants et que l'organisation mise en place sur le CNPE pour répondre aux exigences réglementaires relatives à la remise en service des équipements apparaît globalement satisfaisante. Néanmoins, des améliorations sont attendues concernant la prise en compte d'anomalies et sur les contrôles techniques et actions de surveillances réalisés, notamment lors des mesures effectuées sur les dispositifs auto-bloquants des tuyauteries (DAB) avant de porter connaissance à l'ASN le bilan appelé par l'article 16 de l'arrêté [2]. De plus la description du processus d'établissement de ces bilans et les vérifications et responsabilités associés à ce processus gagneraient à être formalisées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Dab De Supportage Des Lignes Du Circuit Primaire
L'article 2.6.3 de l'arrêté [3] prévoit que « *l'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement* des écarts, qui consiste notamment à : ― déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; ― définir les actions curatives, préventives et correctives *appropriées ;* ― mettre en œuvre les actions ainsi définies ; ― évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre ». Afin de limiter le débattement (et la rupture) de divers composants du circuit primaire des réacteurs en cas de séisme, des DAB sont mis en place. Ils permettent en cas de choc ou de secousse sismique de bloquer les matériels sur lesquels ils sont placés tout en permettant de légers déplacements lents liés aux variations de température des circuits entre leur fonctionnement à chaud et leur situation à froid. Au titre du programme préventif de maintenance (PBMP) des CPP et CSP de chaque réacteur (référencé PBMP 1300 AM 400-05 indice 2), les DAB de composants primaires (générateur de vapeur ou GV, et groupe motopompe primaire ou GMPP, notamment) doivent faire l'objet d'un contrôle tous les deux arrêts, recherche de désordre, absence de fuite...) et de mesures de cotes à chaud et à froid pour confirmer le libre débattement du piston qu'ils comportent. Le PBMP demande d'effectuer un contrôle en mesurant la longueur de tige extraite ou celle de l'entraxe sur les DAB non réglables. Le but est de vérifier que les DAB ne sont pas en butée en s'assurant que le piston se trouve à une distance minimum de 10 mm de la butée lors de la mesure effectuée à froids et à 15 mm lors de la mesure effectuée à chaud. Afin de s'assurer de la mise en œuvre de ces contrôles, les inspecteurs ont effectué une vérification par sondage de l'application du PBMP à travers les rapports d'expertises établis lors des contrôles réalisés en 2020 sur le réacteur n°1 lors de l'arrêt pour visite décennale. Dans le rapport d'expertise référencé D200011004697 établi le 7 juin 2020, il apparaît en page 12/101 une valeur de 7 mm pour la mesure effectuée à chaud sur le repère 3 de la ligne 1RCP013TY sans aucune indication complémentaire, alors que la valeur minimum attendue et prescrite par le PBMP est de 15 mm. Les représentants de l'exploitant ont précisé aux inspecteurs que l'intervenant aurait dû faire remonter une fiche de constat, ce qui n'a pas été réalisé dans le cas présent. Demande A1 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires **afin de vous assurer que** le DAB positionné sur la ligne 1RCP013TY au niveau du repère 3 n'est pas en butée et ne remet pas en cause la disponibilité de cette **ligne.**
Je vous demande, au vu de ce constat, de procéder aux relectures exhaustives des contrôles de DAB effectués sur les réacteurs n°1 et n°2 lors des arrêts depuis 2018 afin de garantir que l'écart détecté par les inspecteurs de l'ASN est un cas isolé. Vous me transmettrez les résultats de votre analyse et les mesures correctives mises en **œuvre**.
L'article 2.2.2 de l'arrêté [3] prévoit que : « L*'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui* permettant de *s'assurer :* ― qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; ― que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences *définies ;* ― qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. Suite à la valeur de 7 mm présente pour la mesure effectuée à chaud sur le repère 3 de la ligne 1RCP013TY dans le rapport d'expertise référencé D200011004697 sans aucune indication complémentaire, alors que la valeur minimum attendue et prescrite par le PBMP est de 15 mm, les inspecteurs ont effectué un contrôle du dossier de suivi d'intervention (DSI) référencé D200011004760 validé le 14 août 2020. Celui-ci- fait apparaître un contrôle 1N de la gamme et du dit rapport d'expertise. Ce deuxième niveau de contrôle n'a pas été en capacité de détecter l'incohérence entre la valeur relevée à chaud au niveau du repère 3 sur la ligne 1RCP013TY avec la valeur minimum attendue, alors que l'objectif principal d'un deuxième contrôle est de détecter des anomalies non relevées lors du premier contrôle ». Demande A2 : je vous demande d'exercer sur les intervenants extérieurs une surveillance permettant de s'assurer que les opérations qu'ils **réalisent respectent les attendus.** Vous me transmettrez votre analyse suite à ce constat et les mesures correctives engagées afin qu'à l'avenir, les anomalies non détectées par les intervenants soient piégées par le deuxième contrôle.
L'article 16 de l'arrêté [2] précise : « *Les synthèses d'interventions notables prévues à l'article 10-I, les informations* sur les défauts prévues à l'article 13, le bilan du traitement des écarts mis en évidence lors des contrôles prévus aux articles 9 ou 14, les résultats des requalifications prévues à l'article 15, et les conclusions de l'exploitant quant à l'aptitude des appareils à être mis ou remis en service, sont portés à la connaissance de l'Autorité de sûreté nucléaire en préalable à la mise ou remise en service des appareils ». Par courrier référencé D5370 FVR SSQ 2020-290QS, le CNPE de Belleville-sur-Loire a transmis à l'ASN le dossier des synthèses de la visite décennale du réacteur n°1 de Belleville –sur-Loire référencé D5370BIL20038344 indice 1. Ce dossier fait apparaître au point 2.1.10 les résultats ou commentaires suite aux opérations de maintenance réalisées en application du PBMP PB1300AM400-05 indice 2 - DAB tuyauteries CPP/CSP. Concernant les contrôle réalisés à chaud et à froid sur les DAB RCP 2AR, suivant l'ordre de travail (OT) 02039552 sur les lignes 1RCP013, 028, 035, 042 et 049TY, il est indiqué « réalisé conforme ». Or au vu de la valeur de la mesure effectuée à chaud indiquée pour le repère 3 de la ligne 1RCP013TY, la mesure a été réalisée, mais celle-ci est non conforme aux prescriptions du PBMP. Demande A3 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires afin de vous assurer de la véracité des informations reportées **dans les bilans 110° avant transmission à l'ASN.** Vous me transmettrez votre analyse et les actions préventives ou correctives engagées. Je vous rappelle que dans le cadre de l'article 16 de l'arrêté en référence [2] l'exploitant s'engage sur la base du bilan transmis sur l'aptitude des appareils à être **remis en service.**
L'Article 2.4.1 de l'arrêté [3] relate : « I - *L''exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré* qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593*-1 du code de* l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions d*e l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1*. II. ― Le système de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressources de tout ordre pour répondre *aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des* activités mentionnées à l'article 1er ».
Suite aux constats relevés par les inspecteurs sur les mesures réalisées à chaud sur les DAB de la ligne 1RCP013TY, ceux-ci ont souhaité poursuivre leurs investigations en s'assurant que l'intervenant désigné dans le DSI pour avoir réalisé cette activité de mesure de la longueur de tige extraite ou celle de l'entraxe sur les DAB non réglables était bien présent sur le site le jour de l'intervention, le 7 juin 2020, mais surtout vérifier sa présence dans la zone contrôlée du réacteur n°1. A ce titre, les inspecteurs ont demandé à vos représentants de consulter le registre des entrées dans le bâtiment réacteur (BR) n°1 à cette date. Vos représentants ont informé les inspecteurs que l'intervenant était entré en zone contrôlée du BR n°1 les 5 et 6 juin 2020, mais pas le 7 juin 2020. Demande A4 : je **vous demande d'analyser les causes de cet écart. Vous me préciserez si** d'autres cas d'irrégularité ont été détectés, notamment concernant l'entreprise en charge du contrôle des DAB. Vous me transmettrez les éléments collectés et les mesures préventives engagées. Demande A5 **: je vous demande de mettre en place des dispositions pour vous assurer de la** bonne réalisation des interventions et notamment au travers des actions de surveillances adaptées. Vous me rendrez compte des mesures prises en ce sens.
## B. Demandes De Compléments D'Information Application D'Une Disposition Transitoire (Dt) Edf
Lors de l'inspection, les représentants de l'exploitant ont présenté aux inspecteurs leurs pratiques habituelles pour établir le bilan 110°C afin de répondre à la demande de l'article 16 de l'arrêté [2]. Jusqu'à présent, le rédacteur du bilan disposait d'une note synthétique qui reprenait les points de l'arrêté [2] à faire figurer dans le bilan. Afin d'illustrer la pratique actuelle pour l'établissement d'un bilan 110°C, l'ensemblière a présenté aux inspecteurs le projet de bilan 110° du réacteur n°2 actuellement en arrêt pour simple rechargement qu'elle a rédigé en s'appuyant sur le bilan 110°C établi lors de la visite décennale du réacteur n°1 en 2020, mais sans intégrer le nouveau mode opératoire national. Dans ce projet, il est mentionné un ordre de travail (OT) faisant état d'un contrôle télévisuel coté secondaire d'un générateur de vapeur
(GV) pour répondre à la DT367 indice 1. Or la DT 367 demande le contrôle des bouchons en inconel 600 depuis la boite à eaux et donc un contrôle du côté primaire de GV. Demande B1 : je vous demande **de me transmettre les éléments concernant les contrôles** télévisuels prévus dans le cadre de la DT 367 indice 1. **Vous préciserez si ces contrôles ont été** effectués côté primaire ou secondaire et analyserez les conséquences **d'éventuels écarts**.
## C. Observations Armoires Sebim
C1 : Lors de l'inspection dans le BR du réacteur n°2, les inspecteurs ont vérifié le positionnement des lignes d'asservissement au niveau des supports des armoires SEBIM, l'état des supports des armoires et la mise en œuvre des modifications et interventions sur les armoires et les têtes de détection SEBIM au niveau des armoires 2RCP071, 072, 073, 074, 075 et 076AR. Aucune anomalie n'a été détectée par les inspecteurs.
##
C2 : le PBMP PB1300AM400-05 indice 2 impose un contrôle sur banc qui porte sur chaque échantillon de chaque groupe d'appareils tous les 3 ou 4 arrêts. Lors de leurs contrôles par sondage et notamment à travers le procès-verbal de contrôle du DAB repéré 22/10 de la ligne 1RIS201TY, il s'est avéré que le site de Belleville effectue une programmation de contrôle tous les 12AR sur cette tuyauterie. Afin d'apporter le mode de preuve du respect de la périodicité prescrite par le PBMP, vos représentants ont présenté aux inspecteurs le mode opératoire de contrôle qui prévoit une vérification tous les 2AR de 2 DAB, ce qui correspond à l'attendu du PBMP.
C3. : Pour établir le bilan 110°C, vos représentants ont expliqué aux inspecteurs les pratiques actuelles. Ils ont précisé qu'ils s'appuient sur les comptes rendus des chargés d'affaires pour indiquer une activité « réalisée et conforme » dans le bilan 110°C et que les OT étaient vus par les référents des métiers. L'autorisation de remise en service d'un équipement est effectuée après l'aval du métier, des ingénieurs sûreté et de la direction. Par contre, aucune note qualité interne au site, ne permet de définir les rôles et les responsabilités de chacun. Je vous rappelle que l'article 16 précise que le bilan contient les conclusions de l'exploitant quant à l'aptitude à la remise en service, une note qualité gagnerait à identifier les personnels du CNPE pouvant endosser cette responsabilité d'exploitant.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-OLS-2021-0688 | CODEP-OLS-2021-032082 Orléans, le 5 juillet 2021 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 et 132 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0688 du 15 juin 2021 « Systèmes de sauvegarde »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 15 juin 2021 au CNPE de Chinon concernant certains systèmes de sauvegarde et des systèmes électriques importants. Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par l'inspecteur.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet visait à vérifier les dispositions organisationnelles et de maintenance mises en œuvre concernant divers équipements identifiés « de sauvegarde » ou relevant des « systèmes électriques » selon l'organisation du CNPE. Dans ce contexte, l'inspection a consisté en une présentation par l'exploitant de son organisation pour réaliser les bilans de fonctions associés aux matériels faisant l'objet du contrôle de l'ASN :
- circuit d'injection de sécurité (RIS), - circuit d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), - les groupes électrogènes de secours à moteur diesel (LHP et LHQ notamment), - la source d'alimentation électrique ultime (LLS).
Les contrôles effectués par sondage sur ces matériels ont concerné les bilans de fonctions associés, la maintenance des matériels, l'analyse des écarts affectant certains équipements, la connaissance du retour d'expérience (REX). Une visite de terrain est venue compléter l'inspection avec un contrôle du groupe électrogène de secours à moteur diesel LHQ du réacteur 1 et par les locaux ASG de ce même réacteur. Si ces contrôles de terrain n'ont pas révélé d'écart significatif dans l'entretien et l'état des matériels, l'analyse documentaire a révélé de nombreuses anomalies, approximations ou manque d'enregistrement qui imposent donc au site de réinterroger son organisation interne concernant les travaux effectués par ses prestataires. Parallèlement, les inspecteurs ont regretté l'absence de disponibilité de certaines informations ou de plans permettant un contrôle de terrain adapté. Plusieurs compléments et précisions doivent en conséquence être fournis à l'ASN par l'exploitant et des contrôles de terrains pourront être reconduits lorsque les plans de montage de certains supportages auront été transmis à l'ASN.
## A. Demandes D'Actions Correctives Fin De L'Analyse De Second Niveau Des Contrôles
L'arrêté [2] impose, en son article 2.4.1, que : I. ― *L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences* relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute *décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences* des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. II. ― Le système de management intégré (ndr : SMI) *précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et* de ressources de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1*er.* 1.
III. ― Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant :
― d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et l*eurs exigences définies ;* ― de s'assurer du respect des exigences définies et des dispositions des articles 2.5.3 et 2.5.4 ; ― d'identifier et de traiter les écarts et événements significatifs ; ― de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience ;
― *de définir des indicateurs d'efficacité et de performance appropriés au regard des objectifs qu'il vise*. Pour sa part, l'article 2.5.4 de ce même arrêté demande que : I. ― L'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité.
Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement à une personne ayant autorité sur ces agents.
II. ― Lorsque les activités importantes pour la protection ou leur contrôle technique sont réalisées par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des intervenants extérieurs concernés (…). Pour répondre à ces dispositions, vous avez mis en place un contrôle par sondage des travaux réalisés par vos prestataires lors de la remise de leur rapport de fin d'intervention (RFI). Ce contrôle reposait historiquement sur un contrôle de 1er niveau (dit « A1N ») suivi à froid, parfois avec une échéance lointaine par rapport à l'activité réalisée, d'un contrôle de second niveau (dite « A2N). La note de votre système de management intégré référencée D.5170/NR.484 et relative à ces contrôles est aujourd'hui annulée car l'analyse 2ème niveau n'est plus une exigence à EDF. Pour certaines activités
(des essais périodiques du service « Conduite » notamment), ce contrôle de second niveau a été remplacé par un second contrôle de 1er niveau mais pour lequel les exigences de compétence des intervenants qui en ont la charge peuvent être allégées. La fiche de votre SMI relative aux fondamentaux métiers n°16 (référencée FDX16) identifie la suppression de l'analyse 2N. Cette modification repose sur le courrier EDF D4008.10.11.15.0475 du 10 décembre 2015 qui précise notamment que *la suppression du contrôle de second niveau est une opportunité* pour redonner du sens aux gestes réalisés en fin d'intervention, rappeler les fondamentaux métiers, clarifier les responsabilités entre contrôle et analyse avant clôture de l'activité. Les inspecteurs se sont donc attachés à vérifier la qualité des analyses 1N réalisées sur divers rapports de fin d'intervention (RFI) produits dans le cadre de la maintenance de matériels importants pour la protection des intérêts et relatifs notamment aux « systèmes de sauvegarde » (2EAS001PO, 2ASG001PO, 4ASG003PO, 3ASG002MO) et aux « systèmes électriques » (2LLS001TC). De cette analyse, dont les résultats vous ont été présentés en inspection, il apparait que le contrôle demandé par la fiche FDX16 et qui demande que l'agent en charge de l'analyse 1N s'assure que les documents (…) sont correctement renseignés n'a pas été mené avec la rigueur attendu. En effet, l'ASN a relevé de nombreux écarts concernant :
- les signataires des activités et des contrôles techniques qui ne respectent pas les organigrammes fournis,
- des activités et le contrôle technique afférant signés par le même intervenant, - des écarts nécessitant une information d'EDF sans qu'on retrouve la trace de cette information dans le RFI,
- des erreurs de calcul, - un contrôle techniques signé, a priori, alors que les remontages effectués ne pouvaient permettre sa bonne réalisation,
- des anomalies dans des charges d'huiles sans identification des causes potentielles desdites anomalies,
- des ratures introduisant un doute dans la réalité des informations chiffrées présentées,…
Ces anomalies ont été détectées par la simple lecture des dossiers que vous avez transmis à l'ASN,
elles auraient donc dû être identifiées par vos contrôleurs de 1er niveau.
Les inspecteurs ont également souhaité savoir comment la note D4008.10.11.15.0475 de clarification et simplification du processus de clôture des activités de maintenance avait été présentée aux métiers et quelles étaient les actions de sensibilisation mises en œuvre pour *redonner du sens aux gestes réalisés en* fin d'intervention, rappeler les fondamentaux métiers, clarifier les responsabilités entre contrôle et analyse avant clôture de l'a*ctivité.* Aucune précision n'a pu être donnée sur le sujet en inspection. Demande A1 : je vous demande de renforcer et de compléter au besoin votre organisation actuelle pour **vous assurer** :
- de la compréhension et de l'adhésion des agents en charge des contrôles de 1er **niveau**
à l'importance de leurs vérifications qui s'inscrivent dans un contexte réglementaire mais qui, surtout, **permettent de s'assurer de la disponibilité et du maintien de la** qualification des matériels,
- de l'absence de dérive de la qual**ité des contrôles 1N dans le temps (par une vérification**
par sondage par exemple des RFI validés).
Vous m'informerez des actions engagées en ce sens. Demande A2 : j**e vous demande d'analyser l'impact potentiel sur le matériel (et sa**
disponibilité) pour ce qui concerne :
- **l'absence d'information apparente d'EDF en cas d'écart si une course est non**
conforme sur 2LLS001TC,
- la charge d'huile remplacée sur la pompe **4ASG003PO sans recherche des causes et**
conséquences potentielles de la présence de particules détectées.
Vous me transmettrez vos conclusions sur le sujet.
## Bilan De Fonction
Comme rappelé précédemment, l'article 2.4.1 de l'arrêté [2] précise l'importance du recueil et de l'exploitation du retour d'expérience. Lors de l'analyse des bilans de fonctions « système de sauvegarde » et « systèmes électriques », les inspecteurs ont constaté que les bilans s'appuyaient notamment sur une extraction des écarts relevés sur les matériels pendant l'année examinée (2020 en l'occurrence), et qu'ils dressaient le bilan de ceux qui étaient corrigés, soldés (définition des actions préventives et correctives réalisées mais pas encore obligatoirement totalement mises en œuvre) ou encore en cours. Ces bilans ne font cependant pas état des écarts antérieurs non soldés qui peuvent impacter, par cumul, la disponibilité des matériels. Un rapide contrôle par sondage a permis aux inspecteurs d'identifier qu'il subsistait des écarts des années antérieurs (2017, 2018 et 2019) non pris en compte dans le bilan système de l'année 2020. Enfin, certains constats concernant les systèmes de sauvegarde ou les systèmes électriques n'ont pas été identifiés comme « écarts » au titre de l'arrêté [2] alors que pour certains, ils concernent des écarts de conformité. L'absence de classement adéquat de ces écarts obérera votre capacité d'analyse de l'efficacité des mesures préventives et correctives qui seront prises sur ces sujets. Demande A3 **: je vous demande de tenir compte de l'ensemble des écarts affectant un matériel** lorsque vous faîtes les bilans de fonctions associés et de ne pas vous limiter aux écarts de l'année étudiée, et ceci **afin d'avoir une vision précise et exhaustive de l'état et de la** disponibilité dudit matériel. Au besoin, les outils permettant d'automatiser la con**struction des indicateurs utiles à** l'établissement des bilans de fonction devront être adaptés (avec l'appui de vos services centraux si nécessaire). Je vous demande enfin de vous assurer, par un contrôle exhaustif des constats affectant les systèmes EAS, **RIS, LLS, ASG et LHx, que tout constat relatif à un écart de conformité est** correctement identifié comme écart « O **» dans votre système d'enregistrement.** Vous me rendrez compte des actions engagées pour répondre à ces demandes. Dans les dossiers (RFI) analysés, les inspecteurs se sont attachés à identifier les activités importantes pour la protection (AIP) ou encore les exigences définies retenues pour les matériels EIP (éléments importants pour la protection) concernés. Seuls les analyses de risques consultées identifient qu'en cas de possibilité d'impact sur une fonction de sûreté *il y aura intégration dans les procédures des critères attendus* (couples de serrage, utilisation de pièces de rechanges fournies par l'exploitant…). Parallèlement, les dossiers de suivi d'intervention (DSI) peuvent renseigner les intervenants sur les activités identifiées comme AIP. Vous avez précisé que l'information des prestataires en cas 1 (utilisant leur propre documentation) concernant les EIP et AIP se faisait via le cahier des clauses techniques particulières (CCTP) associé à l'activité sous-traitée. Cette solution peut-être acceptable si les intervenants identifient bien l'importance et la rigueur à apporter à leurs gestes techniques lorsqu'il s'agit d'AIP :
- l'absence de renseignement dans un RFI de l'identification de la clé dynamométrique utilisée pour appliquer un couple de serrage requis sur un matériel qualifié révèle un manque de rigueur qui interpelle quant à la compréhension de l'importance d'une AIP,
- l'absence d'identification d'AIP dans le DSI du chantier réalisé sur la pompe 2ASG001PO et référencé N° 100308697/2ASG001PO introduit un doute quant à la suffisance des CCTP pour identifier l'importance des couples de serrage à appliquer sur un matériel qualifié.
A noter que ces écarts n'ont pas été vus par vos soins lors de l'analyse 1N. Demande A4 : je vous demande de vous assurer que les prestataires intervenant sur les matériels de sauvegarde ou les systèmes électriques importants (et les EIP plus largement) disposent de l'ensemble des éléments leur permettant d'apprécier les enjeux associés à leurs activités et que ces activités (comme les moyens de les réaliser) soient enregistrées avec rigueur. Vous me préciserez les actions engagées en ce sens.
## Etat Des Matériels
Les contrôles du diesel LHQ du réacteur n°1 effectués par les inspecteurs n'ont pas mis en évidence de fuites d'huile, d'eau et d'air (contrôle au mille bulles effectués par les inspecteurs sur les parties des matériels accessibles) et ont permis de constater un bon état apparent du moteur.
Cependant, concernant les colliers de maintien de différentes tuyauteries associées à ce diesel, ils ont constaté :
- un collier cassé et des colliers qui semblent absents au regard des traces relevées sur les tuyauteries et des orifices permettant la fixation desdits colliers (en zone des échangeurs en « toiture »),
- des montages hétérogènes dans le local moteur avec des supportages meulés, d'autres non modifiés malgré leur proximité avec des canalisations grignotées, des colliers absents.
Il convient de vous assurer de l'innocuité de ces constats. Demande A5 : je vous demande d'analyser l'impact des constats ci-dessus. En cas de remise en cause de la disponibilité des équipements associés, vous y remédierez au plus tôt selon l'analyse de nocivité effectuées. Vous me rendrez compte de vos conclusions en la matière.
## B. Demandes De Compléments D'Information Prise En Compte Du Retour D'Expérience (Rex)
Lors de l'inspection, l'ASN vous a présenté plusieurs REX dont vous aviez connaissance et également un événement relatif à un défaut d'étanchéité d'un raccord vissé VEBEO du circuit d'eau de refroidissement d'huile des motopompes ASG survenu en 2014 lors du redémarrage d'un réacteur. Selon l'analyse d'EDF, ce type de raccord à compression peut se desserrer sous l'effet des vibrations en fonctionnement. Par conséquent, il conviendrait de s'assurer du bon serrage du raccord en cas d'intervention de maintenance ainsi que périodiquement au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP). Or il n'existe pas d'exigence de couple de serrage définie dans le référentiel prescriptif pour ce raccord, ni de tâche de PBMP associée. Aussi, en 2014 l'exploitant du CNPE concerné a mis en place une action générique d'ajout d'une tâche de contrôle périodique du serrage de ce raccord dans le PBMP. Ce REX était en veille jusqu'à la survenue des deux nouveaux événements similaires (fuite sur un raccord « VEBEO ») en 2020 et 2021 sur des pompes ASG. Selon les informations collectées en inspection, il n'est cependant pas connu des agents de votre CNPE. Demande B1 : je vous demande de me préciser les dispositions mises en place sur Chinon pour prendre en compte le **retour d'expériences du possible desserrage des raccords** « **VEBEO** ».
## Conduite Des Installations Et Alarme Associée Au Niveau De La Bâche Asg
Dans le cadre de leur analyse du bilan de fonction « systèmes de sauvegarde », les inspecteurs ont constaté la pose de plusieurs groupes 1 fortuits concernant le niveau insuffisant d'une bâche ASG. Le bilan de cette fonction précise *que les évènements associés au niveau de la bâche ASG inférieurs à son niveau* max en RP ne sont pas pris en compte dans la requête du national lorsque ces derniers ont une durée inférieure à 45 *min.* Ce délai de 45 min correspond au temps habituellement nécessaire pour démarrer le dégazeur ASG et faire l'appoint à la bâche dans des conditions normales de fonctionnement. Cependant si l'évènement dans le cahier de quart n'est pas renseigné correctement (« ASG » *ou simplement « 6 » au lieu de « ASG6 ») les évènements apparaitront (La présence* de minuscule ou majuscule est prise en compte). Ainsi :
- l'analyse globale, comme signaux faibles, de ces groupes 1 peut être rendue difficile, d'une année sur l'autre, du fait d'un enregistrement dans le cahier de quart de la conduite des tranches qui peut être hétérogène,
- l'impact sûreté de ces mêmes événements est difficilement appréciable du fait de la prise en compte ou non, toujours du fait de la forme de l'enregistrement dans le cahier de quart et du délai de 45 min nécessaire à la mise en œuvre du dégazeur qui permet d'alimenter la bâche ASG en eau de qualité nucléaire.
Demande B2 : je vous demande de m'informer des dispositions qui vont être prises pour homogénéiser les pratiques d'enregistrement des groupes 1 sur niveau bas bâche ASG. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que pour le maintien du niveau des bâches ASG, les opérateurs conduisaient « à l'alarme », le système imposant que l'événement apparaisse et que le groupe 1 associé soit posé, pour engager l'appoint à la bâche concernée. Cette conduite « à l'alarme » parait inadaptée même si le fait de poser l'événement permet de s'assurer du respect de la conduite à tenir et des règles de cumul d'événement. Demande B3 : je vous demande de m**e justifier ce qui empêche, techniquement, d'anticiper** la baisse de niveau dans les bâches ASG pour engager l'appoint à ces bâches sans attendre l'apparition d'une alarme de niveau et la pose de l'événement de groupe 1 associé. Vous avez précisé, sur la base d'une fiche question/réponse interne (FQR) produite par les ingénieurs sûreté, que l'impact sûreté de la baisse de niveau d'une bâche ASG était négligeable dès lors que l'appoint était réalisé en moins de 45 min (démarrage du dégazeur compris). Cette position ne semble cependant pas reposer sur une analyse de sûreté formalisée.
Demande B4 **: je vous demande de me transmettre (analyse sûreté ou de non régression) tout** élément justifiant l'innocuité d'un délai de 45 min retenu pour permettre de retrouver le niveau d'une bâche ASG.
## Informations En Attente
Lors de l'analyse du RFI de la dernière visite complète d'une turbine LLS les inspecteurs ont noté que des valeurs d'emboitement étaient non conformes et que le site attendait depuis plusieurs mois un positionnement du bureau méthode concernant le mode opératoire qui pourrait être non conforme, alors que le matériel avait été remis en service. A noter également qu'un jeu entre noix et guide est supérieur de 1 micron à l'attendu (cote relevée avec rature de 52,080 pour un maxi de 52,079). Concernant le RFI relatif à l'activité fortuite sur la pompe 2EAS001PO en 2021 (dépose de l'hydraulique pour remise en conformité du sens de montage du rouet suite à l'essai périodique EAS041 non satisfaisant), un positionnement de l'UNIE a permis de remonter ledit rouet malgré la présence d'indications. Demande B5 **: je vous demande de me transmettre** :
- **le résultat de l'analyse du bureau méthode dès réception et de me préciser vos**
conclusions concernant les écarts **détectés,**
- le positionnement de l'UNIE justifiant le **remontage du rouet malgré les indications**
relevées.
Les analyses de plusieurs essais périodiques référencés RIS140 mettent en évidence des difficultés de réglage pour obtenir les paramètres de débit ou de pression maximale appropriés.
Vous avez envisagé de faire reprendre la cylindrée de la pompe par le constructeur, reprise qui ne s'est plus avérée nécessaire une fois réglée la pression d'huile motrice. En tout état de cause, vous avez indiqué que la pose d'un kit VD3 (à déployer autour de trente cycles) solderait la problématique et que la reprise de la cylindrée était cependant toujours envisagée en cas de nouvelle difficulté de réalisation de l'EPC RIS140 avant la pause dudit kit (uniquement réalisable par le constructeur et devant être lissée sur l'ensemble du parc). Demande B6 **: je vous demande de me transmettre le planning de déploiement du kit VD3 et** de me confirmer que l'intervention sera réalisée au plus tôt sur les pompes concernées de Chinon. Seuls les plans de montage des pompes et turbopompes ASG ainsi que le renforcement des supportages/ancrage d'un séparateur ont pu être fournis lors de l'inspection alors que l'ordre du jour demandait la mise à disposition des Plan de montage des supportages de (…) *ASG tr 1 et 2.* En l'absence de ces plans il n'a pas été possible aux inspecteurs de vérifier la conformité des montages effectués, les plans isométriques disponibles ne permettant de connaitre que leur emplacement attendu. Par ailleurs, les inspecteurs vous ont fait remarquer que les repères des dits plans isométriques ne correspondaient pas aux repérages en place localement (notamment en W237)
Demande B7 : je vous demande de me transmettre le**s plans de montage de l'ensemble des** supportages des canalisations et matériels (hors pompes et dégazeur) ASG du réacteur n°1 situés hors BR. Vous identifierez également les supportages qui ont fait l'objet d'un renforcement pour résorber les écarts constatés. Vous me préciserez par ailleurs les dispositions qui vont être prises pour vous assurer de l'a**déquation des repérages des supportages ASG entre les plans isométriques et la réalité de** terrain. Concernant l'écart de conformité 550 relatif aux défauts de freinage des brides à l'aspiration des pompes EAS, EDF s'est engagé auprès de l'ASN à finaliser ses contrôles en 2021 pour le site de Chinon B2 et B3. Demande B8 **: je vous demande de me transmettre les résultats de ces contrôles, avec les** écarts constatés et les suites données, dès finalisation.
## Ancrages / Supportage Et Collectifs Sûreté
Le bilan des contrôles effectués par le CNPE sur les ancrages de divers robinets à commande déportée transmis après l'inspection montre divers écarts qui ont été justifiés ou réparés. L'ASN relevant cependant régulièrement des écarts entre les informations qui lui sont transmises concernant la conformité des supportages et des ancrages contrôlés par EDF et ses propres observations de terrain et au regard de différents retours d'expérience négatifs sur le sujet sur la plaque Centre-val de Loire (constats récurrents de freinages inadaptés, supportage bloqués…), les inspecteurs ont souhaité connaitre l'analyse qui en avait été faite au sein du collectif « sureté » au sein du CNPE. Ces informations n'étaient pas disponibles le jour de l'inspection. Demande B9 : je vous demande de m'indiquer quel était le retour d'expérience tiré pas le collectif « sûreté » de Chinon concernant les écarts récurent constatés par l'ASN concernant les fixations supportage **d'EIP et notamment d'équipements de sauvegarde ou électriques** importants.
## C. Observations Disponibilité Des Diesels Et Des Circuits Ris
C1 : au regard des menaces mises en évidence par le bilan de fonction « sources électriques » concernant les diesels LHx, l'ASN souligne la faible robustesse apparente de ce système. Concernant le système RIS, vous identifiez une amélioration du bilan de fonction 2020 au regard de celui de 2019 mais l'ASN a souhaité attirer votre attention sur les faiblesses que vous rencontrez régulièrement (sauf en 2020) sur les pompes RIS021 et 022PO.
C2 : les inspecteurs ont vérifiés plusieurs essais périodiques lors de l'inspection du 15 juin :
- EPC RIS040 (injection de la cartouche de bore) réalisé sur 4RIS000SYST le 1/06/2020 et réalisé le 20 avril 2019,
- EPC EAS042 (contrôle des paramètres de EAS 002PO sur Q Nul) réalisé le 8 octobre 2020, - EPC EAS042 (contrôle des paramètres de EAS 002PO sur Q Nul) réalisé le 3 mai 2019, - EPC EAS042 (contrôle des paramètres de EAS 001PO sur Q Nul) réalisé du 4 au 5 mai 2020, - EPC ASG143 (essai turbopompe ASG003PO sur débit nul) réalisé du 17 au 18 décembre 2020,
- EPC RIS30 : résultat non à l'attendu (sur un contacteur) du fait d'une condamnation mère posée mais sans impact sur les critères à vérifier.
Ces essais n'ont pas révélé d'anomalie.
## Fondamentaux Métiers
C3 : les inspecteurs ont attiré votre attention sur la fiche FDX16 indice 3 du 1er avril 2018 et relative aux fondamentaux métiers qui fait encore référence à l'arrêté « qualité » du 10 août 1984 abrogé depuis le 1er juillet 2013.
## Présence De Plomb
C4 : lors de la visite des locaux diesel LHQ du réacteur n°1, des dispositions particulières d'accès aux étages des réfrigérants étaient en place (port de sur bottes notamment) pour cause de présence de plomb dans des peintures selon vos informations. Ces éléments d'information ont été transmis à l'inspection du travail en charge de votre CNPE.
## Disponibilité Des Documents En Inspection
Vous avez pu transmettre de manière réactive, après l'inspection, plusieurs documents non disponibles sur site le 15 juin 2021. Il n'en reste pas moins que l'annonce d'une inspection doit vous permettre d'identifier les présences de personnels et disponibilités documentaires utiles à son bon déroulement, la lettre de suite et ses délais de réponse ne pouvant servir de valeur d'ajustement en cas de difficultés.
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Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef de la division d'Orléans, Signée par : Arthur NEVEU
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INSSN-MRS-2021-0645 | Référence courrier : CODEP-MRS-2021-028284 **Marseille, le 29 juin 2021**
Monsieur le directeur du CEA CADARACHE 13108 SAINT PAUL LEZ DURANCE
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base** Thème : **Thème « surveillance de l'environnement »**
Code : Inspection no **INSSN-MRS-2021-0645 du 15 juin 2021 à Cadarache (centre)**
## Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Décision no **2017-DC-0597 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 11 juillet 2017 fixant les**
prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de transfert et de rejet dans l'environnement des effluents des installations nucléaires de base civiles du centre de Cadarache exploitées par le Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) sur la commune de Saint-Paul-lez-Durance (Bouches-du-Rhône)
[3] Décision n° 2013-DC-0360 de l'ASN du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB
[4] Normes NF EN ISO/CEI 17025 « Exigences générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais »
[5] Courrier ASN CODEP-MRS-2019-050375 du 17 janvier 2020
[6] Courrier DG/CEACAD/CSN DO2021-41 du 26 janvier 2021
[7] courrier CODEP-DEU-2021-016006 du 8 avril 2021
[8] Instruction RSSN SSS-02-10 (I) pour la gestion des écarts
[9] Guide FD T 90-523-3 relatif au prélèvement pour le suivi de la qualité des eaux souterraines
[10] Norme NF 31-615 **relative aux méthodes de détection, de caractérisation et de surveillance des**
pollutions en nappe dans le cadre des sites pollués ou potentiellement pollués Monsieur le directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 596-13 du code de l'environnement, une inspection du centre de Cadarache a eu lieu le 15 juin 2021 sur le thème « surveillance de l'environnement ».
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du centre de Cadarache du 15 juin 2021 portait sur le thème « surveillance de l'environnement ».
Les inspecteurs ont examiné par sondage l'organisation et les moyens mis en œuvre par l'exploitant pour assurer le suivi technique et la conformité réglementaire de son parc de piézomètres, la gestion du réseau des effluents industriels du site, la transmission au RNM des résultats de mesures de radioactivité de l'environnement et le bilan des actions d'amélioration du laboratoire d'analyse des éléments chimiques du site.
Les inspecteurs ont noté positivement l'étude en cours visant à caractériser les bruits de fond radiologiques du site et hors zone d'influence. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les dispositions mises en œuvre pour la surveillance de l'environnement sont globalement satisfaisantes.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Du Réseau Des Effluents Industriels (Rei)
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en œuvre pour la réalisation des transferts d'effluents industriels entre les INB et la station de traitement des effluents industriels (STEP EI). Les INB disposent d'une fiche de caractérisation des effluents qui précise les spectres de radionucléides et éléments chimiques ainsi que leurs limites. Le chef d'INB demande l'autorisation de rejet via un logiciel partagé géré par le service technique et logistique (STL) du site. L'autorisation de rejet est délivrée après accord du service de protection contre les rayonnements (SPR) pour les éléments radiologiques puis du STL pour les éléments chimiques. Les éléments examinés par les inspecteurs indiquent que le workflow est robuste et que la coordination entre les intervenants est satisfaisante. L'archivage et la traçabilité des enregistrements sont satisfaisants.
Les inspecteurs ont examiné le suivi réalisé par le STL de l'état et de l'étanchéité du REI. Ils ont notamment consulté des rapports d'inspections télévisuelles (ITV) du REI qui couvrent environ 5 km par an pour un réseau comptant 35 km de canalisations. Vous avez indiqué aux inspecteurs que 95%
des REI avaient été chemisés depuis 1980. Votre retour d'expérience indique que le chemisage assure son rôle pour une durée de 30 à 40 ans. Les constats formulés dans les rapports d'ITV sont repris lors des travaux de réhabilitation qui font l'objet d'un rapport d'intervention.
Les inspecteurs ont constaté que le suivi du REI ne prend pas en compte l'état des regards du REI, alors que des entrées d'eau claire sont déjà survenues à la suite de fortes précipitations, en lien avec des regards défectueux. Les rapports d'ITV n'indiquent pas non plus le profil altimétrique des canalisations qui permettrait de repérer les défauts en lien avec le bon écoulement et les contrepentes. Les inspecteurs ont demandé, conformément à la prescription technique [CEACAD-18-II] de l'annexe à la décision [2], le plan de contrôle du bon état et de l'étanchéité des canalisations de transfert des effluents, qui doit être consigné dans votre système de gestion intégrée (SGI). Vous avez indiqué aux inspecteurs que ce plan de contrôle n'avait pas encore été repris avec le nouvel intervenant extérieur en charge de l'exploitation du réseau.
Les inspecteurs ont demandé le dernier compte-rendu d'exploitation du REI qui devait vous être transmis en mars 2021 par l'intervenant extérieur en charge de l'exploitation du réseau. Vous avez indiqué aux inspecteurs que ce rapport n'était pas paru à ce jour.
A 1. Je vous demande de me transmettre le plan de contrôle du bon état et de l'étanchéité des canalisations de transfert des effluents, qui doit être consigné dans votre SGI, conformément à la prescription technique [CEACAD-18-II] de la décision [2]. Vous préciserez la périodicité du contrôle complet du réseau, ainsi que le niveau d'avancement des tronçons contrôlés visà-vis des tronçons à contrôler sur cette période.
A 2. Je vous demande, d'analyser la complétude de votre méthodologie de contrôle du bon état et de l'étanchéité des canalisations du REI, notamment pour qualifier l'état des regards et les profils altimétriques des canalisations. Vous me transmettrez également le compte-rendu d'exploitation de votre intervenant extérieur en charge de l'exploitation du REI, qui devait vous être transmis en mars 2021.
Transmission des données de la surveillance de la radioactivité dans l'environnement au réseau national de mesure (RNM)
Dans le cadre de la demande [7] de l'ASN du 8 avril 2021, les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en œuvre pour la transmission des données du CEA de Cadarache issues de la surveillance de la radioactivité dans l'environnement au réseau national de mesure (RNM). Certaines données étaient manquantes depuis 2017, en lien avec des problèmes d'interface logiciel pour les unités de mesure du carbone 14 et pour certains uraniums dont les agréments ont été obtenus en 2017. La traçabilité des actions réalisées pour assurer la complétude de la transmission des données n'a pas été formalisée.
La procédure employée pour réaliser la transmission des données présente les opérations à réaliser ainsi que les rôles et responsabilités des intervenants. Le dernier indice date de 2012, les évolutions intervenues après 2012 telles que la prise en compte de nouveaux agréments ou l'intégration d'évolution du référentiel RNM impliquent actuellement une saisie manuelle des données dans le logiciel de transfert.
A 3. Je vous demande, de me faire part de votre analyse de l'écart en lien avec l'absence de transmission des données de la surveillance de la radioactivité dans l'environnement au RNM, conformément aux articles 2.6.2 et 2.6.3 de l'arrêté [1]. Je vous demande de prendre des dispositions pour prévenir la survenue d'événements similaires.
A 4. Je vous demande d'analyser la robustesse de votre processus de transmission des données de la surveillance de la radioactivité dans l'environnement au RNM, conformément à l'article 4.2.4 de l'arrêté [1], notamment pour les saisies des données qui sont réalisées manuellement.
## B. Compléments D'Information
Actions d'amélioration du laboratoire de chimie environnementale (LCE)
Les inspecteurs ont examiné les éléments de réponse [6] apportés par l'exploitant à la demande [5] de l'ASN du 17 janvier 2020 de justifier les mesures compensatoires mises en œuvre par le CEA de Cadarache afin d'assurer la conformité des analyses à l'article 3.1.2. - I. de la décision [3], en démontrant leur équivalence à la norme [4]. Les inspecteurs ont examiné le rapport de l'étude comparative des résultats d'analyses des paramètres mesurés par le LCE et par un laboratoire extérieur accrédité Cofrac. Le comparatif analytique a mis en évidence une non-conformité portant sur un échantillon pour le paramètre du phosphore qui présente un écart de 24,8% pour un écart maximum toléré de 20%. L'enquête de non-conformité réalisée a conclu que l'échantillon était très chargé en matières en suspension (MES) impactant ainsi le dosage du phosphore. A ce jour vous n'avez pas analysé cette non-conformité, notamment pour les dispositions à prendre lorsque les échantillons présentent un taux de MES élevé.
B 1. Je vous demande, d'analyser l'écart en lien avec l'étude d'intercomparaisons des résultats de mesures chimiques conformément aux dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté [1]. Vous me ferez part des dispositions retenues **pour la gestion des échantillons présentant une forte**
teneur en matières en suspension afin de garantir leur représentativité.
## Gestion Du Parc De Piézomètres Du Centre De Cadarache
Les inspecteurs ont examiné par sondage l'organisation et les moyens mis en œuvre par le laboratoire de modélisation des transferts dans l'environnement (LMTE) du centre de Cadarache pour assurer le suivi technique et la conformité réglementaire du parc de piézomètres du site. Un diagnostic de l'ensemble des piézomètres du site a été initié en 2016 et finalisé.
Le CEA suit un parc de 454 piézomètres situés sur la plateforme de Cadarache dont 35 situés dans le périmètre des INB du CEA. 93 piézomètres ont été identifiés par l'exploitant comme non conformes et/ou non réhabilitables et/ou non représentatifs.
Actuellement, les piézomètres font l'objet d'une campagne de suivi tous les 3 mois pour les ouvrages équipés de capteurs de pression et annuelle pour ceux qui n'en possèdent pas, ces données sont enregistrées dans le SGI de l'exploitant. Un plan d'action a été mis en œuvre pour mettre en conformité ou reboucher les piézomètres non représentatifs ou non réhabilitables. Vous avez précisé ne pas réaliser de purge des piézomètres préalablement aux prélèvements d'échantillons d'eau souterraine. Les normes [9] et [10] recommandent la réalisation de purges des piézomètres préalablement aux prélèvements. B 2. Je vous demande de justifier la représentativité des prélèvements d'eau souterraine que vous réalisez en l'absence de purge préalable des piézomètres.
## C. Observations
Cette inspection n'a pas donné lieu à observations.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par, Pierre JUAN
6/6 |
INSSN-CAE-2021-0116 | Caen, le 07 juillet 2021 Référence courrier : **CODEP-CAE-2021-032970**
Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE 50 444 LA HAGUE CEDEX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base** Thème : **ORANO Recyclage, site de La Hague, ateliers T4 / BSI**
Code : **Inspection n° INSSN-CAE-2021-0116 du 9 juin 2021**
Radioprotection des travailleurs Références : **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 9 juin 2021 à l'établissement ORANO Recyclage de La Hague sur le thème de la radioprotection des travailleurs sur les ateliers T41 **/ BSI**2.
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 9 juin 2021 a concerné la thématique radioprotection des travailleurs sur le périmètre des ateliers T4 / BSI de l'établissement de La Hague.
Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place pour la radioprotection des travailleurs dans les ateliers T4 / BSI. Ils ont également examiné les conséquences de la mise en œuvre de la nouvelle organisation du secteur radioprotection sur ces ateliers.
Au vu de ces examens par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre apparaît satisfaisante. L'exploitant devra cependant être vigilant quant aux registres utilisés afin de s'assurer qu'il s'agisse bien de la version applicable, notamment dans le cadre d'une activité importante pour la protection (AIP). Il devra également mettre à jour les documents relatifs à l'organisation du secteur prévention sécurité radioprotection afin d'expliciter la nouvelle organisation de la radioprotection mise en œuvre sur le site, avec notamment les périmètres des différentes équipes (équipes 2*8, 5*8 ou en heures normales), leur composition, leurs missions et la méthodologie retenue pour l'obtention des autorisations d'exercer des agents.
Enfin, l'exploitant doit mener une réflexion sur le suivi des points chauds et la période d'accès aux résultats des mesures des balises présentes dans les salles concernées.
## A **Demandes D'Actions Correctives** Procédure Verrouillage / Déverrouillage
Dans votre procédure 2014-63374 intitulée « Activités importantes pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté INB du 7 février 2012 » (version 8 datée du 10 février 2021), vous indiquez que l'application de la procédure verrouillage/déverrouillage entre dans la catégorie de l'AIP « Exploitation ».
Dans votre procédure 2016-63541 intitulée « Déploiement des activités importantes pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté INB du 07/02/2012 sur le site de la Hague et identification des activités importantes pour la protection (AIP) dans les projets » (version 5 datée du 10 février 2021), vous indiquez que :
- **l'exigence définie spécifique à l'AIP « application de la procédure verrouillage/déverrouillage**
» est que l'activité verrouillage/déverrouillage est réalisée conformément à la procédure ELH- 2004-14931 intitulée « verrouillage/déverrouillage » ;
- **le support utilisé est le registre de déverrouillage / reverrouillage.**
Lors de l'examen du registre, les inspecteurs ont constaté que le registre utilisé sur l'atelier n'était pas conforme à la procédure ELH-2004-14931. Or le modèle du registre à utiliser est au moins en vigueur depuis la version 6 de cette procédure qui est datée du 29 juillet 2015. L'exploitant a indiqué que les registres ne sont changés que lorsqu'ils sont entièrement complétés.
Cette remarque concernant l'utilisation d'un support non conforme pour la procédure verrouillage / déverrouillage avait déjà été faite lors de l'inspection INSSN-CAE-2019-0826 du 24 octobre 2019. Demande A1 : Je vous demande de garantir le respect des exigences liées à l'application de la procédure verrouillage / déverrouillage dans le cadre de l'AIP « Exploitation ». Je vous demande de vous assurer de l'utilisation du bon registre de renseignement. Je vous demande également de réaliser une vérification sur l'ensemble des ateliers afin de vous assurer de la conformité des pratiques avec votre procédure ELH-2004-14931 précitée concernant l'activité de verrouillage / déverrouillage. Vous me transmettrez les dispositions que vous aurez prises sur les ateliers T4 / BSI ainsi que les conclusions et le plan d'actions qui découlent de votre vérification sur l'ensemble du site.
## B **Compléments D'Information**
Note de missions du secteur Prévention Sécurité Radioprotection (PSR) de la Direction Sûreté Sécurité Environnement Protection (DSSEP) Dans la procédure ELH-2015-056511 (version 8 datée du 29 mai 2020), la nouvelle organisation de la radioprotection, mise en place en 2020 a été prise en compte. Cependant, dans cette procédure, les périmètres de compétences des équipes 2*8 notamment n'apparaissent pas (pour exemple, un des périmètres est constitué des ateliers T2/T4/T3-T5/Laboratoires). De plus, dans l'annexe 1 de ce document est mentionnée la définition des effectifs nécessaires pour la radioprotection des installations. L'exploitant a indiqué qu'il s'agissait des équipes postées.
Dans ce tableau, sont indiqués les effectifs minimaux, nominaux et pour les APM3 **pour les équipes**
de 2, 3, …. ou 13 agents. Cependant, il n'est pas indiqué dans le document sur quel périmètre il est nécessaire d'avoir des équipes de 2, 3… ou 13 personnes. Ce tableau n'est donc pas compréhensible en l'état.
L'exploitant a indiqué que pour le périmètre T4 / BSI, les équipes 2*8 étaient composées de 4 personnes sans que ce dimensionnement ne soit expliqué dans la procédure.
Demande B1 : Je vous demande de compléter votre procédure afin de bien faire apparaître l'organisation actuelle dans son ensemble et d'expliquer le dimensionnement de chaque équipe. Vous me transmettrez la procédure ainsi mise à jour.
## Autorisation D'Exercer (Ae)
Lors d'une précédente inspection4**, l'exploitant a présenté aux inspecteurs la nouvelle organisation**
pour l'obtention des autorisations d'exercer sur le secteur PSR. Lors de l'inspection en objet de ce courrier, les représentants de l'atelier ont présenté l'ancienne organisation. Les inspecteurs en ont déduit que la mise en œuvre des nouvelles AE n'est donc pas effective. L'exploitant a également indiqué que le livret de compagnonnage pour l'obtention de l'AE dite « socle métier » était en cours de mise à jour. Les inspecteurs n'ont pas eu d'information quant à l'état d'avancement des livrets de compagnonnage atelier. En marge de l'inspection, les inspecteurs ont appris que le suivi des nouvelles AE serait intégré dans le logiciel de suivi des compétences du site, nommé KARTO, et que ces AE seraient bien déclinées par atelier. Cependant, les inspecteurs n'ont pas pu avoir d'information quant à la date d'intégration des AE dans le logiciel.
Demande B2 : Je vous demande de me décrire de façon complète le processus d'obtention des AE qui a été retenu et qui sera mis en place pour les différents périmètres. Vous me transmettrez la procédure dans laquelle sont décrites les conditions d'obtention de ces AE, l'échéance à laquelle le nouveau dispositif sera mis en place, ainsi que les conditions d'équivalence qui seront instaurées le cas échéant pour les personnes qui font déjà parties du personnel du secteur PSR. Vous me préciserez également l'échéance de la mise en place du nouveau livret de compagnonnage « socle métier » et l'état d'avancement de la rédaction et donc les échéances de mises en œuvre des livrets de compagnonnage atelier. Enfin, vous m'indiquerez l'échéance à laquelle le suivi des AE sera disponible sur le logiciel KARTO en précisant la répartition des droits d'accès à ces informations.
## Dossier D'Intervention En Milieu Radioactif (Dimr)
Les inspecteurs ont interrogé l'exploitant sur les fréquences de mise à jour des DIMR génériques. Ces DIMR sont établis pour les travaux à caractère répétitif exécutés dans une zone déterminée où les conditions radiologiques sont connues et stables. L'exploitant a indiqué que pour toute modification d'un mode opératoire, le DIMR générique était revu. Dans la procédure 2002-14699 intitulée « Rédaction des DIMR » (version 10 daté du 17 décembre 2019), il est indiqué que les DIMR génériques sont relus annuellement et révisés si nécessaire. Lors d'échanges, l'exploitant avait indiqué trois conditions pour la révision de ces DIMR :
- **exposition moyenne par intervention supérieure à 5 µSv ;** - **nombre d'interventions supérieur à 10 % du nombre total d'interventions dans l'installation**
;
- **dose collective pour une intervention supérieure à 10 % de dose collective annuelle de**
l'installation.
L'exploitant a cependant indiqué que cette relecture n'est pas tracée et qu'il n'est donc pas possible de savoir si un DIMR a bien été relu ou non dans l'année. Demande B3 : Je vous demande de tracer formellement la relecture de ces DIMR génériques, au regard de vos critères de réévaluation, afin de vous assurer que tous les DIMR génériques ont bien fait l'objet de cette relecture annuelle.
## Présence De Points Chauds Dans Les Salles
Les inspecteurs ont interrogé l'exploitant sur la traçabilité et le suivi des points chauds de l'installation. L'exploitant a indiqué que les points chauds étaient suivis lors des rondes, de façon mensuelle. Il a indiqué également que les mesures en continu dans les locaux permettaient de suivre l'évolution éventuelle de ces points chauds. Cependant, les inspecteurs ont fait remarquer qu'en fonction de la position de l'appareil de mesure par rapport à ce point chaud, une évolution ne pourrait être constatée qu'en cas de forte évolution du débit d'équivalent de dose de ce point chaud ou, dans le cas d'un point chaud présentant une contamination surfacique labile, d'une forte remise en suspension de la contamination.
Les inspecteurs ont constaté que le suivi des points chauds n'était pas mentionné dans la procédure ELH-2004-015074 intitulée « Contrôle de l'ambiance radiologique » (version 13 du 19 mars 2021). Ils ont également constaté que ces points chauds n'étaient pas mentionnés dans la grille de radioprotection de l'atelier.
Demande B4 : Je vous demande d'améliorer la traçabilité, l'identification et le suivi des points chauds. Vous me décrirez les dispositions que vous aurez prises en ce sens, pour vos ateliers mais également à l'échelle du site. Gestion des écarts Les inspecteurs ont examiné plusieurs évènements ayant fait l'objet de l'ouverture d'un sujet dans le logiciel IDHALL5.
Les inspecteurs ont examinés le sujet IDHALL n°ID28306 en date du 25 mai 2021. Il s'agit de la présence d'un gant contaminé à 250 c/s (sonde) sur la boîte à gants 5120-210 en salle 560.4 de l'atelier T4. Ce gant est situé en partie médiane de la boîte à gants. Le problème est connu et vient d'un mauvais séchage du gant après le rinçage acide effectué dans la boîte à gants. Ces gants ne sont pas enlevés, contrairement aux gants en bas de boîte à gants, car ils sont utilisés régulièrement. Une leçon ponctuelle concernant le séchage des gants a été faite. L'exploitant a indiqué que le plan d'actions qu'il allait mettre en œuvre dans le cadre de cet évènement dépendrait du retour d'expérience suite à cette leçon ponctuelle.
Demande B5 : Je vous demande de me tenir informé du plan d'actions que vous allez mettre en œuvre suite à cet évènement.
Les inspecteurs ont également examiné un évènement relatif au franchissement du niveau 2 de l'alarme d'une balise prélevant dans la salle 461.4 sur l'atelier T4 (évènement numéroté ID28161 et daté du 20 avril 2021). L'atelier était à ce moment-là en arrêt. Le préleveur est un préleveur cyclique. L'exploitant a indiqué ne pas avoir d'explications à ce stade des investigations. Demande B6 : Je vous demande de me préciser les circonstances de la survenue de cet évènement et de me préciser les conclusions de votre analyse de l'évènement ainsi que le plan d'actions que vous allez mettre en œuvre, en indiquant les échéances.
## Défaut D'Une Balise
En salle supervision radioprotection, les inspecteurs ont constaté qu'une balise était en défaut. Ce défaut traduisait un dysfonctionnement de l'alarme lumineuse et/ou sonore (déclenchement intempestif). Aucune intervention immédiate n'était prévue et l'exploitant a indiqué ne pas vérifier si une intervention était en cours dans ce local. Or, si le dysfonctionnement est sur l'alarme lumineuse mais que l'intervenant tourne le dos à la balise, il peut ne pas remarquer ce dysfonctionnement et donc ne pas évacuer le local.
Demande B7 : Je vous demande de réfléchir à un traitement plus adapté de ces alarmes afin de vous assurer que personne ne reste dans ce local en cas de dysfonctionnement de la balise.
## Procédure Verrouillage / Déverrouillage
Lors de l'examen du cahier de déverrouillage / verrouillage, les inspecteurs ont constaté que des fiches de déverrouillage n'étaient pas présentes dans le classeur *ad hoc***. Après quelques recherches,**
l'exploitant a pu retrouver ces fiches de déverrouillage qui étaient restées dans le dossier de consignation.
## Demande B8 : Je Vous Demande De Veiller Au Bon Rangement Des Fiches De Déverrouillage.
Dans le registre déverrouillage / reverrouillage, il y a une colonne intitulée « Contrôle cohérence Clé
/ Fiche / Organe ». Dans cette colonne sont attendus les date, nom et signature de l'exécutant. Les inspecteurs ont constaté que la date n'était pas systématiquement indiquée.
Demande B9 : Je vous demande de veiller au bon renseignement du registre déverrouillage / reverrouillage.
## Programme De Surveillance Radiologique
Dans le programme de surveillance radiologique (PSR) de l'atelier T4/BSI (document référencé ELH-2002-014585, version 17 du 25 mai 2021), les numéros des voies de mesures pour les SAS principaux et intermédiaires ne sont pas indiqués. L'exploitant a indiqué que les appareils pouvaient effectivement être remplacés en cas de défaillance et qu'il était donc difficile de tenir à jour, dans le PSR, le numéro de la voie de mesure présente. Cependant, à la lecture de ce PSR, il n'est pas possible de savoir si un appareil est réellement présent ou non. Demande B10 : Je vous demande de réfléchir au moyen de faire apparaitre de façon explicite la présence ou non de matériel dans les SAS principaux et intermédiaires.
## Suivi Des Engagements
Lors de cette inspection, les inspecteurs ont examiné le respect des échéances pour plusieurs engagements pris par l'exploitant. Par courrier référencé 2019-54758 daté du 6 décembre 2019, vous vous étiez engagé à réaliser une demande de prestation systématique dès qu'un défaut est mentionné lors des tests hebdomadaires, mensuels ou annuels sur le système EDAC6**. L'exploitant a indiqué ne pas avoir vérifié la mise en**
œuvre effective de cet engagement et se propose de faire une vérification sur le terrain. Demande B11 : Je vous demande de me faire parvenir les conclusions de votre vérification terrain. Par courrier référencé 2020-43768 daté du 23 octobre 2020, vous vous étiez engagé à réviser la procédure 2005-12266 intitulée « Tests de fonctionnement et contrôles périodiques des systèmes de l'ensemble de détection des accidents de criticité (EDAC) » afin de clarifier le circuit de validation des tests. Ce document devait m'être transmis.
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont constaté que les fiches de contrôles n'étaient pas modifiées. De plus, pour les tests du système EDAC à l'aide d'une source, le fiche de contrôle ne précisait pas l'unité de l'activité de la source. Demande B12 : Je vous demande de me faire parvenir la procédure mise à jour ainsi que les trames des fiches de contrôle associées. Je vous demande également de compléter votre fiche de contrôle afin de faire apparaître l'unité de la source utilisée.
Archivage des mesures d'ambiance des salles dotées d'une mesure en continu Interrogé sur l'archivage des données des différentes balises mises en place dans les salles, l'exploitant a indiqué que les données n'étaient accessibles que sur une période d'un mois. Un archivage sur une durée plus longue, probablement un an, serait fait de façon informatique mais difficilement accessible. Ce mode d'archivage ne permet de pouvoir détecter facilement une légère dérive (signaux faibles) de l'ambiance du local, ni même de pouvoir vous assurer du respect du zonage radiologique des locaux ne disposant pas de dosimétrie de zone.
Demande B13 : Je vous demande de réfléchir à l'opportunité de réaliser un archivage facilement accessible sur une période supérieure à un mois afin de vous permettre de détecter, par analyse, tous les signaux faibles quant aux contrôles d'ambiance des locaux.
Cahier d'autorisation d'accès en zones orange et rouges Lors de l'examen du cahier d'accès en zone orange et rouges, les inspecteurs ont constaté trois cas pour lesquelles les dates de sorties des intervenants n'étaient pas mentionnées (21/10/20 salle 366367, 21/10/20 salle 106.4 et 13/10/20 salle 230.4) Demande B14 : Je vous demande de veiller au bon renseignement de ce cahier d'autorisation d'accès.
## C **Observations**
Au bureau de la radioprotection, les inspecteurs ont remarqué sur le tableau de management visuel qu'une balise de type BABAM7 **était noté non disponible. Interrogé sur la nature de l'indisponibilité,**
l'exploitant s'est rendu compte qu'en fait l'ordre de travail sur cette balise était clôturé et que la balise était en fait disponible. L'exploitant a corrigé immédiatement l'information sur le tableau du management visuel. Cependant, j'attire votre attention sur le fait que les données présentes sur le tableau du management visuel doivent être à jour. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Hubert SIMON |
INSSN-BDX-2021-0020 | Bordeaux, le 31 mai 2021 Référence courrier : CODEP-BDX-2021-023915 **Monsieur le directeur du CNPE du Blayais**
BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE du Blayais Inspection n° INSSN-BDX-2021-0020 **du 29 avril 2021** Maintenance
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;
[2] Note D455018003820 du 24 mai 2018, relative à la mise en œuvre des bilans de fonction ;
[3] Courrier D400820000053 de Ph. Canaux du 31 janvier 2020 relatif à l'évolution de la politique de maintenance ; [4] Programme de maintenance et de surveillance AP913 - PB 900-AP913-01 indice 3, référencé D455016017521 ; [5] Dérogation générique D455014028574, page 8/74 ; [6] Document D5150NASMQMP60008 indice 3 - NASMQ - Prise en compte du référentiel parc DI 001 ; [7] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 29/04/2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Maintenance». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait « la nouvelle stratégie de maintenance ». Lors de cette inspection, ont notamment été examinés les points suivants :
- **Le bilan de fonction « Exploitation du réacteur » 2020 sur l'année 2019 ;**
- **Le système RCV (système de contrôle volumétrique et chimique du circuit primaire**
principal);
- **Les robinets RCV381VP et RCV251VP, et plus spécifiquement les équipements 4RCV381VP**
et 3RCV251VP.
Sur le terrain, les inspecteurs se sont rendus au niveau des équipements suivants : 2RCP313VP,
2RCV251VP, 2RIS163/134VP et 2RCV003PO.
Les inspecteurs soulignent le travail de compilation et de transmission des documents pour la préparation de l'inspection. Ils ont apprécié la qualité de la présentation concernant la politique de maintenance, qui leur a été faite lors de l'inspection, ainsi que la disponibilité des différents interlocuteurs pour répondre aux questions. Au vu de l'examen réalisé, les inspecteurs ont noté positivement la qualité du bilan de fonction « exploitation du réacteur ». Ils considèrent toutefois que certaines actions relatives aux robinets RCV251VP, proposées dans ce bilan de fonction n'ont pas fait l'objet d'un suivi suffisamment rapproché. En effet, ils estiment que les informations fournies au site par ses services centraux ne permettent pas de justifier l'abandon des actions pertinentes proposées.
A l'issue de l'inspection, des demandes complémentaires ont été formulées portant notamment sur les points suivants :
- L'analyse 1er **niveau du Dossier de Réalisation de Travaux (DRT) de la dernière visite complète**
du robinet 4RCV381VP ;
- **L'aléa sur la Machine de Mise en Dépression du Circuit Primaire (MED CP) lors de**
l'intervention sur la vanne 2RCP313VP et l'anticipation de sa mise en service.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Bilan de fonction « systèmes de sauvegarde »
La note [2] spécifie en page 2 sur 22 qu'« *à partir de 2019, des bilans seront requis sur l'ensemble des 15* fonctions **». La fonction « systèmes de sauvegarde » regroupe les systèmes RIS, EAS, ASG, DVS, DVH**
et DVG1.
Par ailleurs, le courrier [3] spécifie en page 10 sur 14 que « **15 bilans de fonctions ont été définis, avec** une production attendue à un rythme annuel » dont la fonction « *systèmes de sauvegarde (RIS, EAS, ASG),* avec leurs systèmes de ventilation supports (DVS, DVH, DVG) **».** Les inspecteurs ont consulté le bilan de fonction « systèmes de sauvegarde » présenté en Comité de Fiabilisation (COFIAB) du 27/02/2020, et ils ont constaté que les bilans DVG et DVS n'avaient pas été mis à jour depuis 2018 et 2017, respectivement, pour cause de « ressources indisponibles ». Quant au système DVH, le bilan de ce système n'a jamais été réalisé.
Vos représentants ont indiqué qu'il n'y a pas de retour d'expérience (REX) négatif sur ces trois systèmes, qu'ils jugent fiables. Par ailleurs, ils ont ajouté que des choix étaient à faire, au regard des ressources disponibles.
A1 : L'ASN vous demande, conformément à la note [2] et au courrier [3] d'intégrer systématiquement l'analyse des systèmes DVG, DVS et DVH dans l'élaboration du bilan de la fonction « systèmes de sauvegarde ».
## Bilan De Fonction « Exploitation Du Réacteur » - Robinets Rcv 381 Vp (Robinets Qui Règlent Le Débit De La Ligne De Décharge)
Le bilan de fonction « exploitation du réacteur », présenté en COFIAB du 12/03/2020 fait mention en diapositives 41 et 42, d'une problématique relative à l'érosion des robinets RCV 381 VP : « **Les robinets**
étaient visités tous les 10 ans, le non remplacement systématique des internes implique donc une durée de fonctionnement de 20 ans ce qui n'est pas possible dans ces conditions d'exploitation. Les robinets présentent des dégradations de leurs internes après environ 15 ans de fonctionnement sur toutes les tranches […] Le risque est qu'à terme il ne soit plus possible de piloter correctement le débit de décharge et de respecter le critère RGE B de l'EPC RCV 180 **».** Les internes du robinet 2RCV381VP, situé en tranche 2, ont été remplacés en 2019, le robinet 1RCV381VP, situé en tranche 1, a été remplacé en 2020 et, les internes du robinet 3RCV381VP, situé en tranche 3, ont été remplacés en 2020. Concernant le robinet 4RCV381VP, lors de la dernière visite complète de 2015, les internes n'ont pas été remplacés suite à une indisponibilité de pièces de rechange. Sachant que ce robinet a été installé en 2005, et que la prochaine visite complète est prévue en 2025, les internes sont amenés à fonctionner pendant plus de 20 ans.
Les inspecteurs se sont concentrés sur le robinet 4RCV381VP et ont analysé les cinq plans d'action (PA) associés. Ces constats de 2012, 2013, 2015, 2018 et 2020 mettent en avant le non-respect d'un critère B2 lors de l'EPC3 **RCV 180 (le débit du robinet ne répond pas au critère attendu). A chaque**
fois, l'écart est traité par la reprise du réglage de la butée mécanique qui permet de rendre le débit en ouverture secourue du robinet conforme au critère RGE B et par conséquent, l'EPC RCV 180 devient satisfaisant.
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur les informations suivantes, lues dans les deux plans d'actions les plus récents: « 2018 : marge de réglage contrôlée de 14mm », « 2020 : passage de la côte X de 7,8 à 7,45mm ». Les inspecteurs ont souhaité connaître la marge restante dans le réglage de la butée. Vos représentants ont répondu que, sans recherche plus approfondie, ils ne savaient pas faire le lien entre les deux informations suivantes : 14mm et 7,45mm. Ils ont par ailleurs ajouté, que la marge restante ne suit pas une courbe bien définie dans le temps et qu'il est donc difficile de prédire son évolution. Enfin, ils ont tenu à préciser, que jusqu'à présent, le critère RGE B avait toujours été respecté après la reprise du réglage de la butée mécanique. Le plan d'action 115863 de 2018 intitulé « *4RCV381VP - Reprise réglage butée pendant EPC RCV 180 »,* indique que les causes du constat sont les suivantes : « **après échange avec le constructeur Masoneilan,** l'évolution du débit pour un même % d'ouverture de la vanne est un signe d'érosion des internes, notamment du stack. Il existe un REX à ce sujet sur le CNPE de Tricastin » **et, le plan d'action 202032 de 2020, avec** un intitulé identique : « *4RCV381VP - Reprise réglage butée pendant EPC RCV 180 »,* **indique que**,
« s'agissant d'un robinet réglant (réglage du débit de décharge), celui-ci est soumis à un phénomène d'usure des internes par érosion, qui impacte donc le débit maxi en ouverture secourue. Cette usure est compensée par la régulation en fonctionnement normal mais pas en ouverture secourue, ce qui nécessite la reprise du réglage de sa butée **».**
Les inspecteurs ont consulté le Dossier de Réalisation de Travaux (DRT) de la dernière visite complète du robinet 4RCV381VP. En page 23/113, il est mentionné « **marques de fonctionnement sur le**
clapet, pas de PDR [Pièce De Rechange] *dispo, laissé en l'état* **». Après questionnement, vos** représentants ont confirmé que cette mention correspond au non remplacement des internes du robinet 4RCV381VP.
A2 : L'ASN vous demande de réaliser une analyse de tendance sur les réglages de la butée mécanique du robinet 4RCV381VP, lors des derniers EPC RCV 180 et, de justifier que votre calendrier de maintenance préventive (prochaine visite complète prévue en 2025 d'après le CNPE), répond aux enjeux de sureté, au regard du temps de fonctionnement des internes.
## Bilan De Fonction « Exploitation Du Réacteur » - Robinets Rcv 251 Vp (Contournement Du Joint 1 Des Groupes Motopompe Primaire)
L'article 2.5.1.II du chapitre V du titre II de l'arrêté [7] prévoit que « **les éléments importants pour la** protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées vis-à-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celle-ci est nécessaire ».
Le bilan de fonction « exploitation du réacteur », présenté en COFIAB du 12/03/2020, fait mention en diapositives 43 et 44, d'une problématique relative à l'inétanchéité des robinets RCV 251 VP : « En 2019 l'inétanchéité de ces robinets sur les tranches 2 et 3 a constitué des aléas sur les projets 2P3519 et 3R3419. En tranche 2, le robinet sera remplacé par soudage et en tranche 3 les internes seront remplacés. Sur les tranches 1 et 4, le robinet a été remplacé en fortuit. Une modification de type de robinet (internes démontables) et de maintenance (remplacement systématique des internes) permettrait de supprimer ces fortuits. » « La solution est de changer de type de robinet puis d'intégrer un remplacement des internes du robinet à chaque visite (tous les 12 ans) ». En tranche 1, le robinet a été remplacé en 2014, en tranches 2 et 3, les robinets ont été remplacés en 2020 et, en tranche 4, le robinet a été remplacé en 2015. Lors de ces remplacements, les robinets ont été remplacés à l'identique, c'est-à-dire avec des internes non démontables. Suite au constat formulé dans le bilan de fonction « exploitation du réacteur », relatif aux robinets RCV 251 VP, les inspecteurs notent positivement la proposition d'action associée, formulée par le CNPE de Blayais : *« changer le type de robinet et modifier la maintenance associée avec un remplacement* systématique des internes (périodicité de12 ans). Cet ajout de maintenance permettra de supprimer les visites fortuites qui interviennent après 15 ans (en moyenne) de fonctionnement du robinet. ». Dans le bilan de fonction, on peut lire que cette action doit être partagée et traitée au sein du réseau national de Robinetterie. Après questionnement des inspecteurs, vos interlocuteurs leur ont répondu que le sujet avait effectivement été évoqué au réseau Robinetterie, mais que l'absence de retour d'expérience significatif sur les autres sites a conduit à ne pas donner suite à la proposition. Les inspecteurs se sont intéressés à l'équipement 3RCV251VP, et ont consulté les plans d'action (PA)
associés. Les PA 146340 et 146444, tous les deux ouverts en juin 2019, concernent l'inétanchéité interne de la vanne et l'impact sur les Groupes MotoPompe Primaire (GMPP). Le PA 146444 indique que ce type d'anomalie s'est déjà produit sur le parc et il est fait référence à une Fiche d'Avis Ingénierie (FAI) « BLA n°1257 » ouverte lors de la VP de 2019 de BLA2. Cette FAI indique que les sites suivants sont concernés par ce constat : « CRUAS en 1999, DAMPIERRE 4 en 2000, BLAYAIS 1 en 2013 et plus récemment TRICASTIN en 2015 ». La FAI conclut également ainsi : « *MSR se positionne* sur l'hypothèse la plus probable, à savoir une dégradation des portées d'étanchéité des internes lors de manœuvres ou à la présence d'impuretés créant une section de passage. »
Au travers des deux PA et de la FAI n°1257, les inspecteurs mettent en avant qu'il existe un retour d'expérience (REX) sur d'autres CNPE, et s'interrogent sur la réponse apportée au sein du réseau robinetterie *« absence de REX significatif »,* **à la suite de la proposition du CNPE de Blayais de changer**
de type de robinet puis d'intégrer un remplacement des internes du robinet à chaque visite.
Les inspecteurs ont alors demandé à consulter les comptes rendus des réseaux robinetterie. Vos représentants ont transmis le compte-rendu du 20/02/2020, dans lequel il est indiqué, face au constat soulevé par Blayais : *« chaque CNPE analyse son REX local vis-à-vis du potentiel générique et* l'intérêt d'une modification ». **Ils ont ajouté que l'audio suivante du réseau robinetterie avait eu lieu le** 19/03/2020 et au cours de cette audio, l'UNIE n'a pas donné suite à la proposition d'action formulée par Blayais.
Les inspecteurs ont souhaité consulter l'analyse, demandée au Blayais lors de la réunion réseau robinetterie du 20/02/2020 mais, vos interlocuteurs n'ont pas su dire si cette analyse a été faite.
Les inspecteurs ont rappelé à vos interlocuteurs, qu'en 2019, bien que l'analyse menée et tracée dans la FAI n°1259 a permis « **de confirmer que le débit de fuite constaté sur 3RCV251VP n'est pas de nature à** remettre en cause les performances de la pompe ni sa capacité à assurer sa fonction en toute circonstance », il a dû être mis en place **« un suivi rigoureux des paramètres de la pompe associés à l'abaissement de certains** seuils d'alarme [pour permettre pendant le cycle suivant**] une exploitation des groupes motopompes** adaptés à la situation induite par l'inétanchéité **» (cf. PA 146340 sur 3RCV251VP), comme cela a été fait**
sur DAMPIERRE en 1999 et BLAYAIS 2 en 2019. Ces mesures palliatives, impliquent notamment la mise en place d'instructions temporaires. Les inspecteurs considèrent que ces mesures prises à la suite des inétanchéités constatées sur les robinets RCV251VP en tranches 2 et 3, en 2019, ne devaient pas devenir systématiques, d'autant plus si la cause pouvait être anticipée. Les inspecteurs considèrent que le retour formulé par l'UNIE4**, à la suite de la proposition d'action** du CNPE du Blayais, concernant l'inétanchéité des robinets RCV251VP, n'est pas argumenté. Ils notent que le CNPE du Blayais n'a pas décidé à ce stade, de faire de sur-prescription en local comme cela est le cas pour les robinets RCV381VP.
A3 : L'ASN vous demande de vous positionner sur l'adaptation de la périodicité de maintenance concernant les robinets RCV251VP, au regard de votre retour d'expérience, des échanges avec vos services centraux et des enjeux de sûreté, conformément à l'article 2.5.1.II du chapitre V du titre II de l'arrêté [7].
## Contrôles Sur Le Terrain - 2Rcp313Vp
Les inspecteurs ont consulté le Dossier de Suivi d'Intervention (DSI) lié au chantier concernant la vanne du circuit primaire 2RCP313VP. Ils ont constaté que les Régimes de Travail Radiologiques
(RTR) n'étaient pas renseignés correctement. En effet, la partie « évaluation dosimétrique » du RTR
indice 4 (période du 23/04 au 29/04) n'a pas été remplie par le chargé de travaux de votre prestataire. Concernant le RTR indice 5, plusieurs lacunes ont été identifiées, notamment l'absence de contaminamètre portable alors que cette case était cochée par les intervenants, les parades de la page 3 du RTR n'avaient pas été vérifiées et cochées (par exemple, la confirmation de l'existence d'un point vert ALARA). Le RTR a été ré-indicé (passage de l'indice 4 à l'indice 5) le jour de l'inspection car l'Evaluation de la Dose Prévisionnelle (EDP) avait été dépassée. Ce dépassement est notamment dûà la présence d'eau dans le circuit, empêchant de réaliser les opérations de soudure. Cet aléa a été résolu par l'utilisation de l'équipement de Mise en Dépression du Circuit Primaire (MED CP), cf. demande B.3. Les inspecteurs se sont interrogés sur la raison pour laquelle la réédition du RTR n'avait pas été anticipée. En effet, la bonne pratique aurait voulu que le RTR soit ré-indicé lorsque la MED CP a été installée et que les premières opérations de soudage ont pu débuter.
A4 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de ces constats et vous demande de vous assurer que les RTR soient correctement renseignés, et les parades prévues appliquées. Vous lui indiquerez les mesures prises.
## Contrôles Sur Le Terrain - 2Rcv003Po
Les inspecteurs ont constaté la présence d'huile sur le sol, dans le local de la pompe 2RCV003PO. Ils ont également observé que ce local exigu était utilisé pour entreposer des éléments appartenant à 2RIS002PO et 2RCV001PO, ce qui provoquait un encombrement présentant des risques pour le personnel et des risques d'endommagement des matériels.
A5 : L'ASN vous demande d'identifier l'origine de l'huile présente dans le local de la pompe 2RCV003PO ainsi que l'éventuel impact de cet écoulement. En outre, l'ASN vous demande de procéder à l'enlèvement des dépôts des chantiers appartenant à 2RIS002PO et 2RCV001PO.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Bilan De Fonction « Exploitation Du Réacteur » - Robinets Rcv 381 Vp (Robinets Pneumatiques Qui Règlent Le Débit De La Ligne De Décharge)
L'article 2.5.6 du chapitre V du titre II de l'arrêté [7] prévoit que « *les activités importantes pour la* protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ».
Les inspecteurs ont consulté le Dossier de Réalisation de Travaux (DRT) de la dernière visite complète du robinet 4RCV381VP. En page 17/113, la ligne correspondant à la phase 39, relative à l'analyse 1er **niveau du DSI, fait figurer une case cochée mais aucune signature et date apposée justifie**
que l'acte de surveillance associé a été réalisé. Vos représentants ont indiqué que l'activité avait été réalisée par AMT (entité d'EDF) et que la surveillance sur les activités réalisées par EDF n'était pas obligatoire. Ainsi, ils ont conclu que la surveillance de l'analyse 1er **niveau n'était pas requise.**
Vos représentants ont précisé que le DSI consulté correspondait à la tâche n°2 « visite complète du robinet », d'un Ordre de Travail (OT) qui comprend en totalité cinq tâches. Vos représentants ont communiqué aux inspecteurs les dates d'analyse 1er **niveau renseignées dans l'EAM pour chacune**
des cinq tâches : tâche 1 : 2/07/2015 (service automatisme), tâche 2 : 3/07/2015 (service robinetterie), tâche 3 : 27/07/2015 (service automatisme), tâche 4 : 8/07/2015 (service automatisme) et tâche 5 : 3/07/2015 (service robinetterie). Vos représentants ont indiqué que l'analyse 1er niveau sous l'EAM
faisait foi par rapport à la version papier.
Par ailleurs, ils ont expliqué aux inspecteurs que la phase 39 du DSI « Analyse 1er **niveau du dossier**
d'intervention » correspondait à l'analyse 1er **niveau « finale », associée à l'ensemble des activités de**
l'OT (cinq tâches). Ils ont indiqué que cette phase 39, analyse 1er **niveau « finale » n'était pas requise** à partir du moment où l'analyse 1er **niveau de chacune des tâches avait bien été réalisée. Toutefois,**
vos interlocuteurs ont indiqué que le DSI ne comportait pas de phase spécifique correspondant à l'analyse 1er **niveau de la tâche en question.**
Les inspecteurs s'interrogent sur ces explications : absence de phase spécifique (ligne dans le DSI)
correspondant à l'analyse 1er **niveau de la tâche en question, présence d'une phase 39 relative à**
l'ensemble de l'OT sans que cela soit indiqué, et non requise.
Enfin, la nature du contrôle technique (phase 38 : « contrôle technique du DSI renseigné » du DSI
« visite complète du robinet 4RCV381VP »), réalisé le 23/07/15, postérieurement à la réalisation de l'analyse 1er niveau renseignée sur l'EAM (3/07/2015), les interpelle.
B1 : L'ASN vous demande de lui indiquer les documents (informatiques ou papiers) qui justifient que l'opération est terminée et qui valent enregistrement au titre de l'arrêté [7].
B2 : L'ASN vous demande de lui démontrer que l'analyse 1er niveau de la tâche n°2 « visite complète du robinet 4RCV381VP », enregistrée le 3/07/2015 sur l'EAM, a bien été réalisée postérieurement au contrôle technique (phase 38 du DSI, signée le 23/07/2015). Vous confirmerez que la phase 39 correspond à l'analyse premier niveau de l'ensemble de l'OT, et non de la tâche n°2. Vous justifirez que cette phase n'est pas nécessaire, si l'ensemble des analyse 1er niveau des différentes tâches est réalisée. Le cas échéant, vous vous prononcerez sur une révision du DSI pour introduire une phase spécifique relative à l'analyse 1er niveau de la tâche n°2, et une modification du libellé de la phase 39 pour la rendre plus explicite.
B3 : L'ASN vous demande de vous prononcer sur la disponibilité effective du matériel 4RCV381VP.
Les inspecteurs ont demandé à consulter le dernier Rapport de Fin d'intervention (RFI) de la réfection presse garniture (PG) du robinet 4RCV381VP. Le programme de maintenance [4] indique une périodicité de 6 cycles pour cette activité. Vos représentants ont répondu que le RFI n'était pas disponible car cette tâche n'est plus systématiquement réalisée à 6 cycles depuis la mise en application de la dérogation générique accordée [5] et que dans ces conditions, les réfections presse garniture sont désormais réalisées dans le cadre des visites internes à périodicité 12 cycles. La dernière réfection du presse garniture remonte à la visite décennale de 2015 (dernière visite interne de l'organe). Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont demandé pour quelle raison la dérogation [5] fait référence au programme de maintenance (PB900 AP913 01) à l'indice 2, alors que celui transmis aux inspecteurs est celui à l'indice 3.
Suite à l'inspection, vos représentants ont transmis les explications suivantes : « *Le passage à l'indice* 3 du PBMP AP913-01 (mai 2016) n'a pris en compte que les demandes d'évolution jugées prioritaires par le national. Les dérogations MVM n'en faisaient pas partie. L'analyse de la note d'étude de la FA « robinets pneumatiques réglants » à paraître montre que les dérogations MVM lots P0 à P5 seront intégrées dans cette FA, qui n'est pas encore publiée. L'activité de réfection PG étant supprimée par la dérogation MVM lot P1, celle-ci sera intégrée à la FA en cours de préparation ».
Le document [6] précise au point 5.6.2 (page 37/81) que « *pour un équipement EIPS, le site doit attendre* la réponse favorable du national. Aucune demande ne peut être appliquée avant l'évolution du référentiel de classe 3 (et de classe 4 si le site souhaite bénéficier de la production mutualisée) pour une demande pérenne, ou avant la réponse favorable pour une demande ponctuelle ». La Fiche d'Amendement (FA) au PBMP n'étant pas finalisée, les inspecteurs s'interrogent sur la suppression de la tâche de réfection du presse garniture en 2021, alors que la fiche d'Amendement (FA) est en cours de préparation.
B4 : L'ASN vous demande de justifier que la péridicité 12 cycles, pour l'activité de réfection du presse garnitude des robinets RCV381VP, peut déjà être appliquée, alors que la Fiche d'Amendement, n'est pas prescrite à ce jour.
Les inspecteurs ont également consulté le Rapport de Fin d'Intervention (RFI) de la dernière intervention concernant le remplacement de la membrane de l'actionneur du robinet 4RCV381VP. Le dossier ne comporte pas l'étiquette de la pièce remplacée (BIR). Vos représentants ont vérifié sur le logiciel « EAM »5 et ont indiqué que la commande de la membrane avait été faite et que le compterendu de l'intervenant mentionnait bien son remplacement. Toutefois, le Dossier de suivi et d'Intervention (DSI) n'est pas autoportant, et ne permet pas de vérifier que la membrane de l'actionneur a effectivement été remplacée.
B5 : L'ASN vous demande de lui transmettre les références des membranes remplacée et en place, pour justifier de la bonne réalisation de l'activité.
## Contrôles Sur Le Terrain - 2Rcp313Vp
Les inspecteurs se sont rendus sur le chantier 2RCP313VP « soudage orbital S2 » et ont échangé avec l'entreprise prestataire qui intervenait. L'intervenant a expliqué que la MED CP n'avait pas été installée en première approche afin d'éviter une co-activité avec le chantier majorant de remplacement des mécanismes de commande de grappes qui se trouve à proximité du stand de la MED CP (plancher piscine) lorsqu'elle est posée. Toutefois, les intervenants prestataires n'ont pas pu réaliser les opérations de soudage, en l'absence de la MED CP, du fait de la présence d'eau dans la canalisation. L'intervenant indique que différentes mesures alternatives ont été étudiées mais qu'elles n'ont pas permis de pallier à cette absence. La MED CP a finalement été installée fin avril 2021 et les intervenants ont pu réaliser la première passe. Toutefois, dans la nuit du 28 au 29 avril 2020, la gaine d'aspiration de la MED CP s'est endommagée conduisant une nouvelle fois à la présence d'eau dans la canalisation.
B6 : L'ASN vous demande d'expliquer pour quelles raisons, lors des phases de préparation, le besoin de pose de la machine MED CP n'avait pas été identifié comme nécessaire pour l'intervention sur le robinet 2RCP313VP et plus largement, vous préciserez pour quelles raisons la machine n'a pas été posée pour les différentes interventions, au titre de la protection collective.
B7 : L'ASN vous demande de lui expliquer l'origine de l'endommagement de la gaine d'aspiration de la MED CP et les mesures qui ont été prises en suivant. Par ailleurs, vous lui adresserez les éléments justifiant de l'intégrité de la gaine avant et lors de la pose de la MED CP.
## Contrôles Sur Le Terrain - 2Ris134Vp
Les inspecteurs ont constaté un câble non protégé sur le robinet 2RIS134VP alors que ce même câble est protégé sur le robinet à proximité, 2RIS163VP. A la suite de l'inspection, vos représentants ont transmis les informations suivantes *« La vanne 2RIS163VP est située en voie B et la vanne 2RIS134VP* en voie A. De conception et d'une manière générale, nous observons des protections par gaines CAPRI installées sur les câbles des fins de course des vannes qualifiées uniquement en voie B. Cette observation réalisée sur 2RIS134VP et 2RIS163VP est donc cohérente avec le reste de l'installation et ne nous apparaît pas comme anormale. »
B8 : L'ASN vous demande d'expliquer les raisons pour lesquelles la protection des gaînes serait différente entre la voie A et la voie B des vannes du système RIS.
## C. Observations Bilan De Fonction « Exploitation Du Réacteur » - Robinets Rcv 381 Vp (Robinets Qui Règlent Le Débit De La Ligne De Décharge)
A la suite des constats faits sur les internes des robinets RCV 381 VP (cf. demande A.2), les inspecteurs ont noté positivement les actions qui ont été prises par le CNPE du Blayais à savoir, la modification du DSI pour acter le remplacement systématiques des internes des robinets RCV 381 VP à chaque visite préventive, et une demande d'évolution documentaire auprès de la structure pallier pour que les internes soient commandés systématiquement lors du déclenchement de la visite, de façon à rendre les pièces de rechange (PDR) disponibles. Les inspecteurs ont consulté le DSI modifié, intitulé : « *K1 visite complète actionneur / robinet MNN* **»,** et ont constaté qu'en face de la phase ajoutée « *remplacement systématique des internes* **», un** commentaire précisait « *sous réserve de la disponibilité des PDR* **».** C.1 Les inspecteurs considèrent que le commentaire « *sous réserve de la disponibilité des PDR* **» associé** à la phase d'intervention « remplacement systématique des internes » peut être supprimé. En effet, le CNPE a mis en évidence que l' « **ajout de maintenance permettra de supprimer les visites fortuites qui** interviennent après 15 ans (en moyenne) de fonctionnement du robinet **», il a modifié son DSI en** conséquence et a pris les mesures pour que les PDR soient sécurisées. Ce commentaire n'apparaît pas justifié.
## Bilan De Fonction « Exploitation Du Réacteur » - Vision Prospective De La Fonction
Les inspecteurs se sont interrogés sur la signification de la phrase suivante, mentionnée dans le bilan de fonction : **« A terme la fiabilité de certaines parties de l'installation (RCV notamment) pourrait être** dégradées si la surveillance en locale n'est pas mieux assurée ». **Vos représentants ont indiqué qu'elle était** liée à une défaillance de l'éclairage dans les locaux W257/217, et que le traitement était porté par la demande exocet 318072. C.2 Les inspecteurs considèrent que cette phrase présente dans le bilan de fonction, peu explicite, mérite d'être précisée.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division de Bordeaux signé Simon GARNIER |
INSSN-CAE-2021-0851 | Référence courrier : CODEP-DRC-2021-031036 **Caen, le 09 juillet 2021**
Monsieur le directeur de l'établissement ORANO Recyclage de La Hague BEAUMONT-HAGUE
50444 LA HAGUE CEDEX
Objet : Inspection des installations nucléaires de base nos **116 et 117 - unités NCPF T2 et R2**
Thème : **Génie civil et agressions**
Code : Inspection no **INSSN-CAE-2021-0851**
Références : **Titre IX du livre V de la partie législative du code de l'environnement**
Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection inopinée a eu lieu le mardi 25 mai 2021 au sein de l'établissement Orano Recyclage de La Hague, sur le thème « génie civil et agressions » au sein des unités NCPF1 R2 et NCPF T2 appartenant aux INB nos **116 et 117.**
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet a concerné les thématiques du génie civil ainsi que des agressions sur le périmètre des unités NCPF T2 et NPCF R2 en construction, et dont la mise en service est prévue au cours des années 2023 pour NCPF T2 et 2024 pour NCPF R2.
Dans un premier temps, et afin de répondre à certaines demandes formulées en amont de l'inspection, l'exploitant a présenté aux inspecteurs ainsi qu'à l'expert technique :
- **Les actualités liées au chantier en cours (planning prévisionnel, avancement du montage des**
tuyauteries ainsi que des câbles électriques, visite virtuelle au moyen de l'outil AVEVA Engage, prises de vue…) ;
- **L'évènement récent ayant eu lieu le 19 mars 2021 concernant une inversion des cuves 11 et 12**
implantées dans les cellules 2109 des annexes NCPF R2 et T2, qui alimentent les évaporateurs de concentration de produits de fission, ainsi que l'origine de cette inversion et le retour d'expérience à en tirer ;
- **Le développement d'outils de mesures d'épaisseur et d'inspection vidéo ainsi que le programme**
de qualification de ces équipements, en réponse à la demande D7 du courrier de l'ASN référencé CODEP-DRC-2020-022420 du 11 mai 2020 ;
- **Quelques points portant sur le génie civil des unités NCPF : contrôle de la bonne réalisation**
des derniers point d'arrêt, maîtrise de la conformité et du vieillissement, traçabilité de la documentation afférente, état des lieux initial servant de point de départ au plan de surveillance ;
- **Le traitement des défauts ou des écarts constatés sur le génie civil des unités NCPF R2 et T2.**
Les inspecteurs ont examiné par sondage quelques écarts ainsi que les mesures correctives associées.
Dans un second temps, les inspecteurs ainsi que l'expert technique ont effectué une visite des unités NCPF R2 et T2. Ils ont notamment vérifié l'organisation et l'état de propreté du chantier ; constaté, pour les écarts examinés par sondage, la bonne réalisation des réparations ; examiné les ancrages des cheminées en sous-face des dalles de terrasse ainsi que les amortisseurs dynamiques de vibration, et sont allés sur la terrasse de l'unité 6260 (NCPF T2) afin de questionner l'exploitant sur la protection des aéroréfrigérants vis-à-vis du risque d'éclatement de la cuve d'argon liquide située au niveau de l'atelier T72.
Par ailleurs, les inspecteurs ont transmis des demandes portant sur les agressions des unités NCPF,
en lien avec des attentes de compléments récemment formulées sur ce sujet (CODEP-DRC-2020022420 du 11 mai 2020 et CODEP-DRC-2021-006379 du 2 mars 2021), auxquelles l'exploitant a répondu de manière satisfaisante *a posteriori*.
Au vu de ces examens réalisés par sondage, et de la visite de terrain effectuée dans les unités NCPF R2 et T2, l'organisation définie et mise en œuvre sur le chantier des unités NCPF apparaît satisfaisante.
Cependant, l'exploitant devra tenir compte des demandes d'actions correctives et compléments d'information décrits ci-après.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Maîtrise De La Conformité Et Du Vieillissement**
Les inspecteurs ont abordé la question de la maîtrise de la conformité et du vieillissement des éléments importants pour la protection (EIP) qui sont ou seront implantés dans les unités NCPF R2 et NCPF T2, ainsi que la traçabilité de la documentation du chantier en cours, en vue des réexamens périodiques futurs de ces INB3 **et conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté INB du 7 février 2012. En outre, les**
inspecteurs ont demandé à vos représentants comment étaient conservés les échantillons d'acier, de béton, de calorifuge, et comment s'effectuait l'archivage des documents.
Concernant la maîtrise de la conformité et du vieillissement, vos représentants ont indiqué que celleci sera assurée par :
- **Un programme de surveillance et des contrôles périodiques, notamment sur les EIP, à l'instar**
de ce qui est fait actuellement pour les évaporateurs concentrateurs de produits de fission existants ;
- **Un état des lieux du génie civil servant de point de départ au plan de surveillance des annexes**
NCPF, basé sur des rapports, des photos et des procès-verbaux de réception.
Cependant, vos représentants ont signalé qu'aucun échantillon témoin de béton ou d'acier n'a été prélevé sur les unités NCPF, affirmant que la durée prévisionnelle de vie de l'ouvrage (50 ans) ainsi que le retour d'expérience tiré des ateliers R2 et T24**, ne présentant pas de signes particuliers de**
vieillissement selon leurs dires, ne le justifiaient pas. De plus, il a été précisé que le béton qui avait été utilisé pour la construction des unités NCPF était identique à celui des fosses 30 et 40 de l'atelier EEVLH5.
Les réexamens périodiques décennaux, dont l'un des objectifs est *« d'apprécier la situation de* l'installation au regard des règles qui lui sont applicables »**, sont appelés par l'article L. 593-18 du code de**
l'environnement. Cette vérification de la maîtrise de la conformité et du vieillissement de l'installation ne peut se faire que si un état des lieux du génie civil le plus précis possible au moment de la mise en service de l'INB est réalisé.
Je vous demande de démontrer que l'absence d'échantillon témoin de béton ou d'acier prélevé sur les annexes NCPF vous permettra, néanmoins, de disposer d'un état des lieux du génie civil suffisamment robuste pour les réexamens périodiques décennaux à venir des unités NCPF R2 et T2. Si tel n'était pas le cas, vous proposerez une solution pour que les expertises futures de ces installations ne soient pas biaisées.
## B **Compléments D'Information** B.1 **Gestion Des Écarts**
Les inspecteurs ont examiné plusieurs écarts constatés sur le génie civil des deux unités NCPF R2 et T2. Leur solde a été contrôlé par sondage, tel que l'état de surface des fourreaux d'endoscope ou la réparation de nids de cailloux.
Parmi ces écarts, celui concernant l'activité 101503 et numéroté 0120, ayant pour objet une épaisseur minimale de radioprotection des dalles de couverture des caniveaux actifs 8736 et 8737 (où circulent les concentrats d'effluents issus des évaporateurs hautement radioactifs) plus faible que l'épaisseur prescrite par l'exigence de sûreté EXS R2-2C-E001-46.01 : celle-ci est de 400mm au lieu de 500mm prescrits. Cet écart considéré soldé par l'exploitant, les inspecteurs s'interrogent sur le sous-dimensionnement de ces dalles et sur l'impact potentiel en termes d'exposition externe des personnes. Vos représentants affirment que le calcul de radioprotection réalisé, non examiné lors de l'inspection, concluait à l'absence d'incidence.
Je vous demande de me transmettre le calcul de radioprotection effectué pour solder l'écart référencé ci-dessus.
En complément, je vous demande de m'expliquer comment les écarts de génie civil sont tracés dans les dossiers dits *« Tel Que Construit »* **de génie civil des annexes NCPF, dossiers qui constitueront la**
base sur laquelle les réexamens périodiques décennaux de ces installations seront effectués.
## B.2 **Développement Des Outils De Contrôle Non Destructif (Cnd)**
L'exploitant a présenté en début d'inspection la réponse à la demande D7 du courrier référencé CODEP-DRC-2020-022420 du 11 mai 2020, qui portait sur le développement des outils de CND et du programme de qualification de ces équipements (sondes multiéléments US et perches).
S'il est apparu que la réponse apportée ne soulevait pas de commentaire particulier de la part des inspecteurs, l'exploitant a présenté, pour l'inspectabilité des évaporateurs concentrateurs de produits de fission actuels et plus particulièrement le contrôle de l'épaisseur de leur paroi externe, une sonde multiéléments fixée sur un bras motorisé dénommé « PYTHON ». Or, les inspecteurs n'ont eu aucune information quant à l'existence de cet équipement, qui était en cours de qualification au moment de l'inspection.
Je vous demande de me transmettre le dossier de qualification de la sonde multiéléments fixée sur le bras motorisé de type PYTHON, ainsi que le mode opératoire associé à son utilisation. Vous me préciserez si ce moyen de contrôle a déjà été utilisé pour le suivi en service des évaporateurs concentrateurs de produits de fission actuels de l'unité 4120 des ateliers R2 et T2, et si oui, lesquels.
## B.3 Retour D'Expérience Tiré De L'Écart Relatif À L'Inversion Des Cuves 11 Et 12
L'exploitant a présenté aux inspecteurs l'écart relatif à l'inversion des cuves 11 et 12 implantées dans les cellules 2109 des annexes NCPF R2 et T2, détecté le 19 mars dernier. Ces cuves, classées EIP, alimenteront les évaporateurs de concentration de produits de fission de NCPF et sont placées entre la cuve de réception des raffinats issus du 1CUPu6 **et ces évaporateurs. L'exploitant a ainsi présenté**
l'origine de cet écart, qui remonte au mois de mars 2015 lors de la première création de la maquette à partir du plan d'implantation des cuves, écart qui ne sera jamais détecté malgré les vérifications effectuées lors des différentes phases du projet (avant-projet sommaire, avant-projet détaillé, réalisation), jusqu'au mois de mars 2021, où l'inversion est détectée après montage des cuves dans la cellule.
Si l'exploitant a présenté les causes justifiant l'absence de détection de cet écart entre 2015 et 2021
(problème de maturité des outils et des méthodes utilisés, vérifications insuffisantes), il n'a pas précisé aux inspecteurs quel retour d'expérience pouvait être tiré (hormis le fait de redoubler de vigilance au niveau des vérifications) ni comment il l'appliquerait dans d'autre situations.
Des outillages de manutention spécifiques ont été mis en place et testés afin de manutentionner les cuves et les replacer au bon endroit ; les inspecteurs sont allés vérifier sur le terrain la dernière étape de remise en place de la cuve 11 destinée à alimenter les évaporateurs de NCPF T2.
Je vous demande de me préciser quel retour d'expérience peut être tiré de l'écart détecté le 19 mars 2021 concernant les cuves « inversées » 11 et 12, destinées à alimenter les évaporateurs des annexes NCPF R2 et T2 ; vous identifierez les situations susceptibles d'en bénéficier dans le cadre de la gestion de vos projets.
Enfin, je vous demande de formaliser, dans votre système de gestion intégrée, une information de l'ASN pour les écarts de conception et de fabrication présentant les plus forts enjeux. Vous me présenterez les résultats de vos réflexions à ce sujet.
C Observations Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
Le chef de division Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-LYO-2021-0524 | Lyon, le 26 mai 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-024442 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Bugey Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB nos 89) - Réacteur 4 Inspection n° INSSN-LYO-2021-0524 du 11 mai 2021 Thème : « Etat de l'intégration des modifications liées au 4ème réexamen périodique et conformité au référentiel applicable »
Référence : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des INB prévu au code de l'environnement cité en référence, une inspection a eu lieu le 11 mai 2021 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « Etat de l'intégration des modifications liées au 4ème réexamen périodique et conformité au référentiel applicable ».
Je vous communique 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. Les demandes A1, A3, A4, A8 et B1 devront être prises en compte et traitées avant la divergence du réacteur 4 à l'issue de sa 4ème visite décennale.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 11 mai 2021, réalisée dans le cadre de la 4ème visite décennale (VD4) du réacteur 4 de la centrale nucléaire du Bugey, avait pour objet de contrôler, par sondage, la mise en œuvre des modifications du réacteur au cours de sa 4ème visite décennale et la déclinaison du référentiel documentaire associé à ces modifications ou en découlant.
Les points suivants ont été mis en évidence lors de cette inspection :
- un pilotage de la mise à niveau du référentiel documentaire préalable à la VD4 ou lié à la VD4 qui est apparu satisfaisant. Les reports des dates butées pour les attendus documentaires étaient correctement justifiés et suivis. Cela constitue une amélioration notable par rapport à la situation rencontrée lors de la VD4 du réacteur 2 ;
- la clôture de plans d'action (PA) en lien avec des modifications alors que la solution mise en œuvre est provisoire ou diffère de la solution validée. Ce point constitue un dysfonctionnement important et constitue une source potentielle d'écart entre l'état réel des installations et l'état pris en compte dans les dossiers de modification ;
- un calendrier de définition de solutions pérennes pour traiter les anomalies ou les écarts d'intégration de modifications, incompatible avec l'enchaînement des visites décennales sur le site de Bugey, ce qui conduit à redémarrer le réacteur avec des réserves sur certaines modifications ;
- une diffusion et un partage du retour d'expérience qui doivent être améliorés afin d'éviter de devoir traiter, parfois en urgence, des problématiques déjà rencontrées lors de l'intégration de la modification sur le réacteur 2 de Bugey.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Clôture de Plan d'Action (PA) *alors que l'action est provisoire ou n'est pas conforme au traitement défini* Dans le cadre de la modification PNPE0127A « *Remplacement composants sensibles tableaux sources P6* », le PA 204584 a été ouvert afin de traiter la problématique de raccordement des câbles en amont des disjoncteurs 4LBA003 et 004 JA, de type « XT », dans les armoires. La solution de traitement proposée consiste à modifier le positionnement des équerres de raccordement et à mettre en place une liaison rigide sous forme de plage de cuivre pour permettre la liaison câble de puissance - équerre de raccordement. La boulonnerie ainsi que les couples de serrage ont été précisés. Cette solution a été validée par vos services centraux.
L'examen du dossier de suivi d'intervention (DSI) associé à la mise en œuvre de cette solution a mis en évidence que, pour la fixation des plages de cuivre, une boulonnerie M10 avec un couple de serrage de 8 N.m a été mise en place alors que la solution validée prévoyait une boulonnerie M10 avec un couple de serrage de 55 N.m. Le PA est passé à l'état clos sans que cette anomalie ne soit identifiée par votre processus de clôture.
## A La Suite De L'Inspection, Une Visite De Terrain A Été Réalisée Et La Remise En Conformité A Été Conduite Le 14 Mai 2021.
Toujours dans le cadre de la modification PNPE0127A susmentionnée, le PA 215975 a été ouvert afin de traiter le caractère inadapté au pic de charge, survenant lors du démarrage des enregistreurs en salle de commande, des nouveaux disjoncteurs 4 LNE 010 et 011 JA installés sur 4 LNE 001 TB. Une instruction temporaire de sûreté (ITS) a été mise en place ; elle prévoit un démarrage séquentiel des enregistreurs en les réalimentant un par un. Une ITS, comme son nom l'indique, doit présenter un caractère temporaire et une solution pérenne doit donc être définie. Or, le PA 215975 a été passé à l'état « clos » sans que ne soit définie ni mise en place une solution de traitement pérenne. Ce PA aurait *a minima* dû être maintenu à l'état soldé pendant la durée d'application de l'ITS.
Ces deux situations mettent en évidence un dysfonctionnement dans le suivi et la clôture des PA liés à des dossiers de modification. Au vu du nombre de modifications déployées pendant la VD4 et du nombre de PA ouverts, ces situations remettent potentiellement en cause la conformité des installations avec les dossiers de modification et avec les aménagements validés par vos services centraux.
Demande A1 **: Je vous demande de procéder à une revue des PA liés à des dossiers de modification déployés**
pendant la VD4 du réacteur 4 de Bugey. Cette revue devra permettre de garantir que les solutions de traitement validées ont été correctement mises en œuvre et pour les PA à l'état clos, que cet état est en cohérence avec le caractère définitif et pérenne de la solution mise en place. Vous me transmettrez le bilan de cette revue des PA et les dispositions prises, le cas échéant, pour pallier les écarts concernés.
Demande A2 **: Je vous demande d'identifier les dysfonctionnements ayant généré cette situation et de**
mettre en place les actions permettant d'en éviter le renouvellement.
## Requalification Des Prises Samir
Lors du débranchement des câbles 4 EAS C 111/C112/C113 C115 du tableau LLD 001 TB, il a été constaté que les brins 11 et 12 étaient raccordés alors que le plan de câblage après modification ne prévoit pas le raccordement de ces deux brins dans le tableau LLD 002 TD. Ces brins correspondent au câblage des prises
« SAMIR » pour la maintenance des servomoteurs.
L'entreprise en charge du montage a proposé le raccordement des brins 11 en borne 7 et brins 12 en borne 8 dans LLD 002 TB avec une requalification des prises « SAMIR » à prévoir dans les procédures d'exécution et d'essais (PEE) du dossier. Vos services centraux ont validé la solution technique proposée à savoir raccorder les brins 11 sur le bornier 7 et les brins 12 sur le bornier 8, et ils ont demandé la mise à jour du plan associé, mais ne se sont pas prononcés sur la nécessité ou non de requalifier les prises « SAMIR ».
Demande A3 **: Je vous demande de solliciter l'avis de vos services centraux sur la nécessité ou non de**
requalifier les prises « SAMIR » **et de me le transmettre. S'il s'avère que cette requalification est requise,**
vos services centraux devront préciser la date butoir pour réaliser cette requalification. Réserves non-résorbées *sur des modifications intégrées à l'occasion de la VD4, alors que ces réserves étaient connues* avant l'arrêt La modification PNPE0127A « *Remplacement composants sensibles tableaux sources P6* » est une modification de phase « A » dont le déploiement est à réaliser avant la fin de la visite décennale. Vous avez indiqué, lors de l'inspection INSSN-LYO-2020-0566 du 1er octobre 2020 sur le thème « VD4 - Modifications réalisées avant la visite décennale », que « c*ette modification a déjà été mise en œuvre sur Bugey 2 et un problème de dimensionnement* du calibre de disjoncteurs, ne permettant pas de tenir la charge, a été mis en évidence. La configuration pour Bugey 2 a été adaptée et une instruction *temporaire de sûreté a été créée. Pour Bugey 4, l'installation de disjoncteurs d'un calibre* supérieur est prévue ». Cette problématique de disjoncteur concerne trois disjoncteurs : LAA004JA, LNE010 et 011JA. Si la problématique du disjoncteur LAA004JA a été traitée au cours de la VD4 du réacteur 4, il n'en est rien pour les disjoncteurs LNE010 et 011JA, ce qui vous conduit à mettre en place une ITS en salle de commande.
La solution est, à ce jour, toujours en cours d'étude.
Lors de l'inspection INSSN-LYO-2020-0566 du 1er octobre 2020 sur le thème « VD4 - Modifications réalisées avant la visite décennale », vous avez indiqué, pour la modification PNPP0086 « *suivi automatique de* l'encrassement des échangeurs RRI/SEC », qu'il était nécessaire d'implanter un relais de découplage pour s'affranchir de la problématique constatée sur l'alarme SEB011AA qui reste présente malgré les tentatives de désexcitation du relais et que cette implantation serait réalisée à l'occasion de la VD4 du réacteur 4. Il s'avère que ce relais de découplage n'a pas été installé et que cette activité a été reportée pour un traitement « tranche en marche », après la VD4.
Demande A4 : Je vous d'étudier le traitement de ces réserves en préalable à la divergence du réacteur 4. A
défaut, vous me préciserez les impossibilités ou les difficultés techniques rencontrées qui ont conduit à planifier ces reports et vous vous engagerez sur des échéances de traitement ambitieuses.
## Prise En Compte Du Retour D'Expérience De La Vd4 Du Réacteur 2
L'examen des PA ou des PEE liées à des modifications mises en œuvre sur le réacteur 2 de Bugey puis sur le réacteur 4 a mis en évidence des situations similaires qui illustrent une prise en compte partielle ou insuffisante du retour d'expérience du réacteur 2 dans les documents associés aux modifications.
Ainsi à titre d'exemple, peuvent être citées :
- la PEE LLA011PNPE0044A dans laquelle est retranscrite, pour les deux réacteurs, une valeur inexacte de fusible pour les contacteurs CF13 (63 A au lieu de 100) ;
- la problématique de raccordement du voyant en SDC 4PTR017LA, rencontrée pour les deux réacteurs ; - la problématique de la plage de raccordement sur les tableaux LAD, LAE, LAF et LAG004JA, rencontrée pour les deux réacteurs.
Demande A5 : Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues afin d'intégrer **les retours** d'expérience de**s modifications des réacteurs 2 et 4 dans les documents qui seront utilisés pour le** réacteur 5.
## Clarification De Certaines Pee 4
L'annexe 1 de la PEE EAS350PNPP0811A, intitulée grille d'essai de requalification (GER), liste les critères ou paramètres à vérifier dans le cadre de cette PEE. Parmi ceux-ci se trouve la « course tige butée à butée » de la vanne EAS 516 VP. La valeur attendue est 200 mm et il est indiqué une valeur mesurée de 200 mm. Figure également un contrôle de la garde butée ouverte avec une valeur attendue de 15 mm et une valeur mesurée de 15 mm. Sur cette annexe est mentionnée de manière manuscrite la référence à un document Framatome référencé D02-ARV-01-129-434. La grille d'essai de requalification « Framatome » prévoit également la mesure de la course de tige butée à butée mais cette fois la valeur attendue est 185 mm +/- 2mm et la valeur mesurée est de 185 mm.
S'il est aisé de retrancher 15 mm à 200 mm pour obtenir 185 mm, ces différentes valeurs reportées dans les GER conduisent à s'interroger sur les modalités d'obtention de ces valeurs et leur finalité :
- quelles sont les valeurs qui résultent d'une mesure et celles d'un calcul (comment mesure-t-on une course de tige de butée à butée de 200 mm sachant qu'il existe une garde de butée ouverte ?)
- quel est l'intérêt de cette approche différente (est-il utile de vérifier que la garde butée ouverte est effectivement de 15 mm ou seul le critère course de butée à butée est à vérifier ?).
Ces points sont à clarifier avant la prochaine mise en œuvre de cette PEE.
L'examen des GER associées aux PEE LNB342PNPP0127A et PEE LND0344PNPE0127A a mis en évidence la présence de nombreuses annotations sur le mode opératoire, l'état initial et le matériel d'essai. La nécessité d'apporter des précisions de la part des intervenants, qui n'avait pas été rencontrée lors de l'utilisation de ces PEE sur le réacteur 2, met en évidence un risque d'interprétation ou de pratique différente suivant l'intervenant qui les met en œuvre.
Demande A6 : Je vous demande de clarifier les PEE EAS350PNPP0811A, LNB342PNPP0127A et LND0344PNPE0127A **avant leur prochaine mise en œuvre sur le site du Bugey.**
Dysfonctionnement au niveau de l'enregistreur des principaux paramètres de fonctionnement du module PTRbis Lors de la mise en configuration du module PTRbis pour la requalification de la ligne PTRbis, il a été constaté un dysfonctionnement au niveau de l'enregistreur ne permettant pas la sauvegarde des principaux paramètres de fonctionnement du module PTRbis. Cette problématique a déjà été rencontrée lors des essais similaires réalisés pour le réacteur 2.
La fiche de non-conformité demande de trouver une solution avant la mise en œuvre sur le réacteur 5 de Bugey, prévue début 2021. Le jour de l'inspection, vous avez indiqué que les essais ont été réalisés sur le réacteur 5 et que cette problématique d'enregistrement n'est toujours pas résolue. Demande A7 : **Je vous demande de solliciter les autres CNPE qui ont, à l'instar de Bugey, déjà déployé** cette modification et procédé à sa requalification, afin d'apprécier si cette problématique est spécifique au module utilisé à Bugey ou si elle est également présente pour les autres CNPE. **Vous en tirerez le retour** d'expérience en vue de la réalisation des essais du réacteur 3, si nécessaire **avec un autre module.**
## Disponibilité Du Capteur Ptr068Ld
Dans le cadre de la mise en œuvre PEEPTR001PNPP0907 le 18 juillet 2020, a été mesuré le débit d'appoint à la piscine BK par le système SED. Cette mesure a été réalisée à l'aide du capteur PTR 068 LD et d'un capteur d'essai de mesure US installé spécifiquement. La différence de débit mesuré est notable puisque le capteur PTR 068 LD mesure un débit de 46 m3/h pendant que le capteur d'essai mesure un débit de 32 m3/h.
Il s'avère que le capteur PTR 068 LD est un capteur validant des critères RGE A Demande A8 **: Au vu de la différence entre les débits mesurés par le capteur PTR 068 LD et le capteur**
d'essai, je vous demande de m'indiquer si le capteur PTR 068 LD a fait l'objet d'un étalonnage depuis la réalisation de cet essai. Selon les conclusions de cette vérification, je vous demande de vous prononcer sur sa disponibilité et sur la remise en cause éventuel de critères RGE A qui auraient été vérifiés postérieurement au 18 juillet 2020 avec le capteur PTR 068 LD
## B. Demandes D'Informations Complementaires Bride 4 Jpd100Di En P265Gh Eu Lieu De P280Gh
Dans la cadre d'une visite terrain, il a été constaté que l'acier de la bride 4JPD100DI était du P265GH en lieu et place du P280GH. Cette situation a été acceptée sur la base d'un avis d'ingénieur et avec une note de calcul à l'appui, qui n'ont pas pu être présentés au cours de l'inspection.
Demande B1 : je vous demande de me transmettre l'avis d'ingénieur ainsi que la note de calcul justifiant de cette acceptabilité. Non planification de la modification PNPP0485 *: Fiabilisation des chaînes KRT VVP/N16 lors de la prochaine VD4* du réacteur 5 de Bugey Cette modification a pour objet de traiter l'obsolescence des chaînes KRT VVP/N16. Cette modification a été déployée pour les réacteurs 2 et 4 de Bugey. Vous avez indiqué que, pour le réacteur 5 de Bugey, cette modification serait intégrée postérieurement à la VD4.
Au vu de l'origine de cette modification et sachant que la nouvelle technologie des chaînes KRT VVP /N16 est prise en compte dans le rapport de sûreté VD4, ce report de programmation demande à être justifié.
Demande B2 : Je vous demande de justifier cette programmation après la VD4 du réacteur 5 de Bugey.
Cette justification devra apporter *a minima* **des éléments de réponse aux items suivants** :
- motivation de la non programmation pendant la VD4 **du réacteur 5 de Bugey** ;
- date retenue pour le déploiement de cette modification pour les réacteurs 3 **et 5** ;
- bilan des sondes KRT VVP/N16 d'**ancienne technologie encore en service sur le site du Bugey**
(nombre de sondes encore en service avec leur nombre d'heures **de fonctionnement, nombre de**
pièces de rechange disponibles, taux d'avarie ces cinq et dix dernières années [**nombre d'heures de**
fonctionnement des sondes défectueuses]),
Mise en œuvre des dispositions compensatoire à l'absence de test d'étanchéité de vannes existantes L'absence d'épreuve sur site du tronçon N02TY entraîne une absence de test d'étanchéité pour les vannes existantes 4EAS802 et 225 VB avant la mise en eau de la ligne. En substitution, les actions suivantes ont été retenues :
- vérification préliminaire (RIN) ; - manœuvrabilité ouverture / fermeture à la pression atmosphérique ;
- absence de point dur ; - vérification par EDF du bon écoulement à la pression atmosphérique lors du remplissage en eau du circuit ;
- vérification par EDF de l'étanchéité interne / externe à la pression atmosphérique.
Il était prévu que le suivi de ces actions et les résultats associés soient consignés dans les PV disponibles en annexe de la fiche de non-conformité (FNC). Dans la FNC n°20-378 indice C sont effectivement intégrées deux annexes, une pour chaque robinet, dans laquelle sont détaillées les vérifications à charge du prestataire et celles à charge d'EDF mais les vérifications à charge EDF ne sont pas renseignées. Demande B3 : Je vous demande de me transmettre les documents **permettant d'attester la réalisation**
effective des actions à charge d'EDF.
## C. Observations 6 Suivi De La Mise À Jour Des Bases De Données Suite À Une Évolution Du Matériel En Place
Dans le cadre de la modification PNRL 0033, il a été procédé au remplacement de la soupape en place par une soupape autostable de marque SEGAULT. Dans le PA EQT qui liste les actions documentaires attendues par chaque service impacté par cette modification, il est identifié, pour le service robinetterie, la nécessité de prendre en compte la préconisation du constructeur concernant le tarage en eau et non en air de la soupape mais il n'apparaît pas la nécessité de mettre à jour la base de données avec les caractéristiques de cette nouvelle soupape. Le service robinetterie qui a réalisé l'action liée à la prise en compte de la préconisation du constructeur n'a pas clôturé son action car il sait qu'il doit mettre à jour la base de données et il trace cette mise à jour dans le PA EQT par une action intitulée « Modification de configuration » équipement, ce qui n'est pas encore réalisé. Dans le cadre de la modification PNRL 0831, vous avez procédé au remplacement de klaxons dont le KSC402KL. Le PA EQT qui identifie les actions documentaires attendues par chaque service impacté par cette modification est l'état clos. Le service automatismes qui a en charge le suivi de ce matériel doit mettre à jour la base de données. Cette action n'est pas prévue dans les actions à réaliser par le service automatisme et sa réalisation ne fait pas l'objet d'une action « Modification de configuration » équipement avant clôture du PA EQT. Cela est géré par le service automatismes dans un fichier de suivi des dossiers de modification. L'identification, **dans les PA EQT, de la nécessité de mettre à jour la base de données pour intégrer les** changements de matériels permettrait de s'assurer de la mise à jour effective de celle-ci tout en laissant aux métie**rs la possibilité d'assurer le suivi avec l'outil qui leur convient le mieux.**
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint **à la chef de la division**
Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-LIL-2021-0337 | Lille, le 10 mai 2021 Référence courrier : CODEP-LIL-2021-022918 **Monsieur le Directeur du Centre**
Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Centrale nucléaire de Gravelines - INB n° 97 Inspection INSSN-LIL-2021-0337 effectuée le **4 mai 2021**
Thème : "Management de la sûreté et organisation en arrêt de tranche - préparation de l'arrêt pour maintenance et rechargement du combustible du réacteur 4" Réf. :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base
[3] **Décision n° 2014-DC-444 de l'ASN du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des**
réacteurs électronucléaires à eau sous pression
[4] **Dossier de présentation d'arrêt identifié S3P DPA 21 04 001 indice 0**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en références, une inspection a eu lieu le 4 mai 2021 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème repris en objet. Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait l'organisation mise en place pour la préparation de l'arrêt programmé en 2021 pour maintenance et rechargement du combustible du réacteur 4.
Les inspecteurs se sont également intéressés au suivi et aux modalités de traitement de points techniques, impactant des équipements importants pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement et des équipements sous pression nucléaires (ESPN),
dont l'ASN attend le traitement préalablement au passage au-dessus de 110 °C du circuit primaire principal du réacteur, ou préalablement à la divergence du réacteur 4. Leur contrôle, réalisé par sondage, a porté sur des matériels et activités présentant un enjeu de sûreté, dont la disponibilité est conditionnée par des activités qui risquent de ne pas être réalisées pendant l'arrêt du réacteur, soit parce qu'elles ne sont pas identifiées dans le dossier de présentation de l'arrêt (DPA) en référence Erreur ! Source du renvoi introuvable.**, soit parce que les éléments fournis dans ce DPA sont**
incomplets ou imprécis. Les matériels et activités contrôlés peuvent être concernés par :
d'éventuels écarts au référentiel identifiés par l'exploitant dans le DPA en référence **Erreur !**
## Source Du Renvoi Introuvable. ;
**de la maintenance programmée ;**
**du retour d'expérience générique, notamment relatif à des écarts de conformité ;**
**des plans d'action (PA), notamment ouverts pendant le cycle en cours précédent l'arrêt de**
réacteur, et dont la résorption n'est pas prévue pendant l'arrêt ;
**des modifications matérielles ;**
**des reports liés à la crise sanitaire en 2020.**
Au vu de cet examen, les inspecteurs ont constaté que la préparation de cet arrêt de réacteur, réalisée de manière modulaire, se déroule sur une période courte et qu'elle est globalement satisfaisante. Ils ont noté que les actions de préparation présentant du retard par rapport au planning initial étaient correctement identifiées, qu'elles faisaient l'objet d'une analyse et d'un traitement appropriés. En ce sens, les inspecteurs notent l'amélioration relative à la prise en compte du retour d'expérience issu de l'exploitation quotidienne et des arrêts pour maintenance des autres réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines, objet d'une demande d'action corrective à la suite d'une inspection de 2020, permettant en partie de compenser le retard pris dans la préparation modulaire. Par ailleurs, les inspecteurs notent que la démarche de mise en adéquation des ressources nécessaires avec les activités de maintenance programmées (démarche "Adéquat") permet la définition d'un planning des activités plus réaliste. Une telle démarche doit permettre la réalisation sereine des activités de maintenance programmées au cours de l'arrêt, concourant à une meilleure maîtrise de ces activités, dans le sens de la protection des intérêts. Les inspecteurs seront, toutefois, vigilants à la bonne déclinaison opérationnelle de cette démarche.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance De La Corrosion De Filets D'Ancrage Côté Pied Du Groupe Motopompe Primaire (Gmpp) 3
Le PA 10565 relatif à la corrosion de filets d'ancrage côté pied du GMPP 4 RCP 003 PO prévoit qu'un contrôle d'absence de fuite et qu'un contrôle de la corrosion soient réalisés tous les ans. Or, le DPA
en référence Erreur ! Source du renvoi introuvable. **prévoit uniquement une visite type 2A de ladite**
pompe ainsi qu'un remplacement de son joint n° 1. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces opérations n'incluaient pas les contrôles prévus dans le PA.
## Demande A1
Je vous demande de réaliser le contrôle d'absence de fuite et le contrôle de la corrosion de filets côté pied du GMPP 4 RCP 003 PO au cours de l'arrêt.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Prise En Compte Du Retour D'Expérience Relatif À Deux Modifications
Le III. de l'article 2.4.2. de l'arrêté en référence [2] dispose que *"le système de management intégré* comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant […] de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience".
Les inspecteurs se sont intéressés à deux modifications dont le déploiement est prévu au cours de l'arrêt :
**la modification PNPP 1595 relative à la modification des têtes de soupape SEBIM ;**
**la modification PNPP 1780 relative à l'automatisation de vannes de vidange de la piscine du**
bâtiment réacteur.
Ils ont interrogé vos représentants sur la prise en compte du retour d'expérience relatif au déploiement de ces modifications sur d'autres réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines et du parc nucléaire d'EDF. Ils ont constaté que la prise en compte du retour d'expérience relatif à ces deux modifications était incomplète.
En ce qui concerne la modification PNPP 1595, le périmètre et le planning de déploiement de cette modification n'étaient pas clairement établis. En particulier, les interactions entre cette modification et des modifications d'armoires ou de têtes de détection des détecteurs-pilotes n'ont pas été clairement présentées.
Je vous demande de m'indiquer les dispositions retenues pour la bonne prise en compte du retour d'expérience relatif à la modification PNPP 1595.
En ce qui concerne la modification PNPP 1780, les difficultés relatives à la mise en place du chemin de câble entre la piscine du bâtiment réacteur et les vannes concernées, apparues sur plusieurs réacteurs du parc, n'étaient pas connues.
Je vous demande de me communiquer les dispositions retenues pour l'identification et la prise en compte du retour d'expérience du déploiement de la modification PNPP 1780. Vous préciserez en particulier les dispositions retenues pour identifier :
l'emplacement d'installation du capteur et les éventuels déplacements de matériels avoisinants ;
**les causes de défaillance du capteur installé en bord de piscine sur d'autres réacteurs ;** **le cheminement des nouveaux câbles et les protections nécessaires à mettre en œuvre, en**
particulier vis-à-vis de la radioprotection ;
le créneau de requalification nécessaire.
## Préparation Des Régimes De Consignation
Les régimes de consignation permettent de garantir la réalisation des interventions de maintenance dans de bonnes conditions de sûreté et de sécurité. Les inspecteurs ont constaté que la préparation des régimes de consignations nécessaires à l'arrêt pour maintenance et rechargement du combustible du réacteur 4 avait pris du retard. En particulier, à ce stade de la préparation, la validation "sûreté" des régimes de consignation apparaît en retrait. Ce retard a ainsi une influence négative sur la préparation de la pose des pancartes, donc sur la définition des ressources nécessaires pour cette pose. Vos représentants ont indiqué que le retard était notamment lié à la mise en service d'une nouvelle version du logiciel permettant la gestion des régimes (AIC), et qu'il concernait principalement les activités prévues à partir du rechargement en combustible. Les inspecteurs ont noté que la résorption de ce retard faisait l'objet d'un travail important, et constituait une priorité pour la fin de la préparation de l'arrêt. Ils ont également noté que la possibilité de recours à une équipe réactive d'arrêt de tranche (ERAT), composée d'agents de terrain dédiés aux activités de l'arrêt, pouvait permettre de compenser par la suite une partie de ce retard.
Je vous demande de me communiquer, au moment du découplage du réacteur et une semaine avant la date prévue pour le rechargement du combustible, l'état de la préparation des régimes de consignations nécessaires à l'arrêt pour maintenance et rechargement du combustible du réacteur 4. Vous préciserez l'effectivité de la mise en place d'une ERAT.
## Contrôle De La Ligne De Reprise De Fuite Du Joint « Intérieur Cuve »
Les contrôles de la ligne de reprise de fuite du joint "intérieur cuve" ont pour but de préserver l'intégrité de la deuxième barrière de confinement et de détecter d'éventuels phénomènes de corrosion sous contrainte, attribués à un cumul de facteurs aggravants impliquant la température élevée, aux contraintes résiduelles élevées liées à la mise en forme de la ligne lors de sa fabrication et à la présence de zones de rétention. Pour pallier ce risque, vous avez mis en œuvre la disposition transitoire (DT) 358 indice 0.
Je vous demande de préciser les contrôles de la ligne de reprise de fuite du joint "intérieur cuve" au titre de la DT 358 prévus au cours de l'arrêt.
## C. Observations Modification De La Pression De Service Des Échangeurs Du Circuit D'Échantillonnage Nucléaire (Ren)
Les inspecteurs ont noté que la modification de la pression de service des échangeurs identifiés 4 REN 003 et 004 RF était prévue au cours de cet arrêt, nécessitant la réalisation d'une épreuve hydraulique de ces deux échangeurs.
## Mise À Jour Du Dossier De Présentation D'Arrêt
Les inspecteurs ont noté que les points ci-dessous, abordés lors de l'inspection, feront l'objet de compléments dans le cadre de la mise à jour du DPA prévue avant le découplage du réacteur 4 :
**réalisation des contrôles "tangente delta" lors de la déconnexion et la reconnexion des têtes de**
câbles 6,6 kV ;
**ajout de l'ensemble des matériels concernés par des contrôles relatifs aux défauts de freinage de**
la visserie des pompes du système d'injection de sécurité (RIS) et du système d'aspersion de l'enceinte (EAS) ;
**liste des ESPN faisant l'objet d'une requalification ou d'une inspection périodique ;**
**contrôles réalisés dans les zones de mélange et relatifs à la fatigue thermique des matériaux ;**
**mise à jour des PA relatifs à l'écart de conformité 550.**
## Radioprotection Et Sécurité Des Travailleurs
Les inspecteurs ont noté les dispositions prises pour cet arrêt visant à assurer des conditions de radioprotection satisfaisantes pour l'ensemble des intervenants. Ils ont également pris note des dispositions particulières prévues visant à limiter le risque de contamination par le virus du Covid19, notamment au moment de l'ouverture de la cuve.
Vous voudrez bien me faire part, sous un mois, **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle INB,
Signé par |
INSSN-BDX-2021-0070 | Bordeaux, le 7 juin 2021 Référence courrier : CODEP-BDX-2021-025763 **Monsieur le directeur du CNPE de Golfech**
BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base. CNPE de Golfech Inspection n° INSSN-BDX-2021-0070 du 3 et 4 mai 2021.
Troisième barrière, confinement statique et dynamique : Plan d'action ventilation
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 7 février 2012 relative aux installations nucléaires de base ;
[3] Guide de l'autorité de sûreté nucléaire relatif aux modalités de déclaration et à la codification des critères relatif aux événements significatifs impliquant la sûreté, la radioprotection ou l'environnement applicable aux installations nucléaires de base et au transport de matières radioactives du 21 octobre 2005 ;
[4] Note technique NT 85/114 indice 17 du 30 août 2013.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 3 et 4 mai 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech sur le thème « Troisième barrière : Plan d'action ventilation ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le déploiement du plan d'action ventilation (PAV) qui vise à s'assurer de l'atteinte des performances requises pour la sûreté de certains systèmes de ventilation des locaux industriels et nucléaires. Le CNPE de Golfech déploie actuellement le PAV sur certains systèmes avant la troisième visite décennale des réacteurs 1 en 2022 et 2 en 2024, et déploiera le PAV
sur d'autres systèmes d'ici 2025 et 2026. Les inspecteurs ont réalisé un contrôle des installations en vérifiant l'état de certains équipements des systèmes de ventilation et de conditionnement d'air du bâtiment électrique (DVL) et de la salle de commande (DVC) du réacteur 1, de la ventilation des locaux diésel (DVD) du réacteur 2 et des systèmes de ventilation et de conditionnement de la station de pompage (DVP) commune aux réacteurs 1 et 2. Au vu de cet examen, les inspecteurs constatent positivement que le CNPE de Golfech a soit entamé soit terminé les diagnostics, les remises en état dont les choix arbitrés sont enregistrés, ainsi que les réglages de certains systèmes qui lui permettent d'atteindre ou d'être en mesure d'atteindre les critères de performance requis pour les débits de sûreté des systèmes de ventilation, avant de s'engager dans la phase suivante relative à la pérennisation de ces réglages. **Les inspecteurs** considèrent toutefois que l'organisation mise en place doit être renforcée, afin d'améliorer la traçabilité des actions de surveillance des intervenants extérieurs en charge sur le terrain de la réalisation des actions dédiées au PAV. Ils notent par ailleurs le déploiement tardif du programme de surveillance dédié au PAV. Ils considèrent que la mise en œuvre de la surveillance du PAV doit être élargie à la vérification sur le terrain de l'implantation des points de mesure et de la réalisation des relevés finaux des débits de ventilation. Enfin, la visite terrain a montré la présence de nombreux écarts que vous devez caractériser non seulement au titre des dispositions de l'arrêté [2] mais aussi pour atteindre les objectifs finaux du PAV.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Des Activités Importantes Pour La Protection (Aip) Sous-Traitées
L'article 2.2.2.I de l'arrêté [2] demande que : « *L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : […]* - que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; […] Cette surveillance est proportionnée à l'importance […] des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. »
Par ailleurs l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] demande que : « **Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et** d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. »
L'article 2.5.4 de l'arrêté [2] demande que :
« *I. ― L'exploitant programme et met en œuvre des actions adaptées de vérification par sondage des* dispositions prises en application des articles 2.5.2 et 2.5.3 ainsi que des actions d'évaluation périodique de leur adéquation et de leur efficacité.
Les personnes réalisant ces actions de vérification et d'évaluation sont différentes des agents ayant accompli l'activité importante pour la protection ou son contrôle technique. Elles rendent compte directement à une personne ayant autorité sur ces agents. II. ― Lorsque les activités importantes pour la protection ou leur contrôle technique sont réalisés par des intervenants extérieurs, ces actions de vérification et d'évaluation constituent une action de surveillance des intervenants extérieurs concernés et les dispositions de l'article 2.2.3 s'appliquent. » Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le programme de surveillance de l'entreprise sous-traitante intervenant sur le réacteur 1 avait été signé 15 jours avant l'inspection alors que les activités liées au PAV ont débuté début 2020. Ils ont indiqué que le chargé de surveillance a été nommé tardivement, ce qui a imposé au pilote opérationnel de réaliser certaines des activités de surveillance à sa place. La surveillance ayant été initiée après que la réalisation des AIP avait débuté, les inspecteurs s'interrogent d'une part sur la manière dont va être réalisée l'évaluation du prestataire sur un programme de surveillance partiel, et d'autre part sur la manière dont vous vous assurez de la conformité de la réalisation de certaines activités sans qu'il y ait eu d'acte de surveillance associé. Le programme de surveillance doit être établi en amont des activités, selon l'article 2.5.4 de l'arrêté [2]. Vos représentants ont néanmoins indiqué avoir réalisé des actions de surveillance sans que celles-ci ne répondent au formalisme attendu et ne fassent l'objet d'un enregistrement adéquat. Les inspecteurs constatent que le document de suivi d'intervention (DSI) rédigé par le prestataire ne comporte pas de points d'arrêt qui impliquent une convocation et une vérification du surveillant EDF des actions menées avant reprise de l'activité. Enfin les inspecteurs constatent que l'agent en charge de la réalisation des activités de surveillance a suivi une formation relative à l'exercice de cette surveillance à la mi-avril. Il était donc à jour de ses formations au moment de l'inspection. Toutefois les inspecteurs estiment que cette formation a été suivie trop tardivement au regard du déploiement du PAV depuis le début de l'année 2020 sur le CNPE de Golfech. Ainsi les inspecteurs s'interrogent sur la possibilité que votre agent en charge de la surveillance ait pu réaliser des actes de surveillance sans disposer de la qualification nécessaire demandée par l'article 2.2.2 de l'arrêté [2].
A.1 : L'ASN vous demande de lui confirmer la suffisance et la cohérence des actions de surveillance réalisées au regard des enjeux et de procéder à une mise à jour de l'enregistrement des actes de surveillance effectués en 2020 et en 2021 au cours du déploiement du PAV. Vous lui confirmerez que la surveillance réalisée sur cette période a bien été réalisée par des agents formés et qualifiés.
Le guide [3] de l'autorité de sûreté nucléaire précise les critères de déclaration des événements significatifs relatifs à la sûreté et en particulier :
« *Critère 10 - Tout autre événement susceptible d'affecter la sûreté de l'installation jugé significatif par* l'exploitant ou par l'Autorité de sûreté nucléaire**. »**
A.2 : Dans le cas contraire, en l'absence de surveillance effectivement réalisée par des agents qualifiés, l'ASN vous demande de vous prononcer sur la conformité des actions mises en œuvre dans le cadre du PAV en 2020 et en 2021. Vous vous prononcerez sur la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté (ESS) suivant le critère 10 prévu par le guide de l'ASN [3]. Vous procéderez dans ce cadre à l'analyse approfondie de cet événement afin d'en tirer les enseignements ainsi que les actions préventives, correctives et curatives décidées pour éviter qu'il ne se reproduise ;
A.3 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience de ce constat en améliorant la prise en compte des exigences de l'arrêté [2] en ce qui concerne la surveillance des AIP réalisées sur le CNPE.
Vous avez défini les activités d'implantation des points de mesure, de réglage et de réalisation des essais finaux après réglage comme étant des activités importantes pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté [2]. Ces AIP doivent faire l'objet d'actes de surveillance associés et proportionnés à l'importance des enjeux. Les inspecteurs ont consulté le dossier de réalisation des travaux (DRT) relatif au diagnostic et à la mise au point du système de ventilation des locaux des pompes de charge (DVH). Ils ont constaté qu'aucune des AIP ne faisait l'objet d'acte de surveillance de la part d'EDF. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs que l'entreprise sous-traitante intervenait avec ses propres documents, en « cas 1 » selon la note technique [4], et que cette entreprise a défini les points de surveillance dans le DSI sans concertation avec vos représentants. Vos représentants ont indiqué que pour les systèmes DVH et de ventilation de la salle de commande
(DVC), le travail de concertation avec l'entreprise prestataire concernant la définition des points de surveillance n'avait pas été réalisé (faute de moyen humain) mais qu'une surveillance adaptée aux enjeux serait mise en place pour les futurs systèmes. Par ailleurs si la réalisation de la surveillance est par définition aléatoire et par sondage, les inspecteurs estiment que des actions de surveillance lors de la rédaction de la procédure d'exécution d'essais (PEE) spécifique au réacteur, l'implantation des points de mesures et les relevés finaux des débits de ventilation réalisés par le prestataire, en particulier dans les locaux à enjeux de sûreté, sont pertinentes au regard des enjeux.
A.4 : L'ASN vous demande de prévoir dans le cadre du PAV une surveillance au sens de l'article 2.2.2 de l'arrêté [2] des AIP adaptée aux enjeux de sûreté en particulier lors de la réalisation de l'implantation des points de mesure et des relevés finaux des paramètres de fonctionnement du système de ventilation après réglages.
## Inétanchéité De Caissons Contenant Des Clapets Coupe-Feu
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] prévoit que : « *L'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer:*
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement
[…]
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » L'article 2.6.3 de l'arrêté [2] prévoit que :
« *I. L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste* notamment à : - déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; - définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; - mettre en œuvre les actions ainsi définies ;
- évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. ».
Les inspecteurs ont constaté lors de leur examen des synthèses des diagnostics mis en évidence sur le système de ventilation des locaux de secours des pompes de charge (DVH) que vous avez rencontré des écarts relatifs à des caissons inétanches contenant les clapets coupe-feu 2 DVH 009 VA et 2 DVH 015 VA. Vous avez prévu de traiter ces écarts dans le cadre des remises en état prévues au titre du PAV notamment en ajoutant de la mousse dans ces caissons pour retrouver une étanchéité conforme.
Ces clapets coupe-feu ont un rôle vis-à-vis du maintien de la sectorisation incendie et contribuent indirectement au maintien d'une valeur de température conforme dans les locaux des pompes de contrôle volumétrique et chimique (RCV) en évitant la propagation de fumées chaudes. Ainsi ces écarts pourraient avoir une incidence sur la sûreté des installations et les inspecteurs se sont demandés dans quelle mesure d'une part ces écarts pourraient nécessiter un traitement plus rapide que le déploiement du PAV ne le prévoit lui-même, et d'autre part dans quelle mesure la mise en place de cette solution palliative est compatible avec la résorption des écarts selon l'arrêté [2]. Des échanges en séance, il est apparu que vous n'avez pas procédé à la caractérisation de ces écarts et que vous n'avez pas ouvert de plan d'action au titre de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2].
A.5: L'ASN vous demande de caractériser ces écarts afin de déterminer leur importance pour la protection des intérêts au sens de l'arrêté [2]. Vous ouvrirez un plan d'action relatif à ces écarts et le lui transmettrez.
Votre référentiel demande que l'entreposage prolongé de matériels à proximité de matériels EIP
classés au séisme et requis soit évité ou fasse l'objet de parades adaptées vis-à-vis du risque lié au
« séisme événement »1.
Dans le local 1 LD 0901 (coursive de la salle de commande), les inspecteurs ont constaté que les matériels concourant à l'enregistrement ou à la transmission de données venant de matériels EIP ne sont pas protégés. En effet, à certains endroits une plaque en plexiglass est simplement posée à l'avant et, à d'autres endroits, les plaques en plexiglass ont été déplacées, ce qui rend les matériels directement accessibles. En outre, aucune protection n'est présente entre le plafond et les matériels.
Plusieurs échafaudages (dont l'un est référencé avec le N° Epsilon E262 532 150) ont été installés à proximité immédiate d'enregistreurs et pourraient devenir agresseurs potentiels de ces équipements. Les inspecteurs s'interrogent sur les conditions dans lesquelles ont été installés ces échafaudages et considèrent que les enregistreurs doivent être protégés au titre de la sécurité, de la sûreté et du risque séisme-événement.
A.6 : l'ASN vous demande de vous prononcer sur la caractérisation des matériels concourant à l'enregistrement ou à la transmission de données en salle de commande sus mentionnés en qualité d'éléments importants pour la protection (EIP) au sens de l'arrêté [2]. Vous analyserez les risques d'endommagement lors de la pose et de la dépose des échafaudages au regard de la prévention des risques liés au séisme-événement vis-à-vis de ces matériels. Vous mettrez en place des mesures correctives immédiates visant à corriger les constats des inspecteurs.
Au sein du local LC 902, les inspecteurs ont constaté la présence de grilles de ventilation « Damper »
encrassées dont la grille objet du point de mesure « G1E ». En particulier les inspecteurs ont noté l'existence d'une demande de travaux (DT) clôturée relative à l'encrassement de cette grille. Vos représentants ont admis en séance que l'encrassement de cette grille s'était détérioré entre le nettoyage réalisé trois semaines auparavant et le constat des inspecteurs. Vos représentants ont pu attribuer cette dégradation à la présence d'un chantier ayant généré des poussières entretemps. Les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance de l'analyse de risque menée sur le chantier incriminé.
A.7 : L'ASN vous demande d'identifier dans les analyses de risques, les chantiers pouvant être générateur d'une quantité importante de poussières à proximité des grilles de ventilation et d'identifier les parades à mettre en œuvre de manière à éviter leur encrassement et permettre leur protection.
Par ailleurs, au cours de leur visite des installations, les inspecteurs ont également relevé les constats suivants :
- **le maintien en position ouverte de la porte coupe-feu 1 JSL 830 QG du secteur de feu SFS L**
0781 du bâtiment électrique. Bien que vos représentants ont justifié la bonne manœuvrabilité de cette porte, les inspecteurs se sont interrogés si la pratique visant à maintenir en position ouverte cette porte dans l'objectif d'améliorer la ventilation des locaux assurée par le système DVL est conforme à votre référentiel ;
- **la présence de plusieurs grilles de ventilation déformées, sur l'ensemble des systèmes, en**
particulier concernant le système de chauffage de la station de pompage (DVP) (par exemple les vantelles de la grille 0 DVP 003 VA), sans que votre pilote opérationnel en charge du déploiement du PAV en soit toujours informé ;
- **la présence de grilles encrassées sur le système DVC (1 DVC 005 FI, 1 DVC 006 FI, 1 DVC**
007 FI, 1 DVC 008 FI) ainsi que sur le système de ventilation des locaux électriques (DVL) ;
- **le positionnement au sein du local LC902, des grilles de ventilation juste au-dessus d'un faux**
plafond (mis en place pour des raisons à priori esthétiques), ce qui nuit à la bonne diffusion du débit d'air dans ce local. En outre, les mesures de débits ont été effectuées avec le faux plafond démonté, ce qui n'est pas représentatif de la situation réelle. Les inspecteurs considèrent que le faux plafond ne doit pas être présent sous les grilles de ventilation. Enfin, au point de mesure G1E au sein de ce local, la grille n'est pas vissée selon les règles de l'art ;
- **la présence d'une grille de ventilation « Damper » installée à proximité du point de mesure**
« G2E ». Les inspecteurs estiment que l'exiguïté des locaux et l'emplacement de cette grille peuvent contribuer à empêcher l'accessibilité au point de mesure et compromettre également la bonne diffusion de l'air dans le local;
- **l'absence de grille de protection devant le filtre/registre 2 DVD 002 VA ;** - **la présence de trous de points de mesure non rebouchés ;**
- **la présence d'un détecteur de fumées de référence 1JDT056DT052 hors d'état de**
fonctionnement ;
- **la présence au sein du local LD 807 d'une lampe de type « Néon » accrochée sur une tuyauterie**
avec un collier de serrage en plastique de type « Serflex » sans que ce dispositif paraisse robuste ni conforme aux règles de l'art pour retenir la chute de cette lampe en cas d'incident, par exemple en cas de séisme. Cette lampe reposait en partie sur l'angle du coffret électrique 1 DSL 1K53 ES et pouvait donc constituer un agresseur vis-à-vis de ce coffret ;
- **la présence d'un enrubannage coupe-feu de câbles électriques endommagé à proximité des**
chemins de câbles 1L 8Y71 D et 1 L 8Y71 E ;
- **la présence d'un bouchon sur le réseau d'extraction du système de ventilation des entreponts**
de câblage puissance et mesures (DVE) maintenu uniquement par du mastic. Les inspecteurs se sont demandés dans quelle mesure les rivets assurent leur fonction de raccordement du bouchon à la gaine, dans la mesure où l'épaisseur de mastic entre le bouchon et la gaine est apparue insuffisante au sein du local 1 LD 0802, en face de la porte 1 JSL 821 QP ;
- **la présence de condensats dans le local LC 804 sous une tuyauterie au-dessus du chemin de**
câble 1L 8312 AR ;
- **la présence d'un entreposage dans le local LD802 avec une fiche de constat d'écart datée du**
3 mai 2021 mais sans fiche d'identification (« colisage »). Vos représentants ont indiqué que le propriétaire du dépôt ne pouvait pas être identifié ;
- **l'absence d'indication « ouvert » ou « fermé » sur le dispositif de manœuvre du registre 2 DVD**
002 RA ;
- **la présence d'un entreposage de barres métalliques non balisé dans le local LC928 ;** - la présence d'eau de condensation sous la batterie froide 1 DVL 301 RF récupérée par un
# A.8 : L'Asn Vous Demande De Caractériser Les Constats Des Inspecteurs Et De Définir Les Actions Curatives, Préventives Et Correctives Prévues Par L'Article 2.6.3 De L'Arrêté [2].
B. DEMANDES D'INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES Ressources et effectifs dédiées au PAV
L'article 2.4.2 de l'arrêté [2] demande que :
« *L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son système de* management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. Il procède périodiquement à une revue de son système de management intégré dans le but d'en évaluer la performance, d'identifier les améliorations possibles, et de programmer la mise en œuvre des améliorations retenues. » Les inspecteurs ont constaté que le déploiement du PAV s'appuie sur un pilote opérationnel ainsi que sur un chargé de surveillance et sur un nombre limité de **personnes détachées dans les services**
métiers du CNPE. Actuellement vos services déploient le « lot A » dédié du PAV qui comporte quelques systèmes jusqu'à la visite décennale des réacteurs 1 et 2 prévue en 2022 et en 2024. Les inspecteurs ont néanmoins constaté que vous déployez le PAV sur le « lot B » qui aura lieu au-delà de 2022 et 2024 et qui pourrait nécessiter un nombre plus important de ressources. En effet les inspecteurs se sont demandé dans quelle mesure les effectifs actuels seront suffisants pour permettre le déploiement complet du PAV sur les années prochaines.
B.1 : L'ASN vous demande de vous positionner sur la suffisance des ressources mises en œuvre pour le déploiement du PAV dans les prochaines années, notamment la réalisation des actions de surveillance nécessaires.
## Gestion Des Points De Mesure
Au cours de leur visite des installations, les inspecteurs ont examiné les points de mesure vous ayant permis de réaliser des mesures aérauliques dans le cadre du PAV. Ces trous doivent être bouchés lorsqu'ils ne sont plus utilisés afin d'éviter de perturber le bon fonctionnement des systèmes de ventilation. Dans le cadre du déploiement du PAV, vous avez estimé que la localisation de certains trous réalisés antérieurement pour faire des mesures n'était pas optimale car soit ces trous étaient difficilement accessibles, soit ils étaient trop proche de coudes pour que la mesure soit assez précise.
Ainsi vous avez dans ce cas réalisé des nouveaux trous de mesure et bouché les anciens. Les inspecteurs constatent que vous avez fait le choix de ne pas systématiquement mettre de plaque sur les anciens trous, ce qui aurait pu constituer une pratique de fiabilisation visant à identifier clairement les points de mesure corrects. Les inspecteurs, au cours de leurs échanges avec vos agents, ont constaté qu'il subsiste une ambiguïté sur la localisation des anciens et nouveaux trous.
B.2 : L'ASN vous demande de lui confimer que les points de mesure sur lesquels ont été effectuées les mesures aérauliques dans le cadre du PAV sont clairement identifiés. Vous vous assurerez que cette identification est visible et systèmatique en local.
## C. Observations C.1 Visite Sur Le Terrain De L'État Des Systèmes De Ventilation
C.1 Les inspecteurs ont effectué certains constats au cours de leur visite terrain pour lesquels vous avez, postérieurement à l'inspection, confirmé avoir corrigé ou justifié les écarts constatés :
- la présence d'un trou laissé dans la bride située entre la batterie froide 1 DVL 301 RF et la manchette souple à l'aspiration du ventilateur 1 DVL 301 ZV, à la suite de la réalisation d'une mesure. L'accès au point de mesure aurait dû être rebouché ensuite, les inspecteurs ont constaté que ce n'était pas le cas. Postérieurement à l'inspection vous avez indiqué avoir bouché le trou de façon réactive ;
- l'existence de roues de chariots et d'échafaudages non freinées / non bloquées, pouvant engendrer un risque de libre déplacement de ces matériels, présentant un risque de sécurité des intervenants et d'agression de matériels qualifiés « équipements importants pour la protection » (EIP) selon l'arrêté [2] situés à proximité ;
- la présence non justifiée d'une étiquette relative à une valeur de « Delta P » minimum sur le lecteur de niveau 1 DVC 022 LP alors que ce lecteur de niveau a pour objectif de vérifier l'absence de perte de charge du filtre 1 DVC 008 FI, dont le seul critère issu d'un programme de base de maintenance préventive est un critère de « Delta P » maximum ;
- la présence d'une trémie non rebouchée dans le local 1 LD 0807 dont le délai de réparation requis au titre de votre référentiel réglementaire en matière de sectorisation incendie n'est pas encore échu, laquelle peut être susceptible de modifier les débits relevés lors des réglages;
- **la présence parfois résiduelle de poussière sur certaines grilles de ventilation en quantité assez**
minime, même si vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la quantité a nettement diminué à la suite de leur nettoyage entrepris dans le cadre du PAV.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-OLS-2021-0763 | CODEP-OLS-2021-024992 **Orléans, le 25 mai 2021**
Monsieur le Chef du site en déconstruction EDF DP2D - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux BP 18 41220 SAINT LAURENT NOUAN
Objet **: Contrôle des installations nucléaires de base**
Site EDF de Saint-Laurent A - INB n° 46 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0763 du 4 mai 2021 « Incendie »
Réf. :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V** [2] **Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base Monsieur le Chef du site en déconstruction, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 4 mai 2021 au sein de l'installation nucléaire de base n° 46 de Saint-Laurent A sur le thème « Incendie ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Incendie ». Les inspecteurs ont effectué une visite des travaux de démantèlement hors caisson de Saint-Laurent A2 et du chantier école en préparation pour la réalisation du levage des fûts de déchets irradiants présents dans le bassin divers de la tranche 6. Ils ont examiné des Contrôles et essais périodiques (CEP) en lien avec l'incendie et ont abordé la question de la gestion des eaux d'extinction incendie. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont constaté que la gestion, par l'exploitant, des CEP en lien avec l'incendie est satisfaisante et notent positivement l'implication des personnels de la structure déconstruction lors de l'inspection. Le programme de surveillance des permis de feu est adapté et de bonne qualité. Des améliorations sont cependant attendues concernant les critères utilisés pour la priorisation des travaux, sur la réalisation de plans d'actions de travaux en lien avec l'incendie ainsi que sur la gestion du contrôle des extincteurs.
## A. **Demande D'Actions Correctives** Caractérisation Des Écarts Et Plan D'Actions Associé
L'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que : « *I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :*
*déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;* *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;* *mettre en œuvre les actions ainsi définies ;* **évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.**
Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. » Vous avez présenté aux inspecteurs les rapports des contrôles de 2019 et 2020, des trappes et de la ventilation de désenfumage et de la ventilation BAE des files 1 et 2. Une remarque apparaît en 2019 et est reprise en 2020, elle concerne une anomalie détectée sur le registre amont 7DVF002VT, qui empêche le démarrage du moteur 7 DVF002VO. Cette situation conduit au démarrage du moteur de secours 7DVF001VO. Une remarque supplémentaire apparaît sur le rapport de contrôle de 2020 « surchauffe du vérin du registre 7DVF001VT due aux multiples sollicitations et à la reprise en secours de la file 2 ». Il y a donc une aggravation des constats faits sur ces rapports de contrôle. De plus, une demande de travaux est faite depuis 2017, date du premier constat. Vous avez indiqué avoir des difficultés pour intervenir à cause de la présence d'amiante, qui nécessite la mise en œuvre de dispositions spécifiques lors des chantiers. De plus, les inspecteurs ont constaté après vérification de l'ordre de travaux que les priorités données concernant la réalisation des travaux étaient déterminées selon des critères définis par Saint-Laurent B. Par exemple, l'une des priorités est attribuée à des actions à réaliser pendant la période d'arrêt de tranche, ce qui n'est pas cohérent avec une installation en démantèlement. Demande A1 : je vous demande de revoir votre système de définition des priorités de réalisation des travaux et de veiller à ce que les critères retenus soient adaptés aux installations présentes sur Saint-Laurent A. Je vous demande par ailleurs de me transmettre le plan d'actions relatif aux travaux à réaliser suite aux remarques présentes dans le rapport de contrôle des trappes et de la ventilation de désenfumage et de la ventilation BAE des files 1 et 2 de 2020.
## B. **Demandes De Compléments D'Information** Contrôle Des Ouvrages Susceptibles De Contenir Des Eaux D'Extinction En Cas D'Incendie
Les rapports de contrôle des ouvrages susceptibles de contenir des eaux d'extinction en cas d'incendie font apparaître de nombreux travaux à réaliser. Vous avez indiqué qu'une analyse de nocivité était menée par les services centraux d'EDF et qu'un expert en génie civil est consulté. Vous avez précisé également que la réalisation de ces travaux s'étalera sur plusieurs années, que la priorisation est faite selon les enjeux et que certains travaux ont déjà été réalisés. Vous avez signalé que l'expert conclut l'analyse préliminaire en confirmant l'absence de défaut de sûreté. Cependant, il a besoin de visites supplémentaires pour finaliser son analyse. Cette visite n'était pas encore programmée au jour de l'inspection.
Demande B1 : je vous demande de me transmettre la programmation des travaux à effectuer, les conclusions de l'expert, le plan d'actions associé ainsi que le bilan des travaux déjà réalisés concernant les écarts relevés lors des contrôles des ouvrages susceptibles de contenir des eaux d'extinction en cas d'incendie. Demande B2 : je vous demande de me transmettre une analyse justifiant l'absence d'impacts environnementaux et radiologiques concernant les écarts relevés lors des contrôles des ouvrages susceptibles de contenir des eaux d'extinction en cas d'incendie.
## Levée Des Permis De Feu
Vous avez présenté aux inspecteurs deux permis de feu de 2020 identifiés comme délivrés sans accord de l'exploitant. Vous avez précisé que le premier concernait des travaux en extérieur, qui ne réclamaient donc pas d'inhibition de détecteurs incendie et que pour le second, il s'agissait d'une erreur de remplissage du document, l'accord exploitant avait bien été donné mais mal tracé. Dans l'annexe 2 de la note « gestion du permis de feu sur Saint –Laurent A - D455516001973 - indice A », il est indiqué que le SPR doit s'assurer « du visa SPR et de l'exploitant du pavé demandeur » lors de la phase « point d'arrêt visite préalable à la délivrance du Permis de Feu ». Vous avez indiqué également que pour les levées de point d'arrêt, la formation des personnels dédiés n'est pas réalisée par EDF mais qu'il s'agit d'une formation non spécifique au site. Demande B3 : je vous demande de me transmettre les justificatifs des actions mises en œuvre afin que la levée du point d'arrêt des permis ne puisse se faire sans un accord de l'exploitant. Demande B4 : je vous demande également de me transmettre tout document justifiant que la formation reçue et demandée pour les agents intervenants dans la levée du point d'arrêt des permis de feu est suffisante et adaptée à l'INB.
## Contrôle Périodique Des Extincteurs
Le rapport de contrôle des extincteurs de 2020 fait apparaître des extincteurs comme non contrôlés car introuvables. Vous avez précisé que l'intervenant de l'entreprise chargée du contrôle avait changé et que le nouvel intervenant ne connaissait pas l'implantation des extincteurs. Vous avez indiqué que, dans ce cas-là, des extincteurs du magasin étaient installés et que les extincteurs introuvables, une fois retrouvés étaient contrôlés lors du passage suivant du prestataire. Demande B5 : je vous demande de me transmettre les justifications des actions mises en place afin de faciliter le passage de l'intervenant chargé du contrôle des extincteurs.
## Contrôle De La Retransmission De L'Alarme Incendie
Vous avez ouvert une fiche d'écart indiquant une erreur dans vos Règles générales de surveillance et d'entretien (RGSE) au chapitre 9. Il y est mentionné une périodicité réglementaire pour le contrôle de la détection incendie et des alarmes associées (JDT), ce qui entraîne la prise en compte sans tolérance de la date anniversaire comme limite de validité du contrôle.. Cependant, ce contrôle ne fait pas l'objet d'une périodicité réglementaire. Vous avez indiqué vouloir modifier vos RGSE en conséquence. Demande B6 : je vous demande de me transmettre l'analyse de cette modification et les actions associées. Lors de la visite des locaux par les inspecteurs, ces derniers ont constatés l'absence de marquage au sol matérialisant l'emplacement de l'aire de stationnement pompier pour le raccordement à la colonne sèche. Ils ont également constaté la présence, sans justification particulière, d'une plaque de Makrolon et de carton au niveau du local filtre de Saint-Laurent A2. Demande B7 : je vous demande de me transmettre un positionnement concernant la mise en place d'un marquage au sol matérialisant l'emplacement de l'aire de stationnement pompier pour le raccordement à la colonne sèche ainsi que les justificatifs d'évacuation de la plaque de Makrolon et du carton présent au niveau du local filtre de Saint-Laurent A2.
## C. **Observations** Suites De L'Inspection Inssn-Ols-2019-0560 Sur Le Thème « Organisation Et Moyens De Crise »
C1 : Le jour de l'inspection, les inspecteurs vous ont interrogé concernant les échéances des actions devant être mises en œuvre dans le cadre des suites de l'inspection INSSN-OLS-2019-0560 sur le thème « Organisation et moyens de crise ». Ces actions concernaient la formation de différents acteurs, la mise en place de moyens matériels et l'adaptation du Plan d'Urgence Interne (PUI). Vous avez répondu par courrier du 18 mai 2021 en demandant un report de l'échéance de dépôt de la demande d'autorisation concernant la mise à jour du PUI, du 30 juin 2021 au 31 décembre 2021, cette demande devant inclure également les autres actions citées précédemment. J'ai bien noté votre proposition qui va faire l'objet d'une analyse et d'un traitement ultérieur par mes services.
## Plan D'Actions De Résorption Des Défauts Du Réseau De Rejet Des Eaux Pluviales (Seo)
C2 : Le jour de l'inspection, les inspecteurs vous ont interrogé concernant les échéances des actions de résorption des défauts du réseau SEO. Ce réseau est susceptible d'être utilisé pour confiner les eaux d'extinction en cas d'incendie, mais n'est pas entièrement étanche à ce jour. Par courriel du 5 mai 2021, vous m'avez transmis le plan d'actions de résorption des défauts du réseau SEO. Ce plan fera l'objet d'une analyse ultérieure de la part de mes services.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Chef du site en déconstruction, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER
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INSSN-LIL-2021-0358 | Référence courrier :
CODEP-LIL-2021-036179 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Lille, le 30 juillet 2021 Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base - CNPE de Gravelines - INB n° 96**
Thème : **"Inspections de chantier durant l'arrêt de réacteur 2"**
Code : Inspection n° INSSN-LIL-2019-0358 effectuée les **15 et 21 avril et 5 mai 2021**
Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations**
nucléaires de base dit "arrêté INB"
[3] **Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux**
règles applicables INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en références, une inspection a eu lieu les 15 et 21 avril et le 5 mai 2021 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème "Inspections de chantier durant l'arrêt de réacteur 2". Je vous communique, 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.
## Synthese De L'Inspection
Cette inspection avait pour objet l'examen des chantiers en cours lors de l'arrêt pour visite partielle (VP) du réacteur 2. Les inspecteurs ont effectué plusieurs visites inopinées dans le bâtiment réacteur (BR), le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), le bâtiment de stockage du combustible (BK), et hors de l'îlot nucléaire, en particulier au niveau du bâtiment électrique (BL), de la station de pompage et des moteurs diesels de secours. Ils y ont contrôlé les chantiers en cours au moment de leurs visites et la résorption de quelques écarts de conformité. Leurs constatations vous ont été exposées lors des synthèses qui ont été faites à l'issue des visites afin que les suites adaptées puissent être données, le plus tôt possible, par vos services.
La fin d'arrêt a été marquée par des fortuits ayant fortement impacté le planning (45 jours de retard). Ces fortuits, une fuite au niveau du joint intérieur de la cuve, défaut de pièce de rechange lors de l'échange standard d'un moteur RCV 1**, et une fuite au niveau de la bride d'une manchette by-pass de**
la pompe primaire n° 1, ont été traités avant la délivrance de l'autorisation de divergence du réacteur par l'ASN. Ils devront faire l'objet d'actions préventives et correctives pour éviter la reproduction de ces situations.
Concernant la réalisation des activités, quelques constats, en matière d'assurance qualité, ont été relevés sur la qualité des documents de réalisation des chantiers (dossiers de suivi des interventions, absence de documents, …).
Sur la gestion de la radioprotection, de la propreté radiologique et de la gestion du colisage, les inspecteurs constatent une amélioration à l'occasion de leurs visites mais des écarts ponctuels persistent, et ceux-ci ont été traités majoritairement de manière réactive. Enfin, la dosimétrie globale sur l'arrêt a largement dépassé les calculs prévisionnels, indépendamment du prolongement de celuici dû aux aléas cités auparavant.
En conclusion, sur l'ensemble de l'inspection, différentes demandes d'actions correctives sont formulées à propos d'écarts relevés lors des visites, d'autres points appellent des demandes de compléments d'information. En outre, certaines questions proviennent du suivi quotidien de l'arrêt de réacteur avec, en particulier, une problématique sur les limites de la maintenance préventive concernant les contrôles par sondage des tirants ARE
2 et des tuyauteries RRI3 **vers le système de**
refroidissement des mécanismes de grappes (RRM4).
## A. Demandes D'Actions Correctives Traitement Des Écarts
Conformément au point I de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2], *"l'exploitant s'assure, dans des délais* adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à :
- *déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ;* - *définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ;* - *mettre en œuvre les actions ainsi définies ;*
- *évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre.*
Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives".
Votre directive interne DI55 indice 5, relative à la gestion des écarts, traduit cette exigence de la manière suivante : "les actions curatives visent à éliminer l'écart détecté. Les actions correctives visent à éliminer la ou les causes d'un écart détecté. Les actions préventives visent à éliminer la ou les causes d'un écart potentiel, afin d'éviter l'occurrence de nouveaux écarts, en éradiquant les causes similaires susceptibles d'être à l'origine d'autres écarts analogues sur l'installation et/ou sur le parc". Lors du suivi de l'arrêt pour maintenance, les inspecteurs ont identifié des lacunes dans le processus de traitement des écarts, avec notamment :
- **une intégration du retour d'expérience (REX) négatif du réacteur 5 suite à une demande de l'ASN**
afin que vos services aillent vérifier, sur le réacteur 2, la présence possible de sous-épaisseurs sur les tuyauteries RRI menant vers le système de refroidissement des mécanismes de grappes
(RRM) ;
- **un doute sur la tenue mécanique suffisante des 5 tirants restant non contrôlés du système ARE**
de la boucle 2 compte tenu du nombre important de tirants remplacés sur les 3 boucles après contrôles.
Ces deux affaires, explicitées ci-après, ont fait l'objet d'un traitement en amont de la divergence du réacteur.
## Tuyauteries Rri/Rrm
Suite à une demande de l'ASN, et en prenant appui sur le REX récent du réacteur 5, vous avez procédé à l'expertise des tuyauteries RRI connectées au réfrigérants 2 RRM 001-002-003-004 RF du réacteur 2. Ces contrôles ont mis en évidence des zones exemptes de peinture présentant un état de corrosion plus ou moins avancé. Des mesures d'épaisseurs résiduelles ont été menées et ont confirmé la présence de sous-épaisseurs, au droit de plusieurs éléments de tuyauteries RRI (tronçons, coude, intersection). L'ensemble de ces sous-épaisseurs a été justifié en fonctionnement normal et/ou accidentel par une fiche de position de vos services centraux. Les zones exemptes de peinture ont fait l'objet de remise en peinture. Le caractère générique semble se confirmer et, malgré votre prescriptif de maintenance préventive qui prévoit un contrôle visuel global à réaliser tous les 5 ans (+/- 1 an), ces défauts n'ont pas pu être relevés par votre organisation. De même, le REX négatif du réacteur 5 ne semble pas avoir été intégré de manière automatique par vos services dans le cadre de l'arrêt pour maintenance du réacteur 2.
Je vous demande de compléter votre analyse en déterminant les causes profondes de ce défaut de remise en peinture après contrôles de ces tuyauteries, ainsi que les éventuelles actions préventives qui en découlent. Compte tenu du caractère potentiellement générique (réacteurs 2 et 5), vous veillerez à vous interroger sur l'intégration de ce REX dans votre référentiel de maintenance préventive.
Je vous demande de mettre en œuvre, dans votre organisation, une action permettant d'intégrer de manière systématique, sur un arrêt en cours, les REX négatifs issus des autres arrêts terminés ou en cours sur le CNPE de Gravelines.
## Tirants Are
Les contrôles au titre de votre PBMP5 **ont été respectés. Celui-ci prévoit, par sondage, de contrôler,**
tous les 10 ans, l'état d'un tirant sur les 12 que comptent une boucle ARE (3 boucles au total). Si le tirant contrôlé est non conforme, c'est-à-dire avec un état de dégradation (corrosion) susceptible de remettre en cause sa tenue mécanique, il est remplacé et les vérifications sont étendues sur les 11 tirants de la boucle. S'il est conforme, il n'y pas d'extension des contrôles. Pour la boucle 2, les contrôles n'ont pas été étendus suite à ce contrôle par sondage, ce qui a exonéré le contrôle de 5 tirants. Au total, pour les 3 boucles, sur 25 tirants contrôlés, 24 ont été remplacés lors des arrêts de 2019 et de cette année.
Ainsi, compte tenu du nombre de tirants remplacés, il existe un doute sur le bon état des 5 tirants restants non contrôlés de la boucle 2. Un des tirants concernés a finalement été remplacé au cours de l'arrêt, et une note technique a été produite pour justifier la bonne tenue de la boucle ARE. Par ailleurs, vous vous êtes engagés à contrôler les 4 derniers tirants au plus tard en 2023. Ce cas illustre les limites du contrôle par sondage de votre prescriptif de maintenance préventive et fait émerger un caractère potentiellement générique de ces dégradations sur les tirants ARE des autres réacteurs du CNPE.
Selon vos services, le choix du tirant pour ce contrôle par sondage est aléatoire. Les inspecteurs ont demandé quel tirant a été contrôlé il y a 10 ans. Vos services ont répondu être dans l'incapacité de retrouver l'information durant l'arrêt, car nécessitant une recherche chronophage dans vos archives.
Je vous demande d'intégrer ce REX pour les prochains contrôles de ce type sur l'ensemble des réacteurs du CNPE.
Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions nécessaires qui permettront de compléter les limites du contrôle par sondage de ces tirants demandé par votre référentiel de maintenance préventive. Le cas échéant, en lien avec vos services centraux, vous vous positionnerez sur la nécessité de faire évoluer le prescriptif du contrôle par sondage des tirants ARE.
En complément, je vous demande de m'indiquer quel tirant de la boucle 2 a été contrôlé lors du précédent contrôle il y a 10 ans.
## Source Froide Et Circuit Sec6
Dans le cadre de votre stratégie de maintenance, des contrôles par essai non destructif (END)
innovant ont été réalisés sur les tronçons des voies A et B du système SEC en amont de la VP du réacteur 2. Ces contrôles ont pour objectif de détecter des dégradations de type corrosion caverneuse en paroi interne métallique de ces tronçons. Ces contrôles ont été complétés par des UT MEP7 **pour**
caractériser les éventuelles dégradations. Les résultats de ces contrôles ont révélé également des sous-épaisseurs en paroi externe sur plusieurs tronçons. Dans le cas où les analyses mécaniques produites par vos services ne justifient pas la tenue du tronçon vis-à-vis d'une situation de séisme, ceux-ci ont fait l'objet de remplacement ou de réparation. A l'issue de l'arrêt pour maintenance du réacteur 3, comme prévu, vos services ont procédé à des contrôles UT MEP, quelques mois (juin 2021) après le début du cycle de fonctionnement afin de démontrer l'absence de cinétique de dégradation rapide. Les résultats de ces mesures ont montré que certains tronçons sortaient des hypothèses des analyses susmentionnées. Ces sous-épaisseurs font actuellement l'objet d'une caractérisation par vos services centraux.
Je vous demande, comme pour le réacteur 3, de mettre en œuvre des contrôles de mesures d'épaisseur pour le réacteur 2 à mi- cycle et de me transmettre vos conclusions.
## Entreposage Et Charge Calorifique
La décision en référence [3] prévoit que *"l'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle et de* suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie". L'article 6.3 de l'arrêté en référence [2] prévoit que "l'exploitant définit la liste et les caractéristiques des zones d'entreposage des déchets produits dans son installation. Il définit une durée d'entreposage adaptée, en particulier, à la nature des déchets et aux caractéristiques de ces zones d'entreposage". Or, lors des différentes inspections, les inspecteurs ont constaté:
- **l'encombrement à l'entrée de la galerie technique SEC voie B (au niveau du sas), dû à la présence**
de sacs de déchets et de parties d'échafaudages déposés ;
- **la présence de sacs de déchets sans identification entreposés dans l'espace annulaire du BR ;** - **la présence des composants (béton, plomb) issus de la dépose du mur du local du réfrigérant**
2 RCV 002 RF sans qu'il y ait de fiche d'entreposage ;
- **l'entreposage d'une bouteille d'oxygène sous pression à proximité d'un coffret JDT**8 ; - **l'entreposage de matériels à la croix du BAN à 0 m à proximité d'échafaudage restreignant le**
passage pour les intervenants ;
- **une bouteille de gaz sous pression pour soudage entreposée en dehors de la zone dédiée et deux**
bouteilles au sol non arrimées (local du BAN référencé NA 509) ;
- **la présence de matériels au niveau 0 m du BK, avec une fiche d'entreposage non renseignée, mais**
prise en compte par vos services comme le témoignait un macaron ;
- un entreposage à proximité du local de la pompe 9 RIS9 **011 PO devant un robinet d'incendie**
armé ;
- **plusieurs fiches d'entreposage concernant divers matériels (unité de filtration secourue,**
déprimogène, …) dans des sacs créant une confusion et dont l'inventaire ne semblait pas correspondre à la quantité présente ;
- **l'entreposage "sauvage" de divers matériels et "déchets" au niveau 20 m du BR.**
Pour la plupart des écarts ci-dessus, un traitement a été réalisé durant l'arrêt. Sur le point particulier de l'entreposage à 20 m à proximité du bureau du coordonnateur BR (CBR), aucune fiche d'entreposage n'était présente. Hormis pour les niveaux 0 m et -3,50 m du BR, il n'existe pas de plan de colisage du BR à 20 m et idem pour les autres niveaux.
Votre note d'organisation du colisage D5130 PR XXX ORG 5101 indice 5 exclut la gestion du colisage à 20 m, et précise que c'est à la charge du projet d'arrêt de superviser et gérer le colisage à ce niveau tout en s'assurant que les planches de colisage correspondent à ses attentes. Suite à ce constat, en réponse, vous avez indiqué que l'écart avait été traité et que la gestion du colisage était du ressort du CBR.
Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'éviter la répétition de ce type d'écart. En complément, je vous demande de m'indiquer comment est géré le colisage en l'absence de planches de colisage pour les niveaux BR 20 m, 11 m, et 4.65 m.
## Local De La Bâche 2 Ris10 **004 Ba**
Lors de l'inspection du 15 avril, ce local présentait un niveau d'encombrement important de divers matériels. Des déchets divers étaient présents également au sol. Les inspecteurs n'ont pas trouvé de fiche d'entreposage sur laquelle doivent figurer la charge calorifique présente dans ce local et les parades à mettre en œuvre. Sur ces constats, aucune réponse n'a été apportée dans nos échanges au cours de l'arrêt.
Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin d'éviter la répétition de ce type d'écart.
## Plans D'Action (Pa) Documents Edf Sous Assurance Qualité
Conformément au point III de l'article 2.6.3 de l'arrêté INB [2] : "Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection".
Conformément à l'article 2.5.6 de ce même arrêté : "Les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée".
Dans le cadre de l'arrêt, les inspecteurs ont analysé, par sondage, quelques PA et ont constaté, ponctuellement, des informations incomplètes de ces derniers suite à des gestes réalisés par vos services pour résorber les écarts. En effet, à la lecture de certains PA, la confirmation de la mise en œuvre effective des traitements des constats n'était pas explicite ou tout simplement non indiquée. Ces PA sont un outil de contrôles documentaires (traçabilité et suivi du traitement d'un constat ou écart). La non mise à jour de ces derniers traduit un manque de rigueur qui peut être préjudiciable à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement.
Dans le cadre du suivi d'un arrêt de réacteur, l'ASN contrôle, par sondage, à la fois ces PA mais également les informations en lien avec ces derniers dans tous documents transmis par vos services, validés sous assurance qualité. Dès lors que l'exploitant décide de porter dans ces documents des informations en lien avec le traitement d'un constat, celles-ci doivent correspondre, le plus fidèlement possible, à l'état réel de l'installation. Par exemple, dans le cadre de votre demande d'accord pour engager la divergence du réacteur, certaines informations ont été jugées incomplètes et des demandes ont été faites par les inspecteurs. Vos services y ont répondu avec difficultés. Pour rappel, l'ASN peut demander des informations complémentaires jusqu'à la délivrance de l'accord pour divergence du réacteur, comme précisé au 5.1 de la lettre de position générique sur la campagne d'arrêts de réacteur de l'année 2021.
Je vous demande de mettre en œuvre des actions correctives pérennes afin de respecter les dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté INB [2], aussi bien dans vos plans d'actions que dans vos documents transmis sous assurance qualité.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Assemblage Boulonnée De La Tuyauterie 2 Rcp11 **110 Ty De La Pompe Primaire 2 Rcp 001 Po**
Lors de la remontée en pression du circuit primaire, le réacteur 2 a connu une fuite importante au niveau de l'assemblage boulonné de la manchette 2 RCP 110 TY située à proximité de la pompe primaire n° 1. Cet assemblage, identifié comme sensible, est contrôlé au titre de la demande particulière (DP) 222 qui consiste à remplacer les joints hélicoflex par des joints à base graphite GEM. Lors de la montée en pression du circuit primaire, le bilan de fuite primaire a dépassé le seuil de 230 l/h, ce qui a nécessité le repli du réacteur et entraîné la déclaration d'un évènement significatif du domaine sûreté (ESS). L'analyse de l'évènement, en particulier l'identification des causes profondes, et la mise en place des actions à retenir pour éviter de reproduire celui-ci, seront présentées dans le rapport associé, 2 mois après la déclaration de l'évènement. Depuis 2018, les fuites de brides de ces manchettes sont de plus en plus fréquentes sur le parc en raison des problématiques de joints centrés. Ce fut le cas sur le CNPE de Civaux en janvier 2021
(déclaration d'ESS), sur le CNPE de Cruas (pas de fuite active) en mai 2021, et également sur Gravelines en 2018. Le problème serait dû à une absence d'exigence chiffrée du centrage du joint dans vos procédures de montage et à la difficulté d'utiliser un gabarit de centrage en raison de l'emplacement de ces lignes. Selon une fiche de position concernant Cruas, après échanges avec vos services centraux, il n'y aurait pas de signaux faibles (hors évènement de Gravelines) sur ces assemblages depuis l'intégration par les sites de la DP 222. Au vu de la répétition de ces événements, une réflexion de vos services portant sur les méthodes de montage de ces joints dans le cadre de la DP 222 est nécessaire.
Je vous demande, en lien avec vos services centraux, de vous réinterroger sur les méthodes de montages des joints des assemblages boulonnés de ces manchettes by-pass des pompes primaires. Vous communiquerez les conclusions de vos échanges à ce sujet.
## Fortuit Sur Le Joint Intérieur Cuve.
Lors de la montée en pression du circuit primaire principal, une fuite au niveau du joint intérieur de cuve a été détectée. Cela a nécessité de redescendre à des conditions thermo-hydrauliques compatibles à une réouverture de la cuve en vue de diagnostiquer le joint et la portée d'étanchéité. Après ces contrôles, un nouveau joint a été placé. Quant au joint défectueux, celui-ci présentait une ligne de fuite causée potentiellement par un corps migrant de très faible dimension. Afin d'avoir une analyse la plus complète possible sur cet aléa, des examens métallurgiques de ce joint sont prévus dans votre laboratoire spécialisé de Chinon.
Je vous demande d'indiquer l'échéance de ces examens métallurgiques et de transmettre leurs conclusions dès réception des résultats de l'expertise.
## Fuite Raccord Banjo De L'Armoire De La Soupape De Protection Du Circuit Primaire 2 Rcp 019 Vp
Lors de la remontée en pression et température du circuit primaire, dans le cadre d'un essai périodique, vos services ont détecté une trace de bore au niveau de la liaison raccord banjo de la ligne d'impulsion et du ballon filtre, dans l'armoire de la soupape 2 RCP 019 VP. La fuite n'était pas active.
Lors de la dépose du raccord, il a été constaté la détérioration de l'insert en élastomère du joint JET. L'expertise des portées d'étanchéité de la vis repère 110, du raccord banjo et du ballon filtre sont conformes, et les contrôles de coaxialité et de parallélisme également. Vous concluez que l'origine de l'inétanchéité du raccord banjo est la dégradation de ce joint sans donner d'explication sur la cause de cette dégradation.
Je vous demande de compléter ce constat en précisant la cause possible de cette dégradation.
## Fuite Primaire Quantifiée Et Suivi De Tendance
La mesure des débits de fuite primaire totale est réalisée quotidiennement dans le cadre d'un essai périodique des règles générales d'exploitation (RGE) - l'EP RCP 100 - pour vérifier le respect des critères d'étanchéité du circuit primaire à 230 l/h pour les fuites non quantifiées et à 2 300 l/h pour les fuites globales. Dans vos réponses, vous avez précisé que le débit de fuite quantifiée pouvait être mesuré dans le cadre d'un suivi de tendance (stoppé depuis par vos services centraux) lors de l'essai EP RCP 100.
Je vous demande d'indiquer la manière dont vous réalisiez le suivi de tendance dans le cadre de l'EPC RCP 100 pour les fuites quantifiées.
## Défaut D'Ancrage Au Génie Civil Des Supports Des Pompes 2 Jpp 001 Et 002 Po
Les pompes JPP font partie du système JPP "production eau incendie" qui fournit l'eau sous pression au réseau de distribution d'eau d'incendie du site (système JPD). Le système JPP participe à la protection incendie.
Sur le réacteur 1, les ancrages du support de pompe JPP présentaient une corrosion et des différences d'implantation des écrous sur les tiges scellées. L'état de corrosion des ancrages déposés ne vous a pas permis d'exclure un défaut de tenue au séisme et donc d'écarter l'écart de conformité sur les autres pompes du site. A ce titre, vous avez prévu de remplacer ces ancrages sur les pompes du réacteur 2. Ce fut le cas pour la pompe 2 JPP 001 PO, dont les ancrages ont été remplacés durant l'arrêt de cette année, et vous avez planifié le 26 juillet 2021 des travaux similaires pour la pompe 2 JPP 002 PO.
Je vous demande de me tenir informé dès que ces travaux sont soldés et satisfaisants pour la pompe 2 JPP 002PO.
## Source Froide Et Système Sec
La demande d'accord de divergence comporte un dossier bilan des activités réalisées au cours de l'arrêt. Lors de son instruction, il vous a été demandé d'établir une synthèse des activités réalisées sur le système SEC (tronçons, robinets) de telle sorte à avoir, de manière instantanée, une cartographie précise et synthétique de ce qui a été réalisé en matière de rénovation, réparation, remplacement depuis 2020. En effet, les informations à ce sujet sont réparties sur l'ensemble du bilan fourni qui renvoie le détail des opérations vers des plans d'actions. En réponse, vous avez indiqué ne pas être en mesure de produire cette synthèse dans le cadre de ce bilan.
Je vous demande d'établir une synthèse des opérations réalisées depuis 2020 sur les voies du système SEC.
## Documentation De Chantier
Dans le local de la pompe 2 RCV 002 PO, les inspecteurs ont contrôlé les activités du chantier concernant le clapet 2 RCV 040 VP. Le mode opératoire lié au contrôle dimensionnel et visuel était absent du dossier d'intervention et les éventuels PV associés également. Une intervention similaire a été réalisée sur le réacteur 6 (remplacement du clapet 6 RCV 039 VP) et des PV de contrôles dimensionnels et visuels ont été remplis. Vos services ont été interrogés sur l'absence de ces éléments et une demande de transmission du mode opératoire (référence PGT 680 indice K) a été faite. A ce jour, ces éléments n'ont pas été transmis.
Je vous demande de donner une explication sur l'absence de ces documents le jour de l'inspection, et de transmettre les éléments susmentionnés.
## Documentation De Chantier Et Assurance Qualité
Lors de l'inspection du 21 avril, les inspecteurs ont visité le chantier de maintenance de la pompe 2 RCV 003 PO et du moteur associé. Ils ont constaté plusieurs écarts d'assurance qualité et de traçabilité. Dans le dossier de suivi et d'intervention, qui est le plan qualité de l'activité, la liste d'identification ne comportait que les nom et prénom d'un seul intervenant. Le jour de l'inspection, celui-ci était accompagné d'un deuxième intervenant. Selon un de vos prestataires sur place, un intervenant n'est identifié qu'en cas de signature de ce dernier lors d'une séquence dédiée. Pourtant, une séquence du plan qualité était signée par un intervenant ne figurant pas dans la liste d'identification. Ensuite, la référence d'une gamme n'a pas été reprise complétement dans la colonne des documents applicables, ce qui n'exclut pas un risque possible d'erreur et, enfin, une erreur de transcription du repère fonctionnel a également été constatée et corrigée au moment de l'inspection.
Pour ces défauts de traçabilité et d'assurance qualité d'une intervention, en action immédiate, vous avez indiqué que les dossiers avaient été corrigés et partagés avec votre prestataire. Ces éléments seront pris en compte dans l'évaluation de la prestation. De même, vous avez prévu d'adresser un courrier à ce prestataire afin qu'il vous propose un plan d'actions suite à la récurrence de ces constats de non qualité.
Je vous demande de transmettre la fiche d'évaluation prestataire, le courrier adressé à celui-ci et le plan d'actions qui lui est demandé.
## Local De La Pompe 2 Rcv 002 Po
Lors de l'inspection du chantier du clapet 2 RCV 040 VP, les inspecteurs ont constaté une fuite au niveau d'un sprinkler sur une tuyauterie RRI située juste en-dessous. De la corrosion est présente sur cette dernière et il vous a été demandé si ce constat avait été identifié par vos services pour traitement. Vous n'avez pas apporté de réponse.
Je vous demande de m'indiquer si ce constat a fait l'objet d'un traitement par vos services.
## C. Observations C.1 - Réparation Des Ailettes De Cyclones Du Générateur De Vapeur N° 1 (Gv1)
Lors de cet arrêt, vous avez procédé à la réparation des ailettes du cyclone du GV1. En parallèle, vous avez contrôlé l'ensemble des cyclones sur les 3 générateurs de vapeurs. A l'issue de ces vérifications, il a été constaté de nouvelles dégradations (corrosion, percements) sur certaines ailettes qui, toutefois, ne remettent pas en cause leurs tenues mécaniques.
En conséquence, vous vous engagez à réaliser un nouvel examen télévisuel et un dimensionnement des dégradations constatées sur les cyclones des 3 générateurs de vapeur lors du prochain arrêt programmé pour maintenance en 2022. En cas d'évolution, un remplacement de ces cyclones sera envisagé lors d'un arrêt de type Visite Partielle ou Visite Décennale (soit à partir de 2023).
## C.2 - Têtes De Soupapes De Protection Du Circuit Primaire
Lors de l'inspection de chantier du 5 mai 2021, les inspecteurs ont constaté que les tandems de soupapes neufs de protection du circuit primaire étaient entreposés dans un couloir du BAN. Ils ne semblaient pas être suffisamment protégés contre des risques d'agression par du matériel ou par différents intervenants pouvant passer à proximité. Pour les prochains chantiers de remplacement des nouvelles têtes de soupapes, celles-ci seront stockées dans des caisses fermées.
## C.3 - Radioprotection Et Dosimétrie Sur La Visite Partielle Du Réacteur 2
Le bilan en matière de radioprotection a donné une dosimétrie globale sur l'arrêt du réacteur 2 très largement supérieure à votre prévisionnel. Au 21 juillet, la dosimétrie globale était de 1 166.2 H.mSv pour un prévisionnel de 739 H.mSv. Le taux de déclenchement de C2 (portique de contrôle en sortie de zone contrôlée) est de 0.42 % pour un objectif de 0.35 %.
Une partie de cet écart peut s'expliquer par le prolongement de l'arrêt à cause de certains fortuits. Toutefois, avant ces derniers, l'écart était déjà largement au-dessus de vos calculs. Ainsi, il est attendu que l'analyse permettant d'identifier les raisons de ce dépassement important entre vos calculs prévisionnels et les résultats de la dosimétrie sur l'arrêt figure dans le dossier de bilan d'arrêt comme le demande le paragraphe 7.1.4 de la LPG. Les conclusions de cette analyse vous permettront d'améliorer vos prochains calculs prévisionnels.
## C.4 - Système Sec
Lors de l'inspection du 21 avril, les inspecteurs ont constaté, dans le local de la pompe 2 SEC 004 PO, la présence de coulure de rouille au niveau du support du tronçon T01. Ils ont également constaté, en galerie, la présence de coulure de rouille et de corrosion au niveau des brides des tronçons T20 et T21. Ces constats ont fait l'objet d'un traitement réactif consistant en un brossage et à une remise en peinture sur l'arrêt en cours.
## C.5 - Traitement Des Écarts De Conformité
Une inspection spécifique le 17 mai 2021 a permis de vérifier par sondage le traitement des écarts de conformité. Les conclusions de cette inspection sont recensées dans une lettre de suites transmise le 26 mai 2021 (référence INSSN-LIL-2021-0347). En compléments, les visites et les échanges durant l'arrêt ont permis de vérifier, par sondage, le traitement des écarts de conformité suivants :
- EC 563 - Anomalie de liaison de signaux électriques TOR (tout ou rien) provenant d'EIP12 **vers**
le système KME. Les inspecteurs ont contrôlé la mise en œuvre des mesures compensatoires.
- **EC 552 - Risque de non tenue au séisme des échangeurs RRM 001/003, 002/004 RF. Les**
inspecteurs ont contrôlé la résorption in situ de cet écart par la pose du support de renforcement.
- **EC 526 - Défaut d'isolement d'alimentation des moteurs RRA. Les contrôles à réaliser à chaque**
arrêt ont été menés et sont conformes à l'attendu.
- **EC local - piquage CTE. Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, les rapports de contrôles**
visuels de l'état des mortiers intérieurs des piquages mis en œuvre au cours de l'arrêt.
- **EC local - absence de joints entre tronçons et robinets au niveau du système SEC. Les joints**
manquants ont été remis en place sur les deux voies SEC au cours de l'arrêt.
Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du pôle INB,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-CHA-2021-0265 | Montrouge, le 20 mai 2021 Référence courrier : CODEP-DCN-2021-020808 Monsieur le Directeur EDF UTO
1, avenue de l'Europe CS 30 451 MONTEVRAIN
77 771 MARNE LA VALLEE
Objet : Contrôle de l'approvisionnement des matériels des centrales nucléaires Fournisseur ATV BRAKES, usine de Rethel Thème : R9.9 Fournisseurs Code : Inspection INSSN-CHA-2021-0265 du 22/04/2021
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et l'article L 593-33 [3] Arrêté du 7 février 2012 modifié relatif aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection courante de votre fournisseur « ATV BRAKES » a eu lieu le 22/04/2021 sur le thème R9.9 « Fournisseurs ».
Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 22/04/2021 concernait les dispositions mises en œuvre par votre fournisseur « ATV
BRAKES » pour respecter les exigences associées à la fabrication de matériels ou composants destinés aux centrales nucléaires, et sur la surveillance exercée par EDF sur ce dernier.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre par votre fournisseur fait apparaître que cette organisation doit être améliorée en ce qui concerne le traitement des non-conformités.
Les inspecteurs ont notamment noté que « ATV BRAKES » met en œuvre une traçabilité renforcée des opérations réalisées sur les équipements nucléaires, via des documents de suivi dédiés. Dans cet objectif, le fournisseur utilise un progiciel de gestion intégré (ERP) pour le suivi et la validation des opérations réalisées sur l'ensemble du matériel fabriqué et, en particulier, sur les composants critiques. Par ailleurs, ATV met en œuvre un processus d'amélioration continue via une modernisation permanente de ses moyens de production et des processus internes, permettant de renforcer la qualité des composants fabriqués. Cependant, les inspecteurs ont constaté un manque de formalisation des processus par ATV. Ils ont relevé une définition incomplète et erronée de la liste des activités importantes pour la protection (AIP)
des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement1 et un manque de traçabilité des non-conformités détectées sur ces activités et composants.
Cette inspection fait l'objet de cinq demandes d'actions correctives et de deux demandes de compléments.
## A. Demandes D'Actions Correctives A.1. Gestion Des Aip Et Des Contrôles Techniques Associés Par Atv
L'article 1er.3 de l'arrêté en référence [3] définit une activité importante pour la protection des intérêts comme « une activité importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, c'est-à-dire activité participant aux dispositions techniques ou d'organisation mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement2 *ou susceptible de les affecter.* »
De plus, l'article 2.5.2 de ce même arrêté dispose :
- « I. - *L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes* et en tient la liste à jour.
- II. - *Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens* permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés. »
Enfin, l'article 2.5.6 de ce même arrêté dispose que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » EDF a défini une liste d'équipements importants pour la protection des intérêts (EIP). Ces équipements participent à la démonstration de sûreté de ses réacteurs et ils doivent répondre à des exigences définies qui sont transmises au fournisseur. À partir de ces exigences définies, il est recommandé que le fournisseur établisse, pour ces matériels classés EIP, la liste des composants essentiels qui participent à ces exigences. Toute activité essentielle à la fabrication de ces composants doit être considérée comme une activité importante pour la protection (AIP).
Les inspecteurs ont consulté la liste des activités importantes pour la protection (AIP) du fournisseur ATV précisée dans le document référencé « 305 015 » en révision 02. Ils ont constaté que le fournisseur n'a pas analysé les exigences définies transmises par l'exploitant EDF afin d'élaborer sa liste des AIP.
Les phases d'usinage et de montage du matériel, notamment, ne sont pas considérées comme AIP et aucun contrôle technique n'est mis en place sur la qualité des gestes réalisés pour ces activités.
Pourtant, la liste des AIP d'ATV a fait l'objet d'une validation « VSO » par EDF depuis 2017.
De plus cette liste des AIP mentionne que le soudage doit être réalisé conformément à la norme NF A 81-050 relative au soudage par brassage. Néanmoins il n'existe aucun soudage de ce type dans le processus de fabrication des pièces fournies par ATV. Demande A1 : Je vous demande de me transmettre une **liste mise à jour des activités importantes** pour la protection des intérêts (AIP) du fournisseur **ATV, ainsi que les modalités de contrôle** technique associées.
## A.2. Gestion Des Éléments Importants Pour La Protection Des Intérêts Par Atv
L'arrêté en référence [3] définit un élément important pour la protection (EIP) comme « un élément important pour la protection des intérêts mentionnes à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, c'est-àdire structure, équipement, système (programme ou non), matériel, composant, ou logiciel présent dans une installation nucléaire de base ou placé *sous la responsabilité de l'exploitant, assurant une fonction nécessaire à* la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement3 ou contrôlant que cette fonction est assurée. » Afin de garantir la conformité du matériel fabriqué, ATV a défini un classement « critique » de certains composants participant aux exigences définies du matériel fabriqué. Ces composants « critiques » font notamment l'objet d'une traçabilité particulière pour chaque lot et de contrôles supplémentaires à l'issue des opérations réalisées. Cependant, ce processus ne fait pas l'objet d'une formalisation par ATV, tant en termes de matériels classés « critiques » que de contrôles effectivement réalisés sur ces matériels.
Demande A2 : Je vous demande de me transmettre la liste des composants « critiques » ainsi que de formaliser les contrôles réalisés sur ces composants.
## A.3. Détection, Traçabilité Et Analyse Des Écarts Par Atv
L'article 2.6.1 de l'arrêté en référence [3] dispose que : « l'exploitant prend toute disposition pour détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de *transport interne associées. Il prend toute disposition* pour que les intervenants extérieurs puissent détecter les écarts les concernant et les porter à sa connaissance dans les plus brefs délais. »
Par ailleurs, l'article 2.6.2 précise par ailleurs que :
« L'exploitant procède dans les plus brefs délais à *l'examen de chaque écart, afin de déterminer* :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un évènement *significatif ;*
- s'il constitue un manquement aux exigences législatives et règlementaires applicables ou à *des* prescriptions et décisions de l'Autorité de sureté nucléaire *le concernant ;*
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en *œuvre*. »
Enfin l'article 2.7.2 prévoit : « l'exploitant prend toute disposition, y compris vis-à-vis des intervenants extérieurs, pour collecter et analyser de manière systématique les informations susceptibles de lui permettre d'améliorer la protection des intérêts mentionnes à l'article L. 593-1 du code de l'environnement, […] »
Les inspecteurs ont pu constater que le fournisseur ATV dispose d'une procédure « PROD 002 08 »
datant du 9 septembre 2019 ainsi que d'un tableurregroupant une liste de non-conformités. Cependant, les représentants d'ATV n'ont pas été en mesure de justifier si les non-conformités détectées devaient faire l'objet d'une consignation dans le fichier de suivi ou de l'ouverture d'une fiche de non-conformité avec une analyse, pour transmission au client. Par ailleurs, les inspecteurs ont pu consulter des rapports de fin de fabrication de freins ayant les numéros de série 008132-025-001 et 008132-025-002, classés EIP. Sur ces deux freins, lors de l'essai de la mesure du freinage, le couple mesuré est supérieur au critère maximal admissible. De plus, le certificat de contrôle n°021690 du sous-traitant ayant réalisé les pièces de fonderie montre que, lors de l'essai de dureté des pièces, le résultat n'était pas dans les critères attendus. Ces trois écarts ne font pourtant l'objet d'aucune traçabilité et aucune fiche de non-conformité n'a été ouverte.
Les inspecteurs ont rappelé aux représentants d'ATV que :
- d'une part, toute non-conformité détectée dans l'usine ou chez les sous-traitants doit systématiquement faire l'objet d'une traçabilité et d'une analyse, et des actions préventives et curatives doivent le cas échéant être définies ;
- d'autre part, tout écart survenant lors d'une activité ou sur un élément important pour la protection des intérêts doit faire l'objet d'une fiche de non-conformité, comprenant une analyse d'impact, qui doit être transmise à l'exploitant et archivée.
Demande A3 : Je vous demande de mettre un œuvre, et de me transmettre sous un **mois, un** processus de détection, d'analyse et de traçabilité **des non-conformités survenues chez ATV ou**
chez ses sous-traitants. Ces non-**conformités devront également faire l'objet d'une revue annuelle** dans le cadre du **processus d'amélioration continue.**
## A.4. Surveillance Par L'Exploitant Edf De Son Fournisseur Atv
L'article 2.2.2 de l'arrêté en référence [3] dispose que :
« *L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer* :
- *qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application* de l'article 2.3.2 ;
- que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ;
- *qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.* »
A la suite des constats effectués, les inspecteurs ont interrogé l'exploitant EDF sur la surveillance exercée sur son fournisseur ATV. Ainsi, ils ont demandé à EDF de leur fournir la liste des actions de surveillance réalisées en 2020 et prévues en 2021 pour ce fournisseur, le programme de cette surveillance, ainsi que les derniers rapports de surveillance de ce fournisseur.
Le chargé de surveillance de la direction industrielle d'EDF a indiqué que des actions de surveillance avaient été réalisées chez le fournisseur ATV ou ses sous-traitants le 12/02/2021 et le 19/04/2021. Ces actions font l'objet de demandes d'ouverture de non-conformités qui n'ont pas été intégrées par le fabricant et ne font pas l'objet d'une fiche de non-conformité. En 2020, le fournisseur n'a pas fait l'objet d'action de surveillance particulière. Les inspecteurs ont interrogé les représentants d'EDF afin de connaître les éléments qui avaient été transmis à ATV à l'issue de ces actions de surveillance, afin de tracer les écarts détectés. Cependant, les représentants d'EDF n'ont pas été en mesure de fournir aux inspecteurs la traçabilité de ces échanges. Enfin, ATV a fait l'objet d'un renouvellement de sa qualification par EDF en janvier 2019, sans qu'il ait été possible de justifier que le thème « non-conformité » avait été analysé à l'occasion de cette qualification.
Demande A4 : Je vous demande de réinterroger votre **processus de surveillance de vos fournisseurs**
afin qu'il puisse garantir l'ouverture, l'analyse et la traçabilité des non**-conformités.**
Demande A5 : Compte tenu des constats réalisés lors de l'inspection, j**e vous demande de vous**
assurer de la conformité des EIP qui ont été fabriqués par ATV.
## B. Compléments D'Information B.1. Qualification Et Surveillance Des Sous-Traitants D'Atv Proportionnées Aux Enjeux
Les inspecteurs ont pu constater que le fournisseur ATV réalise une qualification et une surveillance de ses sous-traitants, fournisseurs de matériels. Bien qu'ATV n'ait pas encore défini les AIP réalisées par ces sous-traitants, les représentants du fournisseur ont notamment indiqué avoir identifié et mis en œuvre une surveillance des sous-traitants réalisant des activités « critiques » sur le matériel fabriqué.
Cette analyse des activités « critiques » intègre notamment le risque d'obsolescence, les signaux faibles lors de l'approvisionnement du matériel ou encore les composants sensibles.
Les inspecteurs ont demandé à ATV de leur transmettre le compte rendu de la dernière réunion interne d'évaluation des fournisseurs. Ce compte rendu n'a pas pu être transmis aux inspecteurs lors de l'inspection. Demande B1 : Je vous demande de vous assurer qu'ATV identifie ses sous-traitants sensibles et que ceux réalisant une AIP font l'objet d'une surveillance adaptée.
## B.2. Prise En Compte Du Risque De Fraude Et De Contrefaçons Par Atv
Lors de l'inspection, les inspecteurs ont échangé avec les représentants d'ATV concernant la prise en compte du risque de fraude au sein de leurs équipes et de leurs interfaces avec les sous-traitants. Cependant, ils n'ont pas pu constater la formalisation de la prise en compte de ce risque de fraude dans les processus du fournisseur. Les inspecteurs ont rappelé l'importance pour le personnel d'avoir une attitude interrogative, rigoureuse et prudente, de reporter de manière proactive toute non-conformité ou toute irrégularité et de garantir l'intégrité des données transmises. Demande B2 **: Je vous demande de formaliser des actions à engager dans la lutte contre le risque** de fraude via la mise en place d'une politique en la matière **au sein d'ATV.**
## C. Observations
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 réalisation. Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## Signé Par :
Pour le Président de l'Autorité de sûreté nucléaire et par délégation, le directeur de la direction des centrales nucléaires, Rémy CATTEAU |
INSSN-CAE-2021-0241 | Référence courrier : CODEP-CAE-2021-024931 **À Caen, le 26 mai 2021**
Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville 3 BP 37 50340 LES PIEUX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - INB no **167 - Flamanville 3**
Thème : **Conduite de l'installation en situation d'incident ou d'accident**
Code : Inspection no **INSSN-CAE-2021-0241 des 13 et 14 avril 2021**
## Références :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et L. 593-33** [2] **Arrêté ministériel du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations**
nucléaires de base
[3] **Note technique « Validation à blanc des consignes CIA sur FLA3 » (référence D455116000855)** [4] **Note technique « Validation à blanc des fiches locales APE sur FLA3 » (référence**
D455115001446)
[5] **Processus CIA EPR - Interface avec la qualification (référence ECEF070498 ind. A)**
[6] **NT 400 2019-2020 Offre du maintien de capacités conduite et IS EPR/FLA3 (référence**
UFPI/SAT2/ERQ/19-00337 ind.1)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu les 13 et 14 avril 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Flamanville sur le chantier de construction du réacteur no **3 de Flamanville, sur le thème de la conduite de l'installation en situation**
d'incident ou d'accident.
Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection visait à contrôler la préparation des équipes de conduite à la gestion des situations d'incident ou d'accident, et à vérifier l'avancement de l'activité de validation à blanc (VàB) des documents opératoires de conduite incidentelle et accidentelle (CIA).
Les inspecteurs ont organisé des mises en situation de CIA sur le simulateur de conduite et dans les locaux de l'installation qui ont permis de tester l'applicabilité des consignes de CIA et des fiches de manœuvres locales associées.
Ils soulignent la qualité des échanges établis avec les formateurs lors de la préparation des scénarios de mise en situation de CIA, et la rigueur et le professionnalisme des agents de conduite participant au contrôle.
Il ressort de cette inspection que le niveau de préparation des équipes de conduite à la gestion des situations d'incident ou d'accident est satisfaisant. Toutefois, la documentation utilisée actuellement pour former les agents de conduite à la gestion de la CIA n'est pas représentative de l'état technique et documentaire de l'installation au moment de la mise en service du réacteur, et nécessitera donc encore des mises à jour. Cette documentation comporte quelques imperfections dont le traitement par les services d'ingénierie d'EDF est prévu dans les futures versions. Les mises en situation de CIA ont montré que la consigne de surveillance permanente de l'état (SPE) de l'installation appliquée en CIA n'est pas adaptée à l'organisation de crise mise en place actuellement par le CNPE pour gérer les accidents. L'avancement de l'activité de validation à blanc des fiches de manœuvre est jugé satisfaisant malgré quelques anomalies détectées lors des visites sur le terrain. La prise en compte des anomalies détectées lors des campagnes de VàB doit être accélérée. En outre, les inspecteurs pointent la fragilité sur les VàB relatives aux recueils des fiches locales d'astreinte (RFLA). Un effort important de validation reste à mobiliser pour pallier ce retard dans un temps relativement restreint.
# A. **Demandes D'Actions Correctives**
## Présence D'Imperfections Dans Les Procédures De Cia
Pour les besoins de l'inspection, une équipe de conduite a été mise en situation de CIA sur simulateur à deux reprises. Lors de la première séquence, qui a duré six heures, les inspecteurs ont observé la gestion d'un accident de rupture de tubes de générateur de vapeur (RTGV) simulé selon un scénario élaboré par les inspecteurs en lien avec les formateurs du service commun de formation (SCF) du CNPE. Le choix d'un transitoire accidentel relativement long est motivé par un constat réalisé en inspection des services d'ingénierie d'EDF responsables de l'élaboration des procédures de CIA : la validation des consignes de CIA est effectuée sur des séquences de simulateur ne dépassant jamais trois heures. Ce même constat est valable pour les formations à la CIA sur simulateur dispensées par les SCF : les objectifs pédagogiques visés par ces formations couvrent la gestion des phases dynamiques de l'accident sans avoir nécessairement comme cible l'atteinte de l'état de repli de la tranche, permettant sa stabilisation dans un état sûr. Cet aspect est vu généralement de manière théorique en salle de formation. Partant de l'état initial de la tranche en arrêt à chaud, l'initiateur de l'accident était la rupture de deux tubes du générateur de vapeur (GV) n°3. Le scénario comportait plusieurs défaillances : le système de purge des GV (APG) est considéré inutilisable (en anticipation de la future modification des consignes pour la mise en service) et le signal de « refroidissement partiel automatique » supposé défaillant. Cet accident était cumulé avec une situation de perte du transformateur électrique de soutirage (TS).
Le transitoire doit être géré par la mise en œuvre de la stratégie de passage en arrêt à froid en RTGV
(PAF RTGV) par l'équipe de conduite. Après environ six heures de conduite dans les phases 0
« Actions *et orientation initiales* », phase 1 « *Arrêt ISMP* », phase 2 « *Équilibrage des pressions* **», phase 3**
« *Passage en arrêt à froid - refroidissement* » et phase 4 « *Passage en arrêt à froid - dépressurisation* **» de la** stratégie PAF RTGV, la phase 5 « *Passage en arrêt à froid - Refroidissement par RIS/RA en mode RA et* dépressurisation **» de cette stratégie devait être entamée. Cette dernière phase qui est longue consiste à** basculer les trains d'injection de sécurité basse pression (ISBP) en mode « refroidissement du réacteur à l'arrêt » (mode RA). L'état sûr est atteint lorsque l'état du circuit primaire est stabilisé, que la pression du GV accidenté est équilibrée avec la pression du circuit primaire et qu'un train ISBP est en service en mode RA. L'état de repli en conduite accidentelle est atteint lorsque la température en sortie du cœur (T RIC) passe en dessous de 55°C, la pression primaire étant maintenue par la seule pompe ISBP
laissée en service.
Pour des raisons pratiques, les inspecteurs ont arrêté la mise en situation peu de temps après l'entrée dans la phase 5. Néanmoins, les formateurs avaient déroulé l'ensemble du scénario en préparation de l'inspection.
La mise en situation et la préparation de celle-ci ont mis en lumière les difficultés suivantes liées à des imperfections dans la procédure ou de représentativité du simulateur :
o **Non fermeture de l'injection de bore de sécurité (RBS) sur la boucle inactive par le mode**
opératoire (MOP) « isolement RBS sur boucle inactive (KAE3117YP) » ;
o **Non fermeture du contournement des vannes d'isolement vapeur (VVP) sur le GV ligné par**
contournement VVP au GV radioactif (cette problématique est corrigée dans les futurs jeux de consignes) ;
o **Problématique de déclaration « inutilisable » à tort des trains RBS en surveillance « Efficacité**
RBS (KAE3203YP) » et leur re-déclaration « utilisable » dans le MOP de restauration RBS associé (cette problématique est corrigée dans les futurs jeux de consignes) ;
o **Tentative de mise en service de l'APG sur GV n°3 et GV n°4 (3APG9901YP) et déclaration**
« inutilisable » de l'APG du GV n°3 et du GV n°4 (cette action est supprimée dans les futurs jeux de consignes) ;
o **Éventuelle apparition d'un signal d'injection de sécurité (IS) sur bas ΔPsat qui engendre une**
réactivation de la fuite et une sortie de PAF RTGV sur réveil du diagnostic automatique (DA) (cette problématique sera atténuée dans le futur jeu de consignes JR8 selon les retours de l'ingénierie nationale) ;
o **Non pertinence de la stratégie consistant à attendre le conditionnement thermique des trains**
RIS-RA pour les connecter en mode RA. En théorie, celui-ci doit être réalisé lorsque T RIC est supérieure à 135°C et qu'il reste de la marge sur les GV utilisables or ce n'est pas le cas dans le scénario. Les GV n°1 et GV n°2 sont déjà à 2.5 bar en entrée de phase 5 et les GV n°3 et GV
n°4 sont respectivement « radioactif isolé » et « isolé ». Il n'y a donc plus de marge de refroidissement sur les GV. Par contre, à la fin du refroidissement automatique, une fois la pression cible atteinte (inférieure à 2.5 bar), les vannes réglantes du système de décharge à l'atmosphère (VRVDA) ne sont pas forcément ouvertes à 100%. Or c'est ce critère qui est utilisé dans la procédure pour anticiper la connexion du train RIS-RA en mode RA sans réaliser de conditionnement thermique. En fonction du choix de l'équipe face à cette problématique, un conditionnement thermique peut être engagé, et la suite du refroidissement retardée : tant que le test « VRVDA à 100% sur les GV utilisables » n'est pas forcé à « OUI », le RIS-RA n'est pas valorisé dans le refroidissement et le repli retardé. Ce temps permet un conditionnement thermique du RIS-RA. Or, dans une telle situation (repli bloqué), on tolère la connexion d'un train RIS-RA sans l'avoir conditionné thermiquement ;
o **Mauvaise implémentation du MOP « surveillance bâche ASG » sur simulateur ;** o **Problème d'atteinte de seuils radioactifs dans les GV sains, conduisant à déclarer inutilisables**
l'ensemble des GV et à passer en conduite « Gavé-Ouvert » en conduite long terme de l'accident de RTGV. Cette situation rencontrée sur le simulateur ne semble pas être représentative de l'état attendu de l'installation à ce stade de l'accident ;
o **Problématique de découplage entre les GV utilisables lors de la réalisation du refroidissement**
contrôlé à la suite d'un refroidissement partiel manuel : le GV qui a été ligné par contournement VVP part d'une pression initiale de 79 bar, les 2 autres GV sains partent d'une pression initiale de 59 bar (pression cible du refroidissement partiel manuel sur tous les GV).
Une partie de ces imperfections ne semble pas être identifiée par les formateurs lors des préparations des séances de formation ni connue par les services d'ingénierie nationale responsable de l'élaboration des consignes CIA. Les inspecteurs s'interrogent sur l'efficacité du processus de validation des consignes de CIA qui n'a pas permis de piéger ces imperfections dans la stratégie PAF RTGV. Demande A1 : Je vous demande d'informer vos services d'ingénierie des imperfections détectées dans la stratégie de conduite « PAF RTGV » ou dans les modes opératoires sollicités lors de la préparation et la réalisation de la mise en situation sur simulateur. Vous me ferez part de la réponse apportée par vos services d'ingénierie et du délai de traitement envisagé préalablement à la mise en service du réacteur.
## Sensibilisation De L'Équipe De Conduite À La Sécurité Des Agents De Terrain
Confrontée aux écarts lors de la mise en situation d'accident, l'équipe de conduite inspectée a su appliquer le principe de traitement des écarts en approche par état (APE) en temps réel. L'opérateur qui a détecté l'écart a informé le superviseur (SUP). Ce dernier a analysé la situation et déterminé les actions à réaliser. Il a demandé l'accord du chef d'exploitation (CE) pour la mise en œuvre de ces actions. Par ailleurs, le poste de commandement locale (PCL1) n'a pas hésité à solliciter l'équipe locale de crise (ELC) tout au long du transitoire pour avoir son avis en cas de doute sur les actions à réaliser. Les inspecteurs notent positivement le fonctionnement de l'équipe de conduite lors du transitoire de RTGV. Le redéploiement de cette équipe en configuration CIA s'est fait sereinement. La communication vers l'extérieur de la salle de commande (SdC) est restée maitrisée tout au long du scénario. La précision des informations transmises vers les équipes de crise reflète une bonne communication interne à l'équipe. Les pratiques de fiabilisation des interventions (PFI) ont été, le plus souvent, mises en œuvre :
o **la communication sécurisée a été utilisée entre les opérateurs lorsque c'était nécessaire ;** o **les points d'arrêt et les points d'entrée en séquence ont été réalisés malgré quelques difficultés**
dues à la dynamique rapide du début du transitoire ou à la charge adossée au SUP (entrée en phase 4 de la PAF RTGV) ;
o **l'autocontrôle de l'action opérateur, bien qu'il soit globalement appliqué, reste à améliorer en**
vérifiant systématiquement le repère fonctionnel du MOP à appliquer en plus de son libellé
(confusion entre les MOP 3VDA9913YP et 3VDA9903YP).
Néanmoins, la communication vers les agents de conduite présents sur le terrain (AgT), simulée pendant l'exercice par des appels des opérateurs vers les formateurs, reste à améliorer : les opérateurs sollicitent des AgT pour réaliser des fiches de lignage (ex. RFLL 0101 « lignage APG vers KER ») sans leurs donner des éléments de contexte (ex. GV radioactif, appréciation de la situation…) et ne réalisent pas avec eux de point sécurité (prise d'équipement de protection individuels).
Les inspecteurs rappellent à l'exploitant ses obligations dans le domaine de la sécurité et de la radioprotection de ses travailleurs.. Le principe de la « juste interférence » rappelé dans la consigne
« C0 APE » n'exclut pas cet aspect : [Veiller à la sécurité des intervenants en local : *…Les risques vis-à-vis de* la sécurité du personnel doivent être analysés selon la conduite en cours (feu, hydrogène, vapeur, azote, radioprotection…)…**]. Les inspecteurs sont conscients de la limite de l'exercice qui simule la participation** des AgT par des appels téléphoniques émis par les opérateurs à destination des formateurs. Cette limitation ne doit pas laisser les opérateurs s'accoutumer à réduire leur rôle envers les AgT en CIA à la seule demande d'application des fiches de lignage en local, sans leur exposer les risques encourus pour leur propre sécurité ni leur communiquer l'appréciation de la situation pressentie en SdC pour qu'ils puissent prendre des mesures de protections adéquates. La faible participation des AgT aux formations et exercices de mise en situation de CIA n'est pas de nature à renforcer cette pratique. Demande A2 : Je vous demande de former vos opérateurs à contextualiser leur demande et à rappeler les enjeux sécurité et radioprotection lors de l'envoi d'un agent de terrain pour la réalisation d'une fiche de manouvre en local en situation de CIA. Par ailleurs, je vous demande d'impliquer autant que possible les agents de terrain lors des mises en situation sur simulateur pour simuler cette communication et confronter les consignes données à la réalité du terrain.
## Analyse Du Déroulement De La Mise En Situation De Cia
Bien que les actions indispensables à la sûreté soient réalisées correctement par l'équipe de conduite inspectée, les inspecteurs relèvent quelques points de vigilance qui découlent de leur observation de la mise en situation de CIA de cette équipe :
o **Pendant les phases calmes de conduite, les opérateurs ont échangé des explications sur les**
principales actions à venir et la stratégie de pilotage suivie. Cette pratique permet aux acteurs de s'approprier le transitoire et de se préparer à gérer la suite de l'accident, à condition qu'elle soit renforcée par la confrontation des connaissances partagées au référentiel de conduite applicable en se basant sur la procédure de conduite en question. La connaissance de la phénoménologie d'un transitoire précis appris en formation ne garantit pas le même déroulement de ce transitoire dans d'autres conditions physiques de l'installation ou selon d'autres choix de conduite. Le même constat est valable pour l'activité d'anticipation adossée au SUP : la préparation à l'entrée des phases des stratégies de conduite doit s'effectuer en parcourant les consignes.
o **Un opérateur a fermé la ligne de transfert entre le GV accidenté et son GV relié avant d'avoir**
atteint les critères mentionnés dans la procédure. Interpelé par le SUP, il informe ce dernier à tort qu'il s'agit d'un réglage ponctuel laissé à sa main. Cette action a eu des conséquences sur la suite du scénario : le signal de protection « IS sur bas ΔPsat » a été involontairement éliminé car la température de la branche chaude de la boucle n°4 qui entre dans l'élaboration du calcul du ΔPsat a cessé d'augmenter suite à la fermeture de la ligne de transfert. Cette action montre qu'il est indispensable de ne pas entreprendre d'optimisation de conduite sans autorisation conformément au processus dédié. L'adhérence aux procédures doit primer en cas de doute.
o **Un opérateur a également jugé du niveau d'eau du GV accidenté sur la mauvaise gamme de**
mesure : il a regardé la gamme large (GL) au lieu de la gamme étroite (GE). Cette pratique pourrait avoir des conséquences sur la capacité à vidanger le GV accidenté (en phase 3) pour passer en phase de dépressurisation (en phase 4) : l'abaissement du niveau du GV relié (à 13,8m GL sur constat de niveau du GV accidenté supérieur à 18m GE) n'a pas été réalisée pendant le refroidissement ce qui aurait pu induire une place insuffisante dans le GV relié pour vider le GV accidenté avant l'ouverture de VDA et risquer un blocage de la CIA.
o **L'équipe de conduite (OP/SUP/CE) a pris la décision de ne pas réaliser les deux fiches de**
manœuvre RFLE n°1343 et RFLE n°1344 dédiées à la fermeture en local des trains VDA n°3 et n°4. Les vannes en question étant déjà fermées, les fiches ont été jugées inutiles et l'équipe a privilégié le fait de ne pas envoyer un agent de terrain en local dans le contexte radiologique de l'accident. Cependant, sur commande d'un signal en provenance du système de protection du réacteur (RPR), le VDA subit un changement de configuration de sa pression d'écrêtement en mode soupape lorsque le permissif P14 est validé et qu'au moins un train RIS-RA est en service
(ou lorsque P17 est validé) : la pression d'écrêtement passe alors à 10 bar. La réalisation préalable de ces fiches permet d'éviter le risque de réouverture du VDA à la connexion du RIS-
RA, en demandant le débrochage des organes de commande. C'est justement ce qui s'est produit dans la suite du scénario accidentel conduisant à un rejet supplémentaire de vapeur radioactive pendant six minutes qui aurait pu être évité. La décision de ne pas réaliser les fiches de manœuvre en local constitue une adaptation en temps réel des procédures APE et devrait être discutée avec l'IS puis soumise à l'autorisation du poste de commandement de la direction (PCD1). En cas d'incertitude sur une action demandée par une procédure APE, il est possible de demander un appui extérieur. D'autre part, il sera utile de s'interroger sur le délai d'intervention de ces fiches de manœuvre et sur la pertinence d'envoyer en local des agents sur des organes potentiellement radioactifs ; ce qu'a parfaitement identifié l'équipe de conduite.
Les inspecteurs notent que l'équipe de conduite a détecté rapidement la réouverture du VDA
sur le GV n°3 radioactif, une minute d'arrêt a été effectuée, une action corrective a été mise en place rapidement et une communication à l'extérieur de la SdC a été réalisée par le CE qui informe de l'aléa et de ses conséquences. Les inspecteurs notent également que le CE avait bien en tête le changement de pression de consigne des GV au passage du permissif P14 et que c'est une incompréhension sur la nature des adaptations réalisées par les opérateurs qui a conduit à l'événement (le CE pensant que les opérateurs allaient seulement supprimer la partie de la fiche de lignage relative à la demande de vérification en local, donc en milieu irradiant, de la fermeture des vannes VDA).
Par ailleurs, les formateurs ont alerté les inspecteurs sur le fait que la phase 5 de la stratégie PAF RTGV est peu pilotée par les équipes en formation. Demande A3 : Je vous demande d'exploiter le REX de conduite de cette mise en situation dans l'élaboration du programme de maintien de capacité de vos agents de conduite, notamment l'intérêt de la mise en pratique des phases de conduite « post état sûr ».
## Temps De Déroulement De La Consigne Spe
Lors de la gestion de l'accident de RTGV par l'équipe de conduite sur simulateur, les inspecteurs ont constaté que le temps de parcours de la consigne SPE par le CE, porteur de cette consigne avant sa relève par l'IS d'astreinte appelé à rejoindre la SdC, est particulièrement long. Dans les faits, le CE est arrivé en SdC à 13h45 sur appel de l'équipe, suivi par l'IS arrivé une demi-heure plus tard. Pendant ce temps, le CE est porteur de SPE et doit assurer en parallèle son rôle de PCL1 en lien avec l'équipe de crise et l'astreinte direction PCD1. La relève CE/IS n'a débuté qu'à 15h05, soit cinquante minutes après l'arrivée de l'IS d'astreinte en SdC. Pendant ce temps, le CE en tant que PCL1 est difficilement disponible pour l'organisation de crise, il est en effet totalement concentré sur le déroulement de la boucle SPE et pratiquement déconnecté des actions de l'équipe de conduite et de la dynamique de l'accident. S'il répond aux sollicitations externes, sa charge de travail limite sa capacité à initier luimême des appels vers l'extérieur, en particulier vers PCD1.
Sur le parc en exploitation, le temps cible de parcours de la consigne SPE est estimé à une vingtaine de minutes environ. Ce temps reste compatible avec la réalisation complète d'une première boucle SPE par le CE (et éventuellement une deuxième) en attendant l'arrivée de l'IS. La relève CE/IS sur SPE sera réalisée en mode dynamique à l'issu du bouclage du CE dans cette consigne. En plus, la nouvelle organisation de l'équipe de conduite des tranches du parc en exploitation attribut au chef d'exploitation délégué (CED) le rôle de porteur de la procédure SPE en CIA. Cette organisation permet au CE de se consacrer entièrement à son rôle de PCL1 en lien avec l'équipe de crise.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté pendant le transitoire de RTGV que les points de communication fixés par PCL1 envers PCD1 sont peu nombreux et assez espacés (environ 50 min à 80 min entre deux points), et ce, malgré la dynamique du transitoire. À titre d'exemple, l'information sur les rejets liés à l'utilisation de VDA sur le GV radioactif a mis du temps à être diffusée à PCD1 en début de scénario accidentel. L'équipe de crise, et donc les pouvoirs publics, risquent, en situation réelle, d'avoir cette information tardivement. Ceci conduirait immanquablement à des fragilités en termes de d'organisation de crise. Demande A4 : Je vous demande de prendre les mesures organisationnelles et techniques garantissant l'accomplissement du rôle du PCL1 en CIA en exploitant le REX de la mise en situation de CIA organisée par les inspecteurs.
## Couverture De La Consigne Spe (Surveillance Permanente De L'État)
Lors de la deuxième séance de mise en situation de CIA sur simulateur, les inspecteurs ont observé la gestion d'un manque de tension externe (MDTE) cumulé à l'indisponibilité du groupe électrogène diesel LHP pour cause de maintenance préventive selon un scénario élaboré et dispensé habituellement par les formateurs du SCF.
Suite à la perte du transformateur de soutirage (TS) et l'échec du basculement sur le transformateur auxiliaire (TA), les diesels disponibles sont démarrés automatiquement. Cet incident doit être géré par la mise en œuvre de la stratégie de passage en état de repli « PER ». La bonne gestion de ce transitoire nécessite l'atteinte du nouvel état de repli à la suite de la remise en service du diesel LHP. L'équipe de conduite a traité de manière efficace les conséquences de la perte du TA par l'envoi d'un AgT en local pour analyser le défaut d'une part, et par des analyses indépendantes des spécifications techniques d'exploitation (STE) d'autre part. Des erreurs de conduite ont pu être corrigées en équipe grâce à la communication sécurisée et au contrôle croisé. La communication vers les appuis externes était claire et précise. Le CE a anticipé la phase de retour à la conduite normale en identifiant les situations qui risquent de perturber cette conduite.
Cependant, le porteur de la consigne SPE (l'IS en l'occurrence) a été confronté à deux problématiques :
o **L'alarme de perte LHA demande de considérer perdus plusieurs tableaux et les matériels**
associés dont LJZ qui était a priori disponible dû aux interconnexions : cela amène à considérer des fonctions de sûreté indisponibles alors qu'elles sont peut-être disponibles. L'IS en avait conscience et prévoyait de reboucler avec SUP au cas où ces fonctions de sûreté soient requises pour gérer la situation.
o **L'application des critères de la consigne SPE ne permet pas de considérer la perte TS et TA au**
vu des informations disponibles au moyen de conduite de secours (MCS) alors que l'IS le sait manifestement. Il a choisi de considérer les matériels associés indisponibles (GMPP, aspersion, GCT, APG) même si ce n'était pas justifié par la consigne.
La consigne SPE semble mal gérer la perte complète des alimentations électriques externes et les interconnexions entre tableaux électriques.
Demande A5 : Je vous demande d'informer vos services d'ingénierie du défaut de couverture de la consigne SPE. Vous me transmettrez les résultats de leur analyse.
## Validation À Blanc Des Fiches De Manœuvre D'Astreinte Appelées En Cia
Les inspecteurs ont contrôlé le déroulement de l'activité de validation à blanc des documents opératoires de CIA. La validation à blanc est l'une des activités qui composent l'étape « Validation des consignes » du processus itératif global d'élaboration des procédures de CIA [5]. Elle regroupe la validation à blanc des consignes de CIA [3] et des fiches de lignage en local [4] appelées en situation d'incident ou d'accident.
Figure 1 : Schéma simplifié du processus itératif global d'élaboration des procédures de la CIA
La validation à blanc des consignes de CIA vise à s'assurer de façon exhaustive de la faisabilité des actions demandées en salle de commande, pour chaque chemin de conduite possible dans chaque consigne de CIA. Les consignes de CIA font actuellement l'objet d'une troisième campagne de validation à blanc sur site. Les observations relevées par le service conduite (SCO) sont triées et filtrées par le service sûreté qualité (SSQ) puis remontées vers le service fonctionnement conduite simulateur
(FCS) de l'ingénierie nationale pour analyse et traitement. Les services SCO et SSQ sont représentés dans les comités décisionnels du FCS qui traitent ces observations. Les inspecteurs notent la quantité considérable de consignes soumises aux campagnes successives de validation à blanc et soulignent l'effort de documentation et de suivi réalisé par le correspondant du chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) du SSQ. La validation à blanc sur le terrain des fiches de lignage en local appelées par les consignes de CIA vise à garantir leur cohérence avec l'installation. Elle doit permettre aussi de s'assurer de la compréhension par les équipes de terrain des actions demandées en particulier le mode opératoire qui doit être compatible avec les pratiques d'exploitation et qui doit répondre aux objectifs de conduite fixés. Les fiches de lignage en local font actuellement l'objet de la troisième campagne de validation à blanc sur site par les agents responsables des manœuvres en local. Les recueils de fiches locales de lignage
(RFLL) et de fiches locales électriques (RFLE) sont validés par le service SCO puisque ces fiches sont appliquées par les agents appartenant à ce service. Quant aux fiches du RFLA, elles sont validées par les métiers concernés sous le pilotage du correspondant chapitre VI du service SCO (voir §5 de la note en référence [4]). Les inspecteurs ont constaté un transfert de pilotage de l'activité de la validation à blanc de l'ensemble des fiches de lignage vers le service SSQ qu'il convient de tracer dans la note en référence [4].
Les inspecteurs ont procédé par sondage à l'examen du traitement des observations relevées sur les fiches de lignage lors de la campagne de VàB relative à la version JR6 et intégrées dans la version JR7 du jeu de consignes CIA. Ils ont pu constater la qualité et le volume du travail de documentation et de suivi de traitement réalisé par les pilotes successifs de cette activité.
Les inspecteurs ont remarqué que les fiches du RFLA ne sont couvertes par aucune campagne de VàB. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces fiches sont difficilement vérifiables en absence des gammes dédiées qui dépendent des métiers et qui sont en cours de développement. La particularité de ces fiches réside dans la diversité des actions et des métiers appelés à intervenir et surtout dans la communication avec l'équipe de conduite pour bien identifier l'objectif de chaque fiche. La VàB fait partie de l'étape « Validation des consignes » qui constitue le dernier maillon du processus itératif simplifié d'élaboration et de vérification des procédures de la CIA pour piéger les anomalies dans les documents opératoires de la CIA. Les éventuelles anomalies détectées lors de la phase de VàB
alimentent itérativement l'entrée de ce processus. Le lancement très tardif de cette activité fragilise ce processus au stade de consolidation des procédures pour de la mise en service du réacteur.
Le service SSQ prévoit le lancement de la VàB des RFLA en septembre 2021 en concertation avec les métiers. Le service SCO n'est pas associé à cette activité contrairement à ce qui est mentionné dans la note de cadrage de l'activité [4]. Les RFLA sont appelées par les consignes de CIA dans un contexte de gestion d'incident ou d'accident avec des risques induits et des conditions d'ambiance spécifiques (chaleur, humidité, radioprotection…). Les inspecteurs recommandent la consultation du service SCO pour contextualiser la VàB de ces fiches RFLA. Demande A6 : Je vous demande de soumettre les RFLA au processus de validation à blanc des documents opératoires de CIA selon un calendrier compatible avec la production de la version de démarrage des documents opératoires de CIA par vos services d'ingénierie. Vous associerez le SCO
à la programmation de cette activité.
## Applicabilité Des Documents Opératoires De La Cia
Les inspecteurs ont examiné sur le terrain l'atteinte des objectifs visés par l'activité de validation à blanc des fiches de lignage en local appelées par les consignes de CIA. Pour cet examen, ils ont sélectionné certaines fiches de manœuvre et ont demandé à un AgT, en charge de VàB, de décrire cette activité mise en pratique sur ces fiches. Ces fiches étaient à l'état documentaire JR7 et avaient déjà faites l'objet d'une VàB en 2018 sur leur version JR6 dont la documentation a été examinée en salle par les inspecteurs. Sur les fiches examinées par sondage, les inspecteurs ont relevé les points suivants :
o **La fiche référencée RFLL n°1101, relative au lignage d'un train du système SEC sur**
diversification, demande la réalisation d'une manœuvre de fermeture de la vanne SRU3130VE dite « vanne-pelle ». Cette manœuvre consiste à descendre un batardeau à l'aide d'un palan de levage manuel. Il apparaît que cette manœuvre particulière est peu pratiquée par les agents de terrain et ne fait pas l'objet de formation spécifique. Le mode opératoire de cette manœuvre est néanmoins décrit dans la fiche mais semble nécessiter des précisions sur les consignes de sécurité à mettre en œuvre pour cette manœuvre de charge lourde réalisée par un agent seul et sur les outils à mettre en œuvre pour décrocher en toute sécurité les chaînes de stockage de la vanne.
o **Dans la même fiche référencée RFLL n°1101, la vérification de la position des vannes**
SEC2510VE et 2107VE n'est possible qu'avec un indicateur de position situé sur la tête du réducteur, 3 m sous des caillebottis. Une lampe est donc nécessaire pour cette vérification. Par ailleurs, les vannes étant placées dans des puisards, si les pompes de relèvement sont hors service, le puisard se remplit et il n'est plus possible, dès l'atteinte d'une hauteur d'eau d'environ 1m80, de lire la position des vannes.
o **La fiche référencée RFLL n°0311, relative au lignage anticipé EVU train 1 en cas de manque de**
tension généralisée, a fait l'objet d'une VàB dans des conditions d'exploitation normale. Or, il apparaît que cette fiche demande la manœuvre de trois vannes qui apparaissent plus difficilement localisables dans l'obscurité liée au manque de tension généralisée. Il apparaît important que le processus de VàB prenne en compte au mieux les conditions de mise en application de ces fiches.
o **La fiche référencée RFLL n°0309, relative à la recherche et l'isolement d'une fuite sur le circuit**
EVU intermédiaire du train 1, demande de procéder à une recherche de fuite. Si la fuite est identifiée, elle prescrit d'en informer le demandeur, de demander l'autorisation d'isoler le train en vérifiant préalablement auprès du demandeur que la pompe du train a été arrêtée. Si la fuite n'est pas identifiée, il apparaît qu'elle demande de réaliser l'isolement du train sans en référer au demandeur et donc sans avoir eu l'autorisation de le faire et sans avoir vérifié l'arrêt de la pompe. Cette stratégie de mise en œuvre a interrogé les inspecteurs et nécessite *a priori* **une**
justification. Vos représentants ont fait remarquer que ce type d'interrogation sur la pertinence des actions demandées dans une fiche n'est pas du ressort de l'agent de terrain validant la fiche.
Une personne qualifiée pour réaliser ce type de remarque doit donc parcourir l'intégralité des fiches lors du processus de validation à blanc. La preuve de la réalisation de cette partie de la validation à blanc n'a pas pu être apportée lors de l'inspection.
o **La fiche référencée RFLE n°1361, relative au réglage de la pression d'un générateur de vapeur**
par le système VDA, demande de procéder à un réglage de la vanne référencée VDA1210VV
soit depuis sa cellule actionneur soit en local « *par pas de 5%* **». Il apparaît que ces pas de 5% ne** sont pas réalisables rigoureusement par ces moyens. Par ailleurs, il apparaît que la cellule actionneur de cette vanne ne possède pas forcément de branchement pour une boîte à bouton ce qui semble n'avoir pas été relevé par la VàB de la version JR6 réalisée en 2018. Enfin, cette VàB indique que l'accès pour la manœuvre en local de la vanne est à définir sans qu'aucune indication d'accès n'ait été portée dans la mise à jour de la fiche en version JR7.
Par ailleurs, les inspecteurs ont demandé à l'AgT de simuler sur le terrain la réalisation des fiches de manœuvres locales appelées par les opérateurs mis en situation de conduite accidentelle du réacteur sur simulateur. Ils ont ensuite examiné les VàB réalisées en 2018 sur ces fiches. Les inspecteurs ont relevé les points suivants :
o **La fiche référencée RFLE n°3511, relative à la fermeture des sas pour le personnel, identifie les**
repères fonctionnels des pupitres à utiliser pour effectuer ses manœuvres (amélioration identifiée lors de la VàB réalisée en 2018) mais ne semble pas assez précise sur le mode opératoire de fermeture des portes intérieures et extérieures des deux sas concernés pour une mise en œuvre adéquate.
o **La fiche référencée RFLL n°0101, relative au lignage APG vers KER, identifie la localisation**
d'une vanne dans un local qui n'existe pas *a priori***. Il apparaît que la référence du local ajoutée** à l'occasion de la VàB réalisée en 2018 était erronée. L'AgT a néanmoins pu retrouver la vanne en simulant un appel au demandeur.
o **Les fiches référencées RFLE n°1343 et n°1344, relatives à l'isolement du système VDA,**
demandent des manœuvres à la boîte à boutons de cellule actionneur de vannes dans les locaux électriques. Néanmoins, les dispositifs de raccordement de la boite à boutons n'existent pas sur ces cellules. La manœuvre de la cellule n'est donc pas réalisable sans que ce point ait été identifié lors des VàB réalisées en 2018. Par ailleurs, l'accès aux vannes pour les manœuvres en local n'était pas possible ni pendant l'inspection ni pendant les VàB réalisées en 2018. Ces faits ont conduit notamment à un échec d'application de la fiche.
o **Les fiches référencées RFLL n°4401 et n°4404, relatives à l'ouverture et à la fermeture de la**
vanne SEK6111VK, précisent uniquement le local où la vanne est située. Néanmoins, le local est grand et la vanne est difficilement localisable. Elle n'a pas été trouvée pendant l'inspection et sa localisation délicate avait déjà été identifiée lors des VàB de 2018 sans que la fiche n'ait évolué pour préciser son emplacement.
Demande A7 : Je vous demande de me faire part de votre analyse des différents points susmentionnés. Vous préciserez les raisons pour lesquelles certaines remarques issues des validations à blanc précédentes n'ont pas été prises en compte. Vous joindrez également, lorsque vous jugez votre processus de validation adapté, les modes de preuve de la réalisation des actions qui auraient pu / dû aboutir à la formulation de remarques. Enfin, le cas échéant, vous m'indiquerez les actions mises en œuvre pour renforcer votre processus de validation à blanc et de professionnalisation des agents de terrain pour la mise en œuvre de ces fiches.
## Offre De Maintien De Capacité De L'Équipe De Conduite
Le programme de maintien de capacité des agents de conduite du site Flamanville 3 est construit en collaboration entre SCO, SSQ et l'unité de professionnalisation pour la performance industrielle (UFPI) qui a rédigé la note spécifique d'offre en termes d'objectifs pédagogiques généraux des stages de maintien de capacités des agents de conduite et des IS « NT400 Offre du maintien de capacités conduite et IS » en réponse au programme quadriennal de la DPN. Cette note permet au SCF de Flamanville 3 d'élaborer localement son offre globale qui prend en compte les demandes spécifiques de SCO et SSQ.
Le moratoire sur les formations mis en place par la DPN durant le premier confinement du printemps 2020 en réponse à la crise COVID19 est venu perturber le déroulement du programme de maintien de capacité de la période « septembre 2019 - août 2020 ». Une « dette de formation » s'est créée sur l'ensemble des CNPE y compris Flamanville 3.
Lors de sa réunion extraordinaire n°302 du 3 juin 2020, le comité de sûreté nucléaire en exploitation (CSNE) a pris la décision d'étendre exceptionnellement la période de comptabilisation des jours de formation et d'entrainement sur simulateur des agents de conduite à décembre 2020, et d'imposer un seuil bas de six jours de simulateur par agent de conduite sur cette nouvelle période. À Flamanville 3, la note NT400 2019-2020 [6] couvrant initialement la période « septembre 2019 - août 2020 » est restée d'application jusqu'à la fin de l'année 2020. Le SCF confirme avoir dispensé l'ensemble du programme initialement prévu sur cette nouvelle période.
En ce qui concerne la période « septembre 2020 - août 2021 », les inspecteurs ont constaté que la note NT400 2020-2021 était toujours en version préliminaire ne prenant pas en compte une partie du programme prévu et réalisé.
Interrogés sur ce retard, les représentants d'EDF ont expliqué aux inspecteurs que la spécificité de la tranche EPR ne permet pas au SCF de Flamanville 3 de mutualiser la charge de développement des fiches de séquences pédagogiques (FSP) des scénarios avec les autres SCF du parc (ceux derniers finalisent le développement des FSP en août pour pouvoir démarrer les formations planifiées en septembre). À cette charge de travail vient s'ajouter la prise en compte des mises à jour fréquentes des consignes de conduite dans les supports de formation. La version finale de la note NT400 2020-2021 est prévue pour l'été 2021. Les inspecteurs restent en attente de cette note afin qu'ils puissent contrôler le respect du programme défini par la DPN. Demande A8 : Je vous demande de finaliser et de me transmettre la note « NT400 Offre du maintien de capacités conduite et IS » couvrant la période « septembre 2020 - août 2021 ».
## Représentativité Des Consignes De Cia Implantées Sur Simulateur
Le SSQ s'apprête à recevoir au courant de l'été 2021 de la part des services d'ingénierie les modifications entreprises dans le jeu de procédures CIA relatif à la version de mise en service de l'EPR. Il réalisera par la suite l'analyse d'impact de ces modifications sur les supports de formation de l'équipe de conduite et intègrera le cas échéant les modifications dans les FSP des formations à la CIA dans le programme NT400 2021-2022. Mais cette mise à jour de ces FSP est conditionnée aussi par l'installation d'une nouvelle version du simulateur de conduite intégrant les MOP modifiés. Le SSQ ne maitrise pas le calendrier de mise à jour du simulateur, ce dernier ne relèvant pas du champ de compétences de ce service. Un retard sur la mise à jour de la version du simulateur intégrant le jeu de consignes relatif à la version de mise en service du réacteur risque de causer un écart avec les supports de formation qui auront intégré ces éventuelles modifications. Les agents de conduite risquent dans ce cas d'être formés avec un simulateur et des consignes qui ne seraient pas cohérents entre eux et surtout non représentatifs de l'état documentaire du référentiel d'exploitation de la tranche. Demande A9 : Je vous demande de réaliser l'analyse des risques induits par l'écart qui peut survenir entre le jeu de consignes de démarrage du réacteur et la version du simulateur qui serait utilisée pour assurer le programme de maintien de capacité de la période « septembre 2021 - août 2022 » couvrant la phase préalable à la mise en service prévue du réacteur.
# B. **Demandes D'Informations Complémentaires**
## Analyse Du Rex Des Essais De Démarrage Sur L'Exploitation De La Tranche
Les essais de démarrage de l'EPR font actuellement l'objet d'une analyse de retour d'expérience (REX)
sur la future exploitation de l'installation. L'exploitant utilise notamment les durées de certains essais pour estimer le temps de certaines manœuvres d'exploitation et essais périodiques afin de préparer les futurs arrêts. Le REX réalisé par l'exploitant fait état d'une bonne maitrise des consignations et des lignages des systèmes par les agents de conduite. Ces derniers ont d'ailleurs fait part aux inspecteurs de leur satisfaction d'avoir participé à ces essais. Les interlocuteurs EDF ont présenté aux inspecteurs le processus de traitement des incidents d'essais de démarrage de l'EPR et exposé quelques incidents impliquant l'exploitation de la tranche. Ils ont indiqué aux inspecteurs que les problématiques détectées par les essayeurs sur site donnent lieu à des fiches de liaison site-étude (LSE) à destination du service essais de démarrage (ESS) de l'ingénierie nationale. Ce service, en tant que responsable de cette base, attribue les LSE aux services métiers compétents pour leur instruction s'il n'est pas capable de les traiter directement. En l'occurrence, les LSE pouvant avoir un impact sur la conduite sont traitées en concertation avec le service FCS d'EDVANCE et celles qui concernent exclusivement la conduite sont attribuées à ce service. La note de bilan des essais de démarrage de l'EPR intégrant le REX est en cours de production par l'exploitant au moment de l'inspection. Les inspecteurs restent en attente de réception de cette note avant d'engager les actions de contrôle de la prise en compte de ce REX dans l'exploitation et la conduite de la tranche.
Demande B1 : Je vous demande de m'adresser la note de bilan des essais de démarrage intégrant le retour d'expérience tiré des essais de démarrage. Vous veillerez notamment à bien identifier l'impact éventuel de certains essais sur la conduite en situation incidentelle et accidentelle.
## C. **Observations** Application Du Programme Quadriennal De Formation Des Agents De Conduite
Les inspecteurs ont interrogé le SCO sur sa stratégie pour assurer le maintien de compétences de ses agents de conduite dans un contexte de retard cumulé sur le démarrage de la tranche EPR. Jusqu'en 2020, le SCO privilégiait les scénarios permettant à ses agents d'être au plus près du besoin du site et de l'actualité des essais au détriment du respect du programme quadriennal du parc défini et imposé par la DPN. La divergence faisait partie de ces scénarios demandés plusieurs fois de suite afin de préparer la divergence réelle de l'EPR, plusieurs fois décalée aussi. Depuis la NT400 2020-2021, le SCF
a décidé en concertation avec le SCO de se caler plus fidèlement au programme quadriennal du parc. L'actualité du site et les besoins spécifiques au démarrage seront majoritairement traités par des formations supplémentaires dispensées « juste à temps ». Les inspecteurs rappellent à l'exploitant l'importance de respecter le programme quadriennal définit par la DPN qui est élaboré selon un processus permettant la prise en compte du REX d'exploitation de l'ensemble du parc dans les formations proposées.
## Campagne D'Observations Des Performances Des Équipes
En préparation du démarrage de la tranche EPR, le SCO déploie une campagne d'observation des performances des équipes (*Crew Performance Observations* **- CPO) qui vise à aider l'exploitant à détecter** et à corriger les éventuels axes de progrès avant la première divergence. En observant les membres des équipes de conduite lors des scénarios sur simulateur, notamment en observant leurs réactions sur les transitoires et les situations complexes, les CPO aident à évaluer l'état de préparation des équipes et l'efficacité de la formation correspondante. Cette campagne de CPO s'est traduite par deux mises en situation de l'ensemble des équipes de conduite durant six heures chacune. L'observation de chaque équipe constituée est effectuée poste par poste. Elle concernait la sérénité et la communication en SdC, les rôles, les responsabilités et la répartition des tâches au sein de l'équipe et l'utilisation des PFI. Un compte rendu d'observation dédié à chaque équipe de conduite est produit. Ce compte rendu regroupe les points forts/faibles collectifs selon différentes thématiques (surveillance, travail en équipe, connaissance de l'installation…) et recense des points d'amélioration à travailler en équipe. Suite à cette campagne de CPO, un compte rendu global est produit suivi par un plan d'action. Les inspecteurs notent positivement cette action et proposent de partager le REX pertinent entre équipes sur les CPO, selon une méthode définie par l'exploitant. Ils constatent néanmoins l'absence de participation des AgT à ces exercices qui ont pourtant pour objectif de travailler la performance des équipes.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois **des remarques et observations, ainsi que des**
dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations précitées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, M. le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division Signé Jean-François BARBOT
* * * |
INSSN_LYO_2021_0376 | ORANO Chimie-Enrichissement Etablissement Tricastin BP 16 26701 PIERRELATTE Cedex Référence courrier : CODEP-LYO-2021-017742 Lyon, le 28 avril 2021 Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Usines de conversion de l'uranium de Pierrelatte - INB n°105 Inspection INSSN-LYO-2021-0376 du 15/04/21 Thème : Maîtrise du risque incendie Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB
[3] Décision 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[4] CODEP-LYO-2015-024792 du président de l'ASN portant prescriptions relatives à l'exploitation des installations classées pour la protection de l'environnement de conversion de l'uranium naturel, situées dans le périmètre de l'INB n°105
[5] Décision n°2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection inopinée de l'INB n°105 et de l'usine Philippe Coste exploitées par Orano Chimie - Enrichissement et implantées sur le site nucléaire du Tricastin a eu lieu le 15 avril 2021 sur le thème de la « Maîtrise du risque incendie ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 15 avril 2021 des installations exploitées par Orano Chimie - Enrichissement comprises dans le périmètre de l'INB n°105 (installations INB et ICPE arrêtées) et de l'usine Philippe Coste avait pour principal objectif de vérifier le respect des dispositions en matière de maîtrise des risques liés à l'incendie. Dans un premier temps, les inspecteurs ont testé les capacités d'intervention de l'exploitant par le biais d'un exercice. Une simulation de feu au niveau 0m de la structure 2450 a été réalisée. Puis les inspecteurs se sont rendus dans plusieurs locaux notamment la structure 2450, l'aire 61 et les unités 62 et 64. Ils ont examiné les dispositions prises par l'exploitant en matière de prévention et de détection des départs de feu, ainsi que celles visant à éviter la propagation d'un incendie et d'en limiter les conséquences. Orano Chimie - Enrichissement a réalisé des améliorations contribuant à une meilleure gestion des risques liés à l'incendie mais celle-ci est encore perfectible sur plusieurs points. En premier lieu, les travaux réalisés à l'aire d'entreposage de matières radioactives n°61 permettent de renforcer la sûreté de son exploitation. Les moyens d'extinction mobiles, les appareils de contrôles d'atmosphère ou de détection de gaz et les déclencheurs manuel d'alarme incendie observés par sondage par les inspecteurs étaient à jour de leur contrôles périodiques. Des progrès dans la traçabilité des matières dangereuses, y compris des déchets nucléaires, ont été relevés à l'INB 105. Enfin, les exigences relatives aux plans du zonage incendie et d'écoulement des eaux pluviales sont respectées pour l'usine Philippe Coste.
Toutefois, l'exploitant devra renforcer sa capacité à maîtriser un départ de feu dans les installations de l'INB 105, l'exercice ayant révélé des lacunes organisationnelles. L'exploitant devra tenir à jour les plans nécessaires en cas d'intervention des secours. Les inventaires de matières dangereuses devront être complétés et pouvoir être obtenus plus rapidement. La démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie de l'INB 105 devra être tenue à jour et les modalités de gestion des matières combustibles, prise en son application, devront être formalisées. Enfin, une plus grande vigilance dans les dispositions de prévention du risque incendie lors des modifications de l'installation est également attendue.
## A. Demandes D'Actions Correctives Dispositions D'Intervention Contre L'Incendie
L'article 3.2.2-1 de l'annexe de la décision [3] dispose que « Les moyens d'intervention et de lutte contre l'incendie dont l'exploitant dispose en interne sont dimensionnés en application du III de l'article 2.1.1 de l'arrêté [2]. Ils sont mis en œuvre suivant une organisation préétablie par l'exploitant. Cette organisation permet de réaliser des actions dont la rapidité et l'efficacité sont compatibles avec les interventions re*tenues dans la* démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie (…). ». L'exercice réalisé durant l'inspection simulait un départ de feu observé par des témoins dans le local
« skeep » au niveau 0m de la structure 2450 de l'INB 105. Il ressort de cette simulation que le temps écoulé entre la sollicitation du premier témoin et le moment ou les équipes d'intervention ont atteint le foyer fictif, d'1h05, est notablement trop long. Les inspecteurs ont relevé des manques d'efficacité à différentes étapes :
l'alerte : les témoins interpellés, employés par une entreprise prestataire, par les inspecteurs ne savaient pas précisément comment donner l'alerte. Ils ont contacté un collègue par téléphone pour connaître le numéro des secours internes. Par la suite, ils ont rencontré des difficultés pour dénommer le bâtiment impliqué dans le départ de feu.
la reconnaissance : un équipier local de première intervention, affecté aux installations de Philippe Coste, s'est rendu sur place. À son arrivée, un représentant de l'INB 105 était présent et a repris ce rôle. Toutefois, il n'a pas été réalisé de reconnaissance dans le bâtiment et l'origine du feu fictif n'a pas été déterminée.
la détermination de la présence de victimes : les secours avaient l'information que quatre personnes étaient présentes dans le bâtiment alors que le représentant de l'INB indiquait qu'il n'y avait pas d'activité en cours. Toutefois, il n'a pas été réalisé de levée de doute.
la communication : les échanges entre les équipes de secours et celles d'exploitation n'ont pas été suffisamment fluides pour établir rapidement une stratégie d'intervention adaptée. Les inspecteurs ont noté des difficultés pour informer les intervenants des risques présents dans le bâtiment.
L'ensemble de ces éléments témoigne d'un manque d'entrainement général à l'intervention en cas de départ de feu dans les installations de l'INB 105. Les inspecteurs sont conscients que les mises en situation sur un incendie fictif induisent nécessairement des biais par rapport aux conditions d'intervention réelles, d'autant plus en présence de l'ASN. Néanmoins, le délai d'intervention particulièrement long observé lors de cet exercice révèle une préparation insuffisante à la gestion de ces situations. Les inspecteurs soulignent que la rapidité d'intervention est d'autant plus importante pour les installations anciennes de l'INB 105 qui offrent une faible résistance au feu. La stabilité au feu de la structure 2450, par exemple, n'est estimée de manière forfaitaire qu'à environ 15 minutes. A1 : Je vous demande de renforcer votre organisation afin d'améliorer l'efficacité de vos interventions en cas d'incendie dans les installations de l'INB 105.
Les témoins sollicités par les inspecteurs ont peiné à donner l'alerte et leur localisation. Les inspecteurs ont noté que les affichages sur les bâtiments anciens de l'INB 105, contrairement à ceux présents sur les installations de l'usine Philippe Coste, ne sont d'une part plus très visibles et d'autre part n'indiquent ni les risques présents dans les bâtiments ni la conduite à tenir en cas d'incident (avec les numéros de téléphone des contacts notamment). A2 : Je vous demande de prendre les dispositions suffisantes **pour que les moyens d'alerte soient**
connus de tous, y compris des intervenants extérieurs.
A3 : Je vous demande de ren**forcer les affichages de sécurité dans les installations de l'INB 105.**
Les inspecteurs ont relevé que le plan (ref BAT67N0 du 03/04/2019) dont dispose vos équipes de secours internes mentionne la présence de neuf colis de matières uranifères humides enrichies dans le local n°12. Or ce local ne sert plus d'entreposage de colis de matières uranifères. De plus, en lien avec la maîtrise de la criticité de ces colis, l'utilisation d'eau est interdite dans ces locaux. Les inspecteurs s'interrogent sur la nécessité de maintenir cette contrainte d'intervention. Les inspecteurs ont également constaté que le jeu de plan d'un des véhicules d'intervention était incomplet et obsolète (plans datés de 2006).
A4 : Je vous demande de tenir à jour les plans utilisés par les équipes d'intervention **et de les** disposer dans les véhicules d'**intervention.**
A5 **: Je vous demande de justifier que l'interdiction d'utiliser de l'eau en cas d'incendie à la**
structure 2450 est toujours nécessaire. Vous adapterez vos consignes **d'intervention le cas échéant.**
## Inventaire Des Substances Dangereuses
L'article 7.1.1 de la décision [4] dispose que « *L'inventaire et l'état des stocks des substances ou préparations* dangereuses susceptibles d'être présentes dans l'usine de conversion d'AREVA NC Pierrelatte (nature, état physique, quantité, emplacement) en tenant compte des phrases de risques codifiées par la réglementation en vigueur est constamment tenu à jour. ». L'article 4.2.1-III de la décision [5] dispose que « *L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la* localisation et la quantité des substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages. ».
Les inspecteurs ont souhaité consulter les inventaires de matières dangereuses ou radioactives. Pour les installations de Philippe Coste, ils ont rapidement obtenu l'inventaire des aires d'entreposage.
Toutefois, cet inventaire ne fait pas toujours apparaitre des quantités (par exemple, « bidons » ou
« palettes ») ni l'état physique des substances. Les inspecteurs ont relevé que l'inventaire des aires autres que 70 et 71 n'est pas détaillé. Enfin, les substances contenues dans les installations de procédé ne sont pas inventoriées. Pour les installations de l'INB 105, les informations ont été données aux inspecteurs dans un délai trop important par rapport au besoin en situation d'incendie. De plus, l'inventaire ne fait pas toujours apparaître des quantités. A6 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour que les inventaires à jour de substances dangereuses, dont les substances radioactives, soient rapidement récupérables. Vous veillerez à ce qu'ils soient exhaustifs et conformes aux exigences précitées des décisions [4] et [5].
## Démonstration De Maîtrise Des Risques Liés À L'Incendie (Dmri)
L'article 1.2.2 de l'annexe de la décision [3] dispose qu' « *En matière de maîtrise des risques liés à l'incendie* et pour l'application des dispositions relatives à la démonstration de sûreté nucléaire définies au titre III de l'arrêté [2], une démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie est présentée par l'exploitant dans le rapport de sûreté. Cette démonstration justifie que les dispositions de conception, de construction et d'exploitation prises à l'égard des risques liés à l'incendie sont appropriées et définies selon les principes fixés à l'article 1.2.1. Elle comporte les évaluations des conséquences prévues par l'article 3.7 de l'arrêté [2]. Elle est établie selon une approche proportionnée aux enjeux, en a*pplication des dispositions de l'article 1er.1 de l'arrêté*
[2]. ». Les inspecteurs ont noté que l'étude de risque incendie (ERI) de l'INB 105 date de 2010. Depuis 2010, la nature des activités de l'INB a évolué dans plusieurs installations. A titre d'exemple, les conditions d'accessibilité à l'aire d'entreposage de matières radioactives, aire 61, ont été notablement modifiées.
Plusieurs unités ont été arrêtées et des activités de démantèlement, comprenant des opérations de désamiantage et de transfert de matières, ont débuté.
A7 : Je vous demande de **mettre à jour votre démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie** pour les installations qui le nécessitent. L'article 2.2.1 de l'annexe de la décision [3] dispose que « L'exploitant définit des modali*tés de gestion, de* contrôle et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incen*die. La nature, la quantité maximale et la localisation des matières combustibles prises en* compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont définies dans des documents appartenant au système de management intégré de l'exploitant. ».
Les inspecteurs ont consulté le formulaire d'évaluation périodique de la densité de charge calorifique qui reporte les relevés annuels de quantité de matières combustibles. Ils ont noté que vous ne disposez pas de document formalisant le traitement de ces informations, bien que certaines consignes figurent sur le formulaire. Par exemple, la charge calorifique présente dans le local n°003 de la structure 2000 a été estimée en 2020 à 1971 MJ/m2 alors que 1475 MJ/m2sont pris en compte dans votre ERI. Le formulaire ne présente pas d'action corrective sur ce point.
A8 **: Je vous demande de définir des modalités de gestion, de contrôle et de suivi des matières**
combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité.
A9 **: Je vous demande de consigner la nature, la quantité maximale et la localisation des matières**
combustibles prises en compte dans votre DMRI dans des documents appartenant à votre système de management intégré.
## Dispositions De Prévention Des Départs De Feu
L'article 7.3.4 de la décision [4] dispose que « *Tous les travaux d'extension, modification, maintenance ou* interventions dans les installations ou à proximité des zones présentant des risques d'incendie, d'explosion ou de dégagement de produits toxiques sont réalisés selon les modalités suivantes :
*constitution préalable d'un dossier définissant notamment leur nature, les risques présentés, les* conditions de leur intégration au sein des installations ou unités en exploitation ainsi que les dispositions de conduite et de surveillance à adopter ;
*délivrance d'un permis par une personne dûment habilitée et nommément désignée ;*
réception à l'issue des travaux pour vérifier leur bonne exécution et l'évacuation du matériel de chantier. ».
Les inspecteurs se sont rendus dans le local A101 de l'unité 62. Ils ont observé qu'une modification de l'installation était en cours. Celle-ci consiste à remplacer des systèmes de réchauffage de tuyauteries à la vapeur par des traceurs électriques. Les inspecteurs ont relevé que plusieurs câbles électriques courraient au sol et étaient alimentés par plusieurs enrouleurs multiprises électriques. Vos représentants ont indiqué que cette modification n'avait pas fait l'objet d'une analyse préalable de type FEM/DAM. Ils n'ont pas été en mesure d'indiquer la durée de cette situation. Les inspecteurs estiment que cette modification doit faire l'objet d'une analyse de risque afin notamment de définir les dispositions de prévention des risques liés à l'incendie. A10 : Je vous demande de réaliser sans délai l'analyse de risque de la modification réalisée dans le local A101 de l'unité 62 afin de définir les dispositions de prévention du risque incendie nécessaires.
L'article 7.4.1 de la décision [4] dispose que « En cas d'indisponibilité d'un dispositif ou élément d'une mesure de maîtrise des risques, l'installation est arrêtée et mise en sécurité sauf si l'exploitant a défini et mis en place les mesures compensatoires dont il justifie au préalable l'efficacité et la disponibilité. ».
Les inspecteurs se sont rendus dans le local 117 de l'unité 64. Un permis de feu (n°19578) avait été accordé en vue de travaux de modification d'une tuyauterie dans ce local. La détection automatique incendie (DAI) du local, assurée par deux détecteurs, a été inhibée de 8h à 15h alors qu'il n'y a pas eu de travaux par point chaud dans le local en raison d'un aléa. Les inspecteurs n'ont pas observé de dispositions compensatoires à cette inhibition. Ils ont par ailleurs relevé que le permis de feu ne prévoyait pas de mesures compensatoires. Pour autant, les inspecteurs ont noté la présence de matière combustible, constituée par des déchets, dont des bombes aérosol contenant un gaz inflammable, dans le local. Enfin, un extincteur n'était pas équipé de son diffuseur. A11 : Je vous demande de limiter les inhibitions des systèmes de DAI **au strict minimum et de**
prévoir les mesures compensatoires à ces inhibitions.
A12 : Je vous demande de veiller à ce que les extincteurs mis à disposition lors de travaux par points chauds **soient en bon état.**
## Points Divers
Au cours de leur visite des installations, les inspecteurs ont relevé les anomalies suivantes :
le plan d'évacuation (ref « bâtiment 6.7-ST300-400-2450 Niv 100 »), affiché à l'intérieur de la structure 2450 en face du local « skeep » au niveau 0m, ne reporte pas les mêmes numéros de locaux que ceux affichés sur les portes des locaux ;
l'emplacement prévu pour un extincteur, à l'angle nord de la structure 5000 près d'un marquage au sol « RC37 », était vide ;
l'extincteur placé au poste RIA n°1 de l'avenue 162 ne dispose pas d'une plaque de suivi de ses contrôles périodiques ;
plusieurs systèmes de déclenchement manuel d'alarme (hall du bâtiment 75, salle de contrôle)
portent une étiquette indiquant une date de validité erronée ;
de la végétation est présente dans les rétentions de la structure 5000.
A13 : Je vous demande de corriger les écarts **précités.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Dispositions Visant À Éviter La Propagation D'Un Incendie
L'article 7.2.2 de la décision [4] dispose que « *Les percements ou ouvertures effectués dans les murs ou parois* séparatifs, par exemple pour le passage de gaines ou de galeries techniques sont rebouchés afin d'assurer un degré coupe-feu équivalent à celui exigé pour ces murs ou parois séparatifs. ».
Les inspecteurs ont relevé que trois trémies du local H001 de l'unité 62 (ref V01069, V01007 et V01006) n'étaient pas rebouchées. Ce point n'a pas pu être abordé de retour en salle, faute de temps. B1 **: Je vous demande de démontrer que le rebouchage des trémies du local H001 de l'unité 62 n'est** pas nécessaire. L'article 3.1.1 de l'annexe de la décision [3] dispose que « *L'INB comporte un ou plusieurs systèmes ou* dispositifs de détection incendie *(…). La conception et l'exploitation de ces systèmes permettent la localisation* rapide, aisée et précise du ou des foyers d'incendie, le déclenchement de l'alarme incendie générale concernée et, le cas échéant, des dispositifs de sécurité asservis. Ces systèmes et dispositifs sont conçus et réalisés de façon à être efficaces et à fonctionner en permanence ; ils sont entretenus de façon à réduire au minimum toute période d'indisponibilité. »
À la suite de l'inspection du 21 juillet 2020, vous avez réalisé un diagnostic de l'état de l'ensemble des boucles DAI des installations pour lesquelles la question du vieillissement et de la fiabilité se pose. Vos équipes ont communiqué aux inspecteurs les conclusions de cet examen ainsi que la proposition technique de remise en conformité d'une entreprise prestataire. Elles n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs l'échéance de réalisation de ces travaux dans les temps impartis de l'inspection inopinée.
B2 : Je vous demande de me transmettre l'échéancier de réno**vation des boucles de remontée** d'information de vos **DAI.** L'article 3.1.3 de l'annexe de la décision [3] dispose que *«La défaillance des systèmes ou dispositifs de* détection incendie et des dispositifs de sécurité asservis fait l'objet d'une alarme reportée en un lieu où une présence permanente de personnel de surveillance est assurée. ».
À la suite de l'inspection du 21 juillet 2020, vous avez analysé l'organisation des remontées d'information de vos DAI. Vous avez constaté que certaines défaillances ne font pas l'objet d'une alarme reportée en un lieu où une présence permanente de personnel de surveillance est assurée. Vos équipes ont indiqué aux inspecteurs que l'étude de la faisabilité des reports manquants pour mise en conformité du réseau DAI venait d'être produite, mais n'ont pas été en mesure d'indiquer aux inspecteurs l'échéance de réalisation de ces travaux dans les temps impartis de l'inspection inopinée.
## B3 : Je Vous Demande De Me Transmettre L'Échéancier De Remise En Conformité De Votre Système D'Alarme En Cas De Défaillance De Vos Dai. C. Observations
Les inspecteurs ont consulté le rapport d'intervention de l'entreprise prestataire en charge des contrôles périodiques de la centrale incendie du bâtiment 75 (ref 26 ODR1204 de décembre 2020). Ils ont relevé que ce document ne liste pas individuellement les déclencheurs manuels sur lesquels les contrôles sont réalisés. L'identification précise des éléments contrôlés permettrait d'en améliorer la traçabilité.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
7 Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Signé par Éric ZELNIO |
INSSN-LYO-2021-0448 | Montrouge, le 6 mai 2021
Référence courrier : CODEP-LYO-2021-022311 Monsieur le directeur EDF - **Site de Creys-Malville**
HAMEAU DE MALVILLE
38510 CREYS-MEPIEU
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
EDF / DP2D - Site de Creys-Malville (INB nos 91 et 141)
Inspection INSSN-LYO-2021-0448 du 21/04/2021 Thème : « Chantiers »
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision no 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[3] Décision no 2017-DC-0592 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne
[4] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection de du site nucléaire de Creys-Malville a eu lieu le 21 avril 2021 sur le thème « chantiers ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection inopinée du 21 avril 2021 des installations nucléaires de base de Creys-Malville avait pour principal objectif de contrôler la sûreté des chantiers, en particulier ceux concernant le démantèlement. Les inspecteurs se sont rendus en salle de surveillance puis dans les bâtiments NN et réacteur.
Cette inspection n'a pas conduit à des constats majeurs. Il en ressort principalement que la prise en compte dans l'organisation du contrôle de l'adéquation des pièces de rechange pourrait être améliorée et qu'une attention particulière est à apporter à la sécurisation des voies d'évacuation en cas d'incendie.
## A. Demandes D'Actions Correctives Entreposage Dans Les Escaliers
Les inspecteurs ont constaté, à deux reprises, la présence d'entreposages, limités, de matériels en bas d'escaliers du bâtiment NN (903, 304). L'entreposage de matériel dans les cages d'escaliers, qui sont des cheminements d'évacuation en cas d'incendie, est une pratique à éviter. En effet, la mobilisation dans un incendie des matières entreposées dans un escalier est de nature à remettre en cause l'évacuation du personnel ainsi que la capacité d'intervention des équipes de secours. À cet effet, la décision [2]
prévoit (article 3.3.2) que « *À l'intérieur des bâtiments, les allées de circulation et les cheminements* protégés sont aménagés, balisés et maintenus constamment dégagés pour faciliter la circulation et l'intervention des équipes de secours en cas d'*incendie* »
Demande A1 : **Je vous demande de vous assurer que les escaliers soient maintenus libres de tout**
entreposage.
Demande A2 : Je vous demande de m'indiquer **et de justifier si ces escaliers sont ou non des**
cheminements protégés au sens de la décision [2].
## Entreposage Du Matériel Dédié À La Gestion De Crise
Au niveau du local du bâtiment réacteur dédié au service de radioprotection, les inspecteurs ont relevé un affichage indiquant la présence de matériel dédié à la gestion de crise. Or, vous avez confirmé que ce matériel n'était pas présent dans le local. La décision [3] du 13 juin 2017 prévoit, à son article 6.4, que « les moyens matériels identifiés pour la gestion des situations d'urgence, situés à l'intérieur ou à l'extérieur de l'établissement, sont localisés, entretenus, testés et *vérifiés régulièrement* », et à son article 6.5, que « les moyens matériels mob*iles identifiés pour la gestion des situations d'urgence sont* maintenus disponibles et opérationnels. Ils sont entreposés dans des locaux ou sur des zones adaptés et accessibles, résistant aux situations d'urgence pour lesquelles leur utilisation est prévue. »
## Demande A3 : Je Vous Demande De Mettre À Jour Cet Affichage.
Demande A4 : Je vous demande de me confirmer le respect des deux articles susvisés pour les matériels en question. Vous préciserez notamment la localisation attendue de ces matériels selon votre référentiel, leur **localisation effective et vous vous positionnerez sur l'adéquation du lieu de** leur entreposage aux exigences de l'article 6.5 susvisé.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion Des Charges Calorifiques
Dans le local NN 131, les inspecteurs ont constaté la présence d'un entreposage de matériel non balisé, conformément à votre référentiel interne, derrière les tableaux électriques. Votre référentiel interne a pour objectif de vous assurer de la conformité de l'état de votre installation à la démonstration de maîtrise des risques d'incendie mentionnée à l'article 1.2.2 de la décision [2].
Demande B1 : Je vous demande de me confirmer le retrait ou la remise en conformité de cet entreposage.
## Dispositions Pour La Sécurisation Des Pièces De Rechange
Les inspecteurs ont contrôlé la documentation d'un chantier de remplacement à l'identique d'une électrovanne. Le risque de montage d'une pièce de rechange non adéquate n'a pas été identifié dans cette documentation. Aussi, le contrôle sur le chantier de l'identité des références de la pièce de rechange, neuve, par rapport à celles la pièce déposée n'y était pas prévu. Pour autant, les intervenants avaient bien conscience de ce risque et ont indiqué avoir contrôlé l'identité des étiquetages.
Demande B2 : **Je vous demande de m'indiquer l'état des dispositions retenues sur votre installation**
pour vous assurer, à tout niveau, de l'adéquation des pièces de rechange utilisées, de la commande à la pose. Vous vous positionnerez sur les améliorations des **pratiques et de l'organisation à** apporter.
## Gestion Du Risque Incendie En Chantier
Pour la mise en œuvre de ce même chantier, la ventilation devait être arrêtée, y compris dans un local dans lequel une atmosphère explosive (ATEX) est susceptible de se présenter du fait du matériel présent. Afin de limiter ce risque, il a été retenu d'ouvrir certaines portes de ce local, donnant dans un seul autre local non identifié comme ATEX.
Demande B3 : Je vous demande de me démontrer que cette manœuvre, réalisée pendant la mise à l'arrêt de la ventilation, n'est pas susceptible de remettre en cause le classement non ATEX du NN 327. Vous vous assurerez que les éléments sur lesquels vous appuierez votre démonstration prennent bien en compte l'arrêt de la ventilation prévu pendant l'i**ntervention.**
## Réalimentation En Eau De La Piscine
Les inspecteurs ont constaté la présence sur l'installation du dispositif de réalimentation en eau de la piscine.
Demande B4 : **Je vous demande de me transmettre les procédures relatives à la mise en œuvre de ce**
dispositif.
## Dégradation De La Protection Incendie
Les inspecteurs ont constaté lors de l'inspection INSSN-LYO-2020-0424 du 2 décembre 2020 la dégradation de la protection incendie souple sur une gaine de ventilation (local NN 420). Aucune demande d'action corrective n'avait été formulée en lettre de suite, ce sujet ayant déjà été pris en compte conformément à votre organisation interne. Le constat de cette dégradation a été renouvelé au cours de la présente inspection. Le délai de traitement constaté me conduit à formuler la demande de compléments suivante.
Demande B5 : **Je vous demande de me détailler l'impact sur la sûreté de cette dégradation et de me**
communiquer une date prévisionnelle de remise en état.
## Présence De Liquide À Identifier En Point Bas
Les inspecteurs ont relevé la présence d'eau au niveau du joint inter bâtiment du local NN 108.
Demande B6 : Je vous demande d'investiguer et de m'indiquer la provenance possible de ce liquide.
S'il s'agissait d'une infiltration d'eau souterraine, je vous demande de m'indiquer si celle**-ci est de** nature à remettre en cause la vulnérabilité de l'installation à l'aléa *remontée de nappe*.
## Efficacité Et Contrôle Périodique Des Systèmes De Lutte Contre L'Incendie
Devant le local dédié à l'entreposage du sodium en fûts, les inspecteurs ont constaté la présence de matériel de lutte contre l'incendie. Si les extincteurs font bien l'objet d'un étiquetage tendant à montrer la bonne réalisation de contrôles périodiques, ce n'est pas le cas pour les fûts de poudre dédiée à l'extinction d'éventuels feux sodium également présents.
Demande B7 : Je vous demande de m'indiquer par quels moyens vous vous assurez du maintien des capacités d'extinction de vos stocks de poudre.
## Séisme Événement
Les inspecteurs ont relevé deux échafaudages montés dans le local NN 317 à proximité de matériels fixes, notamment d'une tuyauterie du système de sprinklage. Vous avez indiqué, suite à l'inspection INSSN-LYO-2020-0424 du 2 décembre 2020, que l'élaboration d'un référentiel pour le *séisme événement* était en cours sur le site. Le séisme événement est le phénomène d'agression d'un élément important pour la protection (EIP), au sens de l'article 1.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [4], devant résister à un séisme, par un matériel non résistant au séisme.
Demande B8 : **Dans le cas particulier des échafaudages constatés dans le NN 317, je vous demande**
de m'indiquer si le risque de séisme événement était présent et, si non, s'il avait été pris en compte.
Demande B9 : **Dans l'attente de l'élaboration de ce référentiel et de son déploiement à l'ensemble**
des EIP classés au séisme de votre site**, je vous demande de m'indiquer les dispositions que vous** prenez pour **exclure le risque séisme événement lors des modifications de votre installation (mise**
en place de matériels définitifs, ou amovibles tels que des entreposages ou échafaudages).
## C. Observations
Observation C1 : Les inspecteurs ont constaté dans le dossier du chantier mené dans la station de déminéralisation la présence de deux analyses de risque distinctes. L'une rédigée par votre prestataire, l'autre par vos services. La mise à disposition des intervenants d'une analyse de risque *unique* améliorerait sa lisibilité et éviterait d'éventuels doublons ou contradictions entre les deux documents.
Observation C2 : Les inspecteurs ont constaté, sur le chantier mené sur les bâches RAS, que l'une des parades relative à la gestion du risque d'incendie définie par l'analyse de risques, par ailleurs très étoffée, n'a pas été mise en œuvre. Il conviendra de vous assurer qu'elle le soit. Observation C3 : Dans le local dédié à l'entreposage du sodium, les inspecteurs ont constaté la présence d'un point chaud radiologique (quelques dizaines de microsievert à un mètre) dont le marquage n'est pas conforme à l'état de l'art sur vos installations. Celui-ci est peu visible. Même si un radiamètre est exigé pour l'entrée dans ce local, l'amélioration de la visibilité de ce point chaud, par la mise en place d'une signalétique appropriée, pourra être de nature à renforcer la protection de vos personnels contre les rayonnements ionisants. Observation C4 : Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont supervisé la réalisation de contrôles par sondage de la propreté radiologique des locaux. Les résultats de ces contrôles étaient conformes à l'attendu. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de pôle LUDD délégué Signé par :
Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2021-0899 | Référence courrier : **CODEP-LYO-2021-022083**
Lyon, le 6 mai 2021 Monsieur le Directeur FRAMATOME Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - **BP 1114** 26104 Romans-sur-Isère cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base - Framatome - INB nos 63 et 98 Thème : Inspection réactive faisant suite à l'évènement déclaré le 13 avril 2021 Code : INSSN-LYO-2021-0899 du 15 avril 2021
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Arrêté du 1er juillet 2015 relatif à l'étude sur la gestion des déchets et au bilan des déchets produits dans les installations nucléaires de base.
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu le 15 avril 2021 au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB nos63 et 98) à la suite de la déclaration le 13 avril 2021 d'un évènement significatif pour la sûreté. Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection menée le 15 avril 2021 au sein de l'établissement FRAMATOME de Romans-sur-Isère
(INB n os63 et 98) portait sur l'évènement significatif pour la sûreté déclaré par l'exploitant le 13 avril.
L'évènement, survenu le 7 avril 2021, a eu pour conséquence le dépassement de la quantité d'uranium 235 autorisée pour le bâtiment AX2, bâtiment de conditionnement de déchets. Les inspecteurs ont analysé la chronologie des faits et ont visité l'ensemble de l'atelier concerné par l'évènement. Par ailleurs, les inspecteurs se sont également intéressés à l'évènement déclaré le 19 mars 2021 et survenu au sein de l'INB n o63 : ils ont rencontré les différents intervenants concernés.
Les inspecteurs ont pu observer que l'exploitant avait d'ores et déjà initié l'analyse des causes techniques et organisationnelles des évènements. Toutefois, l'exploitant devra améliorer l'attitude interrogative au sein de ses équipes : une meilleure prise de recul lors d'opérations similaires, sortant du cadre habituel d'exploitation, pourrait éviter à l'avenir la reproduction de tels évènements. Par ailleurs, l'exploitant devra encadrer le processus de transfert d'échantillons (pour analyses) entre les différentes installations du site et sécuriser la compréhension des informations transmises lors des pré-job briefing.
## Éléments De Compréhension Des Évènements :
- Dépassement de la quantité d'uranium 235 autorisée pour le bâtiment AX2 (INB n o98)
Le bâtiment AX2 est dédié au conditionnement des déchets ou le reconditionnement de colis non-conformes. Lors d'une opération de nettoyage d'une zone en arrêt d'exploitation de ce bâtiment, des bidons de boues ont été découverts. Ils ne portaient ni date de conditionnement, ni d'identification de contenu. Par ailleurs, ils n'étaient pas répertoriés dans le registre de suivi matière du bâtiment. Après analyses radiologiques, il s'avère que ces boues contiennent de l'uranium à un taux d'enrichissement maximal de 5%. Or, afin de garantir la maîtrise du risque de criticité, la quantité d'uranium 235 entreposée à l'intérieur du bâtiment Ax2 est limitée. Ces boues n'étant pas prises en compte dans le suivi matière du bâtiment, la limite n'a pas été respectée. Les bidons ont ensuite été isolés dans un autre bâtiment, où l'entreposage de tels déchets est autorisé.
- Dépassement de la limite de masse d'uranium 235 autorisée sur une unité de travail (INB n o63)
Le 17 mars 2021, dans le cadre d'une opération exceptionnelle consistant à la découpe et au regroupement de plaques combustibles rebutées, les opérateurs ont rassemblé un lot de demi-plaques sur une unité de travail puis l'ont transféré dans un casier d'entreposage. Le 18 mars 2021, à la reprise de l'activité, il a été détecté sur ce lot de demi-plaques combustibles, un dépassement de la limite de masse d'uranium 235 autorisée pour l'unité de travail et le casier d'entreposage. Dès la découverte de cet écart, le lot a été remis en conformité.
## A. Demandes D'Actions Correctives Attitude Interrogative
L'arrêté [2] du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base stipule à l'article 2.6.5 que « L'exploitant réalise une analyse approfondie de *chaque évènement significatif. À*
cet effet, il établit et transmet à l'Autorité de sûreté nucléaire, dans les deux mois suivant la déclaration de l'évènement, un rapport comportant notamment les éléments suivants :
- La chronologie *détaillée de l'évènement* ;
- *[…] La description des dispositions techniques et organisationnelles prises immédiatement après la* détection de l'évènement, notamment les actions curatives ;
- *L'analyse des causes techniques, humaines et organisationnelles de l'évènement* ; - […] les *enseignements tirés ainsi que les actions préventives, correctives et curatives décidées et le* programme de leur mise en œuvre. »
Que ce soit pour les opérations de nettoyage du bâtiment AX2 ou l'opération exceptionnelle de reconditionnement des plaques rebutées, il s'agissait d'activités inhabituelles. Dans les deux cas, une prise de recul ou une meilleure attitude interrogative des équipes d'exploitation pourraient à l'avenir éviter la reproduction de tels évènements.
Demande A1 : En application de l'article 2.6.5 de **l'arrêté du 7 février 2012 fixant les règles relatives** aux installations nucléaires de base [2], je vous demande de mettre en place **dans l'analyse**
approfondie des évènements des actions de développement de l'attitude interrogative et de sensibilisation du personnel à la prise de recul lors de situations inhabituelles.
## Préparation Des Activités Exceptionnelles
Pour ce qui concerne plus particulièrement l'opération de regroupement de plaques de combustibles, les inspecteurs ont rencontré les personnes en charge de la préparation de l'activité et les opérateurs concernés. Ils ont pu noter que les opérateurs avaient été différents au cours du déroulement de cette activité et n'avaient pas tous participé directement au pré-job briefing. Par ailleurs, les opérateurs n'avaient pas l'habitude de travailler avec des limites en masse d'uranium 235. En effet, dans cette partie de l'installation, les limites sont déclinées en nombre de plaques par unité de travail. Cette règle différente n'a apparemment pas été assez mise en exergue lors du pré-job briefing ; les personnes en charge de la préparation de l'activité la pensant maîtrisée. Cette particularité a pourtant bien été identifiée dans l'analyse de sûreté relative à cette opération. En application de l'article 2.6.5 de l'arrêté susmentionné, l'exploitant devra, dans le cadre du rapport transmis à la suite de l'évènement significatif, présenter à l'ASN des mesures d'amélioration de la préparation des activités exceptionnelles et de leur pré-job briefing. Une meilleure implication des équipes concernées, une vigilance sur la documentation utilisée et le vocabulaire employé ainsi qu'un développement de la communication sécurisée doivent être mis en œuvre. Demande A2 : En application de l'article 2.6.5 de l'arrêté susmentionné, **je vous demande de prévoir** dans l'analyse approfondie de l'évènement déclaré le 19 mars 2021, des mesures permettant une meilleure implication des équipes concernées dans la préparation des activités exceptionnelles, une amélioration des pré-job briefing et un développement de la communication sécurisée.
Les inspecteurs ont ensuite analysé les documents ayant servi comme mode opératoire : la gamme TP
460 « *Regroupement produits en 4500g d'U5 dans un bouteillon diamètre 110* » a ainsi été utilisé. Cette gamme est utilisée pour tous les regroupements de produits en bouteillon de diamètre 110. Les inspecteurs se sont interrogés sur l'utilisation du mot « *alvéole* » dans ce document : cela peut désigner à la fois l'alvéole de stockage dans le magasin de stockage ou la table de regroupement du grenier SE26 qui est appelée « alvéole d'entreposage temporaire ». Cela peut porter à confusion. De plus la limite de criticité mentionnée dans le document, dans le cas d'un transfert de reliquats hors bouteillon vers le stockage, est détaillée comme étant« le contenu de l'alvéole de stockage d'origine maxi» ; ce qui n'était pas le cas dans cette opération particulière. Demande A3 : Je vous demande de veiller à ce que les documents utilisés lors des opérations exceptionnelles soient adaptés aux conditions particulières de celles-ci.
## Maîtrise Du Risque Incendie En Se22
En réponse à l'inspection des 8 et 9 juin 2017 (courrier référencé SUR 17/300) vous aviez mentionné que l'utilisation dans le hall gaine de radiateurs soufflants était interdite. Depuis, les travaux de renforcement de la protection incendie de cette zone ont été finalisés ; toutefois une maîtrise stricte de la densité de charge calorique (DCC) est toujours requise. Ainsi, l'exigence définie n°200090 du chapitre 4 des règles générales d'exploitation de l'INB no63 stipule « *Avant tout apport de matière à* potentiel calorifique lors d'opérations exceptionnelles dans la Zone Gaine, la compatibilité entre l'augmentation de charge calorifique générée et la charge calorifique maximale analysée dans l'ERI doit être vérifiée. »
Lors de la visite du hall gaine de l'INB no63, les inspecteurs ont relevé la présence en SE22 d'un radiateur électrique soufflant. Ils n'ont pu avoir la preuve que la mise à disposition de radiateurs avait été accompagnée d'une justification en termes de gestion incendie.
Demande A4 **: Je vous demande de vous positionner quant à l'utilisation de radiateur électrique**
soufflant au sein du hall gaine et sur l'impact en termes de gestion incendie du hall. Si l'ab**sence** d'analyse est confirmée, vous ouvrirez une fiche d'écart et analyserez cette défaillance.
## Transfert Des Échantillons
Dans le cadre du dépassement de la quantité d'uranium 235 autorisée pour le bâtiment AX2, les inspecteurs se sont intéressés au transfert vers le laboratoire de l'échantillon pris pour analyses. Ils ont noté que les pratiques de conditionnement pouvaient varier : échantillon mis en sache vinyle ou non. L'échantillon est pourtant assimilable à un matériel sortant de zone à production possible de déchets nucléaires ; des mesures de limitation de la contamination doivent donc être mises en œuvre en application de l'arrêté du 1er juillet 2015 [3]. Demande A5 : En application de l'arrêté du 1er juillet 2015, je vous demande d'encadrer l**e processus**
de transfert d'échantillon sortant de zone à production possible de déchets **nucléaires afin de** limiter les transferts **de contamination.**
## Déchets À Identifier Et Évacuer
Lors de la visite du bâtiment AX2 les inspecteurs ont relevé la présence dans la zone « INB 63 » de sacs de déchets datant de 2007 ainsi qu'une poubelle de collecte de déchets non identifiée. De même, dans le « local de décontamination » étaient présents des sacs de déchets non identifiés.
Toute poubelle de collecte de déchets nucléaires doit comporter un affichage et un numéro conformément aux dispositions prévues dans la SMI0988, procédure générale de « *gestion des déchets* technologiques compactables dans les ateliers » (affichage approprié permettant de connaître la nature des déchets pouvant être collectés notamment).
Demande A6 : Je vous demande d'identifier et d'**évacuer les anciens déchets présents dans le**
bâtiment AX2. Vous réaliserez également l'identification de la poubelle de collecte de déchets présente dans la zone « INB 63 » de ce bâtiment, en application de vos règles en matière de gestion des déchets.
Armoire électrique cassée Les inspecteurs ont également identifié que l'armoire électrique « N°7 » de la zone « INB 63 » du bâtiment AX2 avait sa porte cassée.
Demande A7: Je vous demande de procéder à la réparation de l'armoire électrique « N°7 » du bâtiment AX2.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Contrôle Des Extincteurs
Les inspecteurs n'ont pu avoir la preuve du bon contrôle des extincteurs 50 Kg présents au sein du « local de décontamination » du bâtiment AX2. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le dernier contrôle des extincteurs présents dans le « local de décontamination **» du bâtiment AX2.**
## C. Observations
Cette inspection n'appelle pas d'observations.
Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle LUDD délégué,
Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-OLS-2021-0698 | CODEP-OLS-2021-024519 Orléans, le 20 mai 2021 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0698 du 21 avril 2021
« Bilan travaux CCP-CSP »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection à distance a eu lieu le 21 avril 2021 au CNPE de Chinon sur le thème « bilan travaux CCP-CSP » (circuit primaire et secondaire principaux) du réacteur 2 à l'occasion de sa visite partielle. Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de l'arrêt pour visite partielle du réacteur 2 du site de Chinon, les inspecteurs ont effectué un contrôle à distance par sondage des activités identifiées dans le bilan des travaux réalisés sur les équipements du circuit primaire principal (CPP) et du circuit primaire secondaire (CSP). Ce bilan est transmis à l'autorité de sûreté nucléaire (ASN), conformément à l'article 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999 [3], qui dispose après réception de 3 jours pour formuler ses observations. Les inspecteurs ont d'abord échangé sur l'organisation des contrôles des documents, dossiers de suivi d'interventions, de gammes de maintenance et de plans d'action renseignés lors des différentes observations. Ils ont ensuite examiné les comptes rendus d'interventions de maintenance ; ce qui a permis pour l'une d'elles de s'interroger quant à la pertinence de la mise en pression du circuit primaire. Enfin, ils ont contrôlé la mise en place effective, dans un dossier de suivi d'intervention du réacteur 2, d'une mesure corrective suite au constat relevé lors d'une inspection réalisée sur le réacteur 4 lors de son arrêt en 2020. Bien que réalisée à distance, cette inspection vous a permis d'apporter les précisions attendues par les inspecteurs sur les documents objets du contrôle, soit en audio le jour de l'inspection, soit à l'issue par échanges de courriels et transmissions d'éléments documentaires. Cependant, des éléments de réponse sont encore attendus et font l'objet des demandes ci-après.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Les contrôles documentaires réalisés lors de cette inspection et l'analyse de l'ensemble des réponses apportées aux inspecteurs le 21 avril 2021 et jusqu'au 30 avril 2021 par courriel ne nécessitent pas d'action corrective.
## B. Demandes De Compléments D'Information Rectification Tête De Soupape Sebim
Les inspecteurs ont contrôlé le plan d'actions (PA) relatif à la rectification des têtes des soupapes SEBIM du circuit de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA) 2RRA018-120-115-121VP. Des traces circulaires laissées par les raccords banjo, d'une profondeur supérieure ou égale à 0,05 mm, ont été relevées. Les intervenants ont précisé que ces traces ont pour origine la partie métallique des joints des raccords banjo, ceux-ci étant plus durs que la matière de la soupape. La rectification a permis de refaire la portée de ces joints afin de prévenir d'éventuelles fuites à l'issue du remontage. Les inspecteurs ont demandé si ces marques pouvaient provenir d'un couple de serrage inadapté. Les intervenants ont indiqué qu'aucune erreur d'application des couples de serrage n'avait été identifiée. Ils ont précisé ensuite que cette problématique a cependant été remontée aux services centraux d'EDF sans apporter de réponse depuis. Demande B1 **: je vous demande de me transmettre les éléments de réponse émanant de vos**
services centraux relatifs à votre analyse du marquage des têtes de soupape SEBIM **par les**
parties métalliques des joints banjo et ceci notamment au regard des couples de serrage appliqués et des matériaux mis en **œuvre**.
## Evènement Fortuit Sur Pompe 2Rcp002Po (Pompe N° 2 Du Cpp
Dans le document « bilan travaux CCP-CSP», les inspecteurs ont relevé deux fortuits distincts relatifs uniquement à la pompe 2RCP002PO. Ces fortuits visent une remontée d'eau dans la boîte à joints de la pompe dans des configurations différentes. Les inspecteurs ont souhaité disposer d'éléments techniques concernant l'origine de ces remontées d'eau, leur impact potentiel, le résultat des analyses et les actions mises en œuvre. Pour le premier évènement, vos représentants ont expliqué que « *cette remontée d'eau est due au non* coulissement du flottant du joint n°2 (dû à la présence de bore) *lors de l'inversion de la poussée dans l'hydraulique lors* de la dépressurisation du CPP autour de 80 bars pendant la mise à l'arrêt. Cette eau provient de l'injection au joint encore en service à ce moment et remontant le long de l'arbre de pompe ». De plus, ils ont indiqué que l'injection au joint des pompes principales (IJPP) a été interrompue lors de la vidange du CPP de 19 m à 17,5 m suite au basculement inapproprié d'un capteur de niveau (2RCV011MN). Cette coupure temporaire de l'IJPP associée au non coulissement total du flottant du joint n° 2 a entraîné un risque de migration de particules au niveau de la boîte à joints. La mesure corrective suite à ce premier fortuit a été la réalisation de la visite de la boîte à joints de 2RCP002PO, décision approuvée par le constructeur et vos services centraux (UNIE GMAP). Les inspecteurs ont cependant relevé que les dégradations constatées par le fabricant Westinghouse pourraient ne pas provenir d'une simple remontée d'eau mais qu'elles pourraient au contraire expliquer le blocage du flottant du joint n° 2 lors de la dépressurisation du CPP. Pour le deuxième évènement, vos représentants ont indiqué que compte tenu de la configuration des niveaux d'eau en situation de « génératrice inférieure » (GI), niveau le plus bas pour le CPP lors d'un arrêt de réacteur pour intervention, le retour d'eau borée s'est nécessairement fait par les lignes de retour de joints (RPE/RCV). Ils ont retenu comme principale hypothèse quant à l'origine de cette remontée d'eau, et compte tenu de l'absence de risque de présence d'eau du circuit primaire vu la configuration en GI du CPP, une augmentation de la pression à 2,5 bars du ballon 2RPE001BA due au fait que la ligne de fuite « backseat » est restée fermée. Cette montée en pression rencontrée sur 2RPE001BA et son soutien par le circuit d'air comprimé (SAR) lors de ce fortuit, sont spécifiques aux configurations d'arrêts de tranche. La mesure corrective suite à ce deuxième fortuit a été la réalisation d'une nouvelle visite, allégée cette fois (nettoyage des 3 joints et remplacement des consommables), la pompe n'étant pas en fonctionnement lors de ce fortuit. En conclusion de ces deux évènements, vos représentants ont précisé que la maintenance réalisée sur 2RCP002PO en garantit la disponibilité. La pompe a été réaccouplée le 9 avril 2021, injection aux joints en service. Ils ont également indiqué qu'une analyse était en cours afin d'identifier les causes de ces fortuits à partir des hypothèses formulées. Demande B2 : je vous demande de me transmettre le résultat de **votre analyse sur l'origine de**
ces deux fortuits, compte tenu notamment des dégradations constatées pour le premier et des investigations complémentaires menées pour le deuxième. Les inspecteurs ont bien noté que la maintenance réalisée garantissait la disponibilité de la pompe dès lors que les différents lignages requis étaient respectés. Demande B3 : je vous demande de me confirmer qu'une attention particulière a été et sera portée (en cas d'arrêts fortuit ou programmé) aux différents lignages susceptibles **d'être à** l'origine d'une remontée d'eau dans la boîte à joints **des GMPP.** Vous me préciserez les dispositions prises et/ou mises en place en ce sens.
## C. Observations Point Organisationnel
C1 : Les inspecteurs ont demandé comment était en général organisé le contrôle des documents et gammes de maintenance (et sur la base de quel référentiel) utilisés lors des arrêts de réacteur et lors du bilan des travaux en particulier. Vos intervenants ont indiqué que, de manière très macroscopique, le manuel qualité de la DPN prévoit un contrôle adapté à chaque activité avec pour objectif de s'assurer de la conformité par rapport aux exigences définies. Ils ont également apporté les précisions suivantes : - la nature du contrôle est fonction du type de document (gamme sur EIP - élément important pour la protection - ou non EIP) ;
- un double contrôle est réalisé au cas par cas en fonction des enjeux ou de la réglementation
(notamment sur AIP - activités importantes pour la protection) ;
- le type et le volume des contrôles sont liés au type de document utilisé, aux métiers impliqués eux-mêmes.
Ils ont ensuite décrit les modalités de contrôle qui prennent plusieurs formes : - l'autocontrôle exercé par l'intervenant, préalablement à la réalisation d'une action ; - le contrôle croisé exercé par un second intervenant qui s'assure de l'application des bonnes modalités d'exécution ;
- le contrôle technique exercé par une personne qualifiée autre que celle qui a exécuté le geste technique lorsque le risque le nécessite (EIP - AIP) ;
- le contrôle hiérarchique exercé par le manager d'une équipe pour s'assurer que ses subordonnés agissent selon les exigences fixées. Il peut s'exercer sur l'ensemble ou sur une partie des activités.
L'ASN veillera à ce que les contrôles techniques et de second niveau soient réalisés au plus près des activités afin de s'assurer de la disponibilité réelle de matériels qui auraient satisfait à leurs essais de requalification mais montreraient, par exemple, une dérive de leurs caractéristiques attendues.
## Présence De Corps Migrants
C2 : Les inspecteurs ont contrôlé les plans d'actions et l'analyse de nocivité D5170/SMS/RAN/ 12.003 du 9 mars 2021 relatifs à la présence de corps migrants sur les assemblages combustibles FTZE9Z FTZDXZ. Pour l'assemblage FTZE9Z, l'analyse de nocivité conclut que le morceau de graphite présent n'est pas nocif vis-à-vis du circuit primaire. Pour l'assemblage FTZDXZ, il est précisé que le morceau de polymère représente un risque mécanique faible vis-à-vis du circuit primaire. Ces deux assemblages ont été rechargés à l'issue de l'arrêt du réacteur 2. Des corps migrants ont également été découverts dans les trois générateurs de vapeur lors des opérations d'examen télévisuel réalisées au cours de l'arrêt. Les inspecteurs ont contrôlé les plans d'actions qui précisent que les corps migrants ont une masse très inférieure à 9 grammes et que, par conséquent, ils sont considérés comme non nocifs. Enfin, les inspecteurs ont vérifié le plan d'actions relatif au corps migrant découvert dans la tête de la soupape SEBIM du RRA, lors de son contrôle approfondi. Il s'agit d'une lingette de décontamination située entre la tête de soupape et la tige clapet. Les intervenants ont précisé que la présence de cette lingette remonte vraisemblablement à la dernière opération de maintenance réalisée lors de la visite partielle P23 en 2008. Ils ont également indiqué qu'il n'y avait pas eu d'incidence sur le fonctionnement de la soupape, pas de fuite interne ou externe et pas de gêne dans la manœuvrabilité. Les inspecteurs ont demandé les résultats des essais de manœuvrabilité de la soupape réalisés depuis 2008. Aucune anomalie n'a été relevée (valeur mini 4,3 mm en 2014 pour un requis > 2 mm). Concernant ce dernier point, l'ASN ne peut que vous inciter à rappeler aux intervenants en charge notamment de systèmes ou de matériels de protection, l'importance de la rigueur à apporter à leurs interventions et au respect des règles FME (Foreign Material Exclusion).
## Perte De Rendement Mécanique Sur Robinet 2Ris075Vb
C3 : Les inspecteurs ont contrôlé le plan d'actions relatif au robinet 2RIS075VB dans lequel vous indiquez que « la valeur du critère de maintenance relevé lors du test est de 30519 *N pour un critère attendu de* 35643N. La comparaison avec le critère de maintenance atteint lors du dernier contrôle révèle une perte d'environ 5000N. Cela démontre que le robinet n'a pas le rendement mécanique souhaité. » L'origine de cette perte de rendement mécanique de ce robinet n'étant pas connue, les inspecteurs ont demandé comment est justifiée la non-dégradation de ces caractéristiques de manœuvrabilité au cours du cycle. Vos représentants ont précisé qu'une fiche de position a été établie (fiche de position conduite à tenir pour la validation des critères d'effort lors des diagnostics QUILOOK D4550.3211/2572) ; le logigramme renvoie vers un suivi à court terme sur la prochaine VP (visite partielle) /VD (visite décennale).
## Eléments De Visibilité - Engagements - Plaquette Arrêtoirs Tête De Soupape Sebim
C4 : Une inspection « bilan des travaux CPP/CSP » a été réalisée le 4 décembre 2020 sur le réacteur 4 (INSSN-OLS-2020-0726) de Chinon. Cette inspection avait permis notamment de relever des plaquettes arrêtoirs non rabattues ou rabattues de manière inefficace sur les écrous présents sur les têtes des soupapes SEBIM du circuit primaire principal. L'ASN vous avait alors demandé « *d'identifier* l'origine des écarts constatés, de les caractériser vis*-à-vis de votre politique de traitements des non-qualités de maintenance* et d'identifier pourquoi ces écarts n'ont pas été détectés pas vos services lors des activités de maintenance préventive touchant ces équipements ». Dans votre réponse du 29 mars 2021, vous avez indiqué avoir remis en conformité le positionnement des plaquettes arrêtoirs en adéquation avec le guide technique D4550.32-13/4703. Vous avez également indiqué qu'un contrôle supplémentaire sera réalisé sur le réacteur 2 lors de son arrêt et qu'une demande d'évolution documentaire du dossier de suivi d'intervention (DSI) de maintenance SEBIM sera réalisée pour que soit intégrée une séquence en fin d'activité de contrôle ultime du freinage d'écrou (action AC1-FQR5 - échéance 02/04/21 - SCR). Les inspecteurs ont contrôlé la prise en compte de la vérification du freinage des écrous des têtes SEBIM lors de l'arrêt du réacteur 2. Vos représentants ont montré qu'une ligne manuscrite avait été ajoutée sur les DSI pour le tandem SEBIM 017/020 VP. Ils ont également réaffirmé qu'une demande avait été réalisée pour intégrer le contrôle dans le DSI et que cela était par ailleurs inscrit dans le document support de la tournée robinetterie.
- PA n° 00212919 : 2RIS075VB ; - PA n° 00208444, 00208177 et 00208436 : traces blanchâtres sur détecteurs pilotes ; - PA n° 00215313 - 2RIS034VP : déformation apparente sur corps de robinet ; - PA n° 00113798 - 2RCP001BA (IPS) : taraudage d'implantation d'une vis du presse-joint HS
(330°) - réparation en P3420 ;
- Fiche de suivi d'indication (FSI) n° 0577 à 0591.
Ces contrôles n'ont pas amené l'ASN à formuler de demandes ou de remarques particulières.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-MRS-2021-0581 | Référence courrier : **CODEP-MRS-2021-019660** Marseille, le 1er juin 2021 Monsieur le directeur du CEA MARCOULE
BP 17171 30207 BAGNOLS SUR CÈZE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Gestion des écarts - Facteurs organisationnels et humains Code : Inspection noINSSN-MRS-2021-0581 du 20/04/2021 à ATALANTE (INB 148)
Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Instruction CEA RSSN SSS-02-10 du 25 mars 2020 pour la gestion des écarts
[3] Rapport de conclusions du réexamen périodique DPSN/DIR/2016-544 du 13 décembre 2016 Monsieur le directeur, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L.
596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB ATALANTE (INB 148) a eu lieu le 20 avril 2021 sur le thème de la gestion des écarts et des facteurs organisationnels et humains.
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'INB 148 du 20 avril 2021 portait sur le thème «gestion des écarts » et « facteurs organisationnels et humains».
Les inspecteurs ont contrôlé la gestion des écarts de l'installation et la prise en compte des facteurs organisationnels et humains. Les inspecteurs ont vérifié par sondage plusieurs écarts répertoriés dans la base de données SANDY, ils ont examiné la remontée des écarts réalisée par l'exploitant et les intervenants extérieurs, l'analyse des causes ainsi que le suivi des actions mises en œuvre et de leur efficacité. Les inspecteurs ont effectué une visite des laboratoires L6 et L8, ainsi que de la zone avant des chaînes blindées C7 et C8.
Les inspecteurs ont également contrôlé certains engagements pris par l'exploitant dans le cadre de précédentes inspections.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants. Le suivi des fiches d'événement et d'amélioration (FEA) et de leur clôture est bien réalisé, l'aspect organisationnel et humain est pris en compte dès l'analyse des causes. Les revues des écarts instaurées depuis le début de l'année 2021 permettent de mettre en place l'analyse de la récurrence des événements.
Des améliorations sont cependant attendues sur le processus de remontée des écarts provenant des intervenants extérieurs, la détection et la prise en compte des signaux faibles et la mesure de l'efficacité des actions correctives concernant les facteurs organisationnels et humains.
Des compléments d'information sont également attendus.
## A. Demandes D'Actions Correctives Aip « Gestion Des Écarts »
Les inspecteurs ont examiné la liste des exigences définies associées à l'activité importante pour la protection (AIP) « gestion des écarts » afin de vérifier que ces exigences sont à jour. Vous avez présenté la liste des exigences définies issues de votre dossier de réexamen périodique [3]. Cette liste comprend notamment la revue des fiches d'événements et d'amélioration (FEA) une fois par an pour les FEA
concernant les éléments importants pour la protection (EIP). Cette exigence ne correspond ni à vos pratiques, ni à votre instruction [2] qui prévoit une revue semestrielle d'examen des écarts et une revue annuelle a minima pour examiner la synthèse des enseignements à retirer de l'analyse des écarts intéressants et des signaux faibles.
A1. Conformément à l**'article 2.5.2 de l'arrêté [1], je vous demande de revoir la liste des exigences**
définies associées à l'activité importante pour la protection (AIP) « gestion des écarts » et de la mettre à jour en cohérence avec votre gestion actuelle des écarts et votre instruction [2]. Vous me transmettrez votre analyse et la liste mise à jour.
## B. Compléments D'Information Détection Des Signaux Faibles
Les inspecteurs ont vérifié par sondage plusieurs écarts répertoriés dans la base SANDY et le dernier compte rendu de revue des écarts basé sur l'analyse des FEA. Les signaux faibles sont décrits dans votre instruction [2] comme des anomalies (niveau A) ou écarts d'importance mineure (niveau B) qui représentent une faiblesse ou une dégradation d'un comportement, d'un matériel, de conditions organisationnelles ou techniques, n'ayant pas d'impact immédiat, mais dont la répétition ou l'association avec d'autres signaux est révélatrice d'une détérioration potentielle des intérêts. Ces écarts peuvent être tracés dans des FEA ou d'autres supports d'enregistrement tels que les cahiers de liaison. Ainsi, les signaux faibles qui ne font pas l'objet d'une FEA ne sont pas analysés, notamment lors de la revue des écarts.
B1. Je vous demande, conformément à l'article 2.7.1 de l'arrêté [1] et à votre instruction [2]
d'intégrer dans vos prochaines revues des écarts, **l'identification et l'analyse des signaux**
faibles dont la répétition ou l'association avec d'autres signaux pourraient porter atteinte à la protection des intérêts. En particulier, les écarts de niveau A [2] doivent faire **l'objet d'un** traitement approprié. Vous me transmettrez le compte rendu de cette revue.
## Efficacité Des Actions Mises En Œuvre
Les inspecteurs ont constaté dans la base SANDY la présence d'un champ dédié au renseignement du critère d'efficacité des actions mises en œuvre. Ce champ n'est pas systématiquement alimenté ou ne présente pas de critère d'efficacité pour des actions relevant de facteurs humains et organisationnels. B2. Je vous demande, conformément à l'article 2.6.3 de l'arrêté [1] et à votre instruction [2] de définir les critères d'efficacité des actions, y compris lorsque celles-ci relèvent des facteurs humains et organisationnels.
## Remontées D'Écarts Par Les Intervenants Extérieurs
La remontée d'écarts par les intervenants extérieurs peut être réalisée par plusieurs moyens tels que des réunions périodiques ou des notes dans des cahiers de liaison des laboratoires. Les inspecteurs n'ont pas relevé d'écarts provenant d'intervenants extérieurs dans la base SANDY et le dernier compte rendu de revue des écarts ne traite pas des écarts détectés par les intervenants extérieurs. B3. Je vous demande**, conformément à l'article 2.6.1 de l'arrêté [1] et à votre instruction [2],** de prendre toutes les dispositions pour que les intervenants extérieurs détectent les **écarts et**
que ceux-ci soient intégrés dans votre système de gestion des écarts.
## C. Observations Retour D'Expérience
Les inspecteurs ont constaté que la dernière information mensuelle des chefs de la cellule sûreté à la Direction de la sécurité et de la sûreté nucléaire du CEA (DSSN) concernant les faits marquants et les écarts dignes d'intérêt pour la direction et le retour d'expérience date du mois de janvier 2021. C1. Il conviendra de réaliser mensuellement l'information de la DSSN concernant les faits marquants et les écarts dignes d'intérêt pour le retour d'expérience, **comme indiqué dans**
votre instruction [2].
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
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INSSN-OLS-2021-0660 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2021-014773 Orléans, le 23 mars 2021 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de BELLEVILLE-SURLOIRE
BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville-sur-Loire - INB 127 et 128 Inspection n° INSSN-OLS-2021-0660 du 11 mars 2021 « Facteurs organisationnels et humains - Formation Compétences »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Note technique EDF référencée D4550.34-13/3364 ind0 du 17 juillet 2013 et relative au métier de consultant facteur humain en CNPE
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 11 mars 2021 sur le CNPE de Belleville sur le thème « Facteurs organisationnels et humains - Formation Compétences ».
Je vous communique, ci-dessous, la synthèse de cette inspection ainsi que les principales demandes et observations qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par les inspecteurs.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet visait à vérifier les dispositions prévues par le CNPE, et maintenues depuis la crise sanitaire en cours, pour garantir la formation et les compétences des agents en charge de la réalisation ou du pilotage d'activités de maintenance et de surveillance réalisées tant pendant les périodes de fonctionnement des installations que lors des arrêts de réacteurs. Elle a consisté en :
- la présentation de l'organisation globale du CNPE en termes de formation avec la rencontre de la cheffe de mission en charge des ressources humaines,
- une analyse des missions de la consultante facteur humain du CNPE, - des interviews d'agents des équipes de direction de 3 entités du CNPE : section
« laboratoire », services en charge des activités de robinetterie (MCR) et des interventions en automatisme et électricité (SAE),
- l'analyse, à distance, de documents relatifs aux audits et à la formation pour les services en charge de la sûreté et de la qualité (SSQ) et de la logistique (KDL).
www.asn.fr 6, rue Charles de Coulomb - 45077 Orléans cedex 2 Téléphone 02 36 17 43 90 Les inspecteurs ont ainsi analysé l'organisation mise en place au sein du CNPE pour organiser et animer les réseaux de correspondants « facteurs organisationnels et humains » et « formation » au sein des services, y compris en situation de pandémie ainsi que le maintien des formations en 2020 et/ou leur adaptation en fonction des contraintes particulières liées à la pandémie de COVID19. Au sein des métiers rencontrés, les inspecteurs se sont attachés à vérifier sur la base d'un contrôle par sondage, que les formations et le compagnonnage suivis par les agents étaient en adéquation avec leurs missions. La gestion prévisionnelle des emplois et compétences (GPEC) et les cartographies des compétences ont été analysées. La prise en compte, au titre du retour d'expérience, de problèmes rencontrés sur d'autres CNPE de la plaque Val de Loire a été vérifiée sous l'angle de la formation. Les dispositions prises en cas d'absences de longues durées, les suspensions ou les retraits d'habilitations ont également été analysées. Enfin, en l'absence d'audit dédié à la formation et aux compétences en 2020, les inspecteurs se sont assurés que ce volet était cependant présent dans des audits transverses de services. Il ressort de cette inspection que si le suivi des emplois et des compétences vérifié le 11 mars 2021 est apparu performant et efficace puisqu'il a permis à plusieurs des « métiers » rencontrés d'identifier leurs faiblesses en termes de gestion de personnels dans le temps et à la direction du CNPE d'ouvrir en conséquence certains postes au recrutement en 2021, l'adéquation des formations, y compris du compagnonnage, avec les missions réellement assurées par certains agents a été difficile, voire impossible, à identifier et à confirmer. Parallèlement les réseaux de correspondants FOH et formation sont à redynamiser. L'ASN a cependant relevé les bons résultats du CNPE en termes de performance de formation et de maintien des compétences pendant la période de pandémie, résultats qui semblent relever d'un fort engagement de la Direction mais également d'une volonté affirmée des agents de maintenir leurs efforts après la période de surveillance renforcée qu'avait vécue le CNPE en 2018/2019. Enfin, quelques précisions doivent être apportées dans diverses notes du système qualité.
## A. Demandes D'Actions Correctives Adéquation Mission/Formation Dans Les Métiers
L'arrêté en référence [2] précise, en son article 2.4.1 que l'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. Le manuel de management intégré de la DPN, qui fait partie intégrante du système visé à l'article 2.4.1 ci-dessus, précise quant à lui que *notre responsabilité d'exploitant implique la recherche* active de la performance et l'amélioration continue, elle *s'appuie sur la mobilisation et la* compétence du personnel ainsi que sur une organisation rigoureuse de notre *division*. Ou encore que *le système de management de la Division repose sur les fondements suivants* : (…) un personnel pour accomplir cette mission, avec des compétences à préserver sur la durée, en s'appuyant sur *l'animation Métiers locale et nationale et l'élaboration des noyaux de cohérence* Métiers. Enfin, l'appréciation des compétences techniques, professionnelles et de sûreté pour réaliser les activités est nécessaire : leurs justificatifs sont tracés (certificats, attestations des acquis de formation, compagnonnages, suivis, recyclage …) dans le Carnet Individuel de Formation. L'inspection du 11 mars 2021 visait notamment, par un contrôle par sondage au sein de différents métiers, à s'assurer de l'adéquation de la formation délivrée ou du compagnonnage assuré avec les missions attribuées. Il s'avère que le contrôle effectué n'a pas permis de clairement identifier soit vos exigences soit la déclinaison effective de celles-ci. Ainsi, si au sein de la section chimie, les exigences de formation sont clairement identifiées en fonction des activités exercées, leur contrôle par OST (observation en situation de travail) s'est avéré incomplet et il n'existe pas d'enregistrement pérenne de l'ensemble du compagnonnage effectué et de son contrôle avant habilitation. Pour cette section, il est également apparu des manques concernant des formations « électriques » (BE/BS) des agents concernés et l'enregistrement informatique du compagnonnage est apparu perfectible. Au sein du service SAE, il a été précisé aux inspecteurs que la cible de formation, pour un automaticien, serait de participer à un maximum des formations identifiées dans la note FOR06 mais que seules les formations habilitantes sont obligatoires, ce qui ne permet pas de garantir une qualification technique optimale et évolutive. Pour ce qui concerne le Service MCR, les inspecteurs ont constaté, que du fait de l'absence d'exigence concernant les formations techniques, un Chargé d'affaire et de projet robinetterie pouvait être affecté à cette mission et suivre effectivement des activités de robinetterie en n'ayant suivi que deux formations techniques (sur plus d'une dizaine identifiée dans le plan type de formation du service) sur le sujet et notamment pas celles dédiées à la « préparation et suivi d'une intervention en robinetterie » correspondant pourtant exactement au périmètre de son activité. Pour répondre aux exigences du manuel de management intégré de la DPN, il convient que les exigences de formations des agents soient clairement définies en fonction des compétences techniques attendues pour les postes qu'ils occupent afin de garantir la pertinence de leurs actions et que ces exigences soient également clairement formalisées. Demande A1 : je vous demande de compléter votre organisation relative à la gestion et au suivi des formations et des compétences des agents afin **que chaque service du CNPE** :
- définisse les formations nécessaires et suffisantes pour exercer une fonction, y compris dans l**e cadre de la mise en œuvre de la pratique performante relative à la démarche** d'habilitation progressive,
- **précise le contenu des OST associées permettant un suivi et un contrôle du maintien**
des compétences acquises,
- procède à un enregistrement clair et complet des compagnonnages effectués.
Vous me préciserez les actions engagées sur le sujet. Demande A2 : à partir **de cette réorganisation, je vous demande de vérifier, sur la base d'un** échéancier et d'une priorisation que vous me proposerez, que chaque service s'assure de l'adéquation des missions de ses agents avec les exigences de formation **techniques ainsi** définies. La note technique [3] précise qu'une des missions du CFH est le développement du domaine FH au service de la sûreté : animation des correspondants *FH des services, réalisation du volet FH* des formations, aide à l'appropriation de démarche et méthode FH. Par ailleurs, le manuel de management intégré de la DPN souligne l'importance du maintien des compétences en précisant que pour chaque unité, les services/Groupes, dirigés par un Chef de Service/de groupe, portent les compétences métiers et les ressources pour atteindre les objectifs et garantir les performances de l'unité. Les services/groupes sont responsables de l'atteinte des résultats de leur service/groupe *contractualisés annuellement avec le Directeur d'Unité par un* Contrat de Gestion. Ils réalisent et sont *responsables des activités opérationnelles de leur service*.
Les inspecteurs ont pu avoir confirmation de l'investissement de la consultante facteur humain dans l'accompagnement des analyses d'événement significatifs mais ont également relevé qu'au regard de sa disponibilité, elle n'avait pu effectuer des analyses contradictoires, ce qui peut pourtant participer à l'aide qu'elle doit apporter à l'appropriation des démarches et méthodes FH et que l'animation du réseau FH n'avait pas pu être pleinement réalisée en 2020 notamment. Ce point ayant d'ailleurs été identifié par le CNPE, les inspecteurs ont bien noté que le réseau devrait être relancé en 2021. A noter que selon la note [3], un réseau PFI (« pratiques de fiabilisation »), qui est présent sur Belleville, ne peut se substituer au réseau CFH puisque la consultante facteur humain du CNPE se doit d'intervenir également en appui de l'animateur du réseau des référents PFI ce qui confirme la distinction qu'il convient de faire, en l'état de l'organisation du CNPE, entre ces deux réseaux. Par ailleurs, les inspecteurs ont également relevé que plusieurs « métiers » ne disposaient pas d'appui formation compétence (AFCO) mais que cette mission pouvait être attribuée à des encadrants non spécialisés dans l'activité. Un réseau d'AFCO et son animation devraient être relancés.
Demande A3 **: je vous demande de compléter votre organisation actuelle afin de redynamiser**
le pilotage et le suivi des réseaux « facteurs organisationnels et humains » et des « **appuis** formation compétence **» (AFCO) des services.** Vous m'informerez des différentes **actions engagées en ce sens.**
## B. Demandes De Compléments D'Information
Adéquation missions/moyens *du CFH* Au travers de la note [3] (non prescriptive), la division de la production nucléaire (DPN) *s'est engagée* résolument dans le développement d'experts FH en nombre et en qualité sur les CNPE au poste de consultant FH (1 consultant FH par paire de tranche et de profil Sciences Humaines ou mixte). Les inspecteurs ont constaté que le CNPE répondait à ces dispositions puisqu'une consultante facteur humain est présente sur le site (qui comprend deux réacteurs) et qu'elle dispose effectivement d'un profil Sciences Humaines pour ce qui concerne sa formation initiale. Ils ont cependant été amenés à s'intéresser à l'adéquation des missions qui lui sont dévolues au regard du seul poste de CFH existant au sein du CNPE. Il s'avère qu'en l'état de ses disponibilités, elle ne peut elle-même réaliser des analyses d'événement significatif tout en apportant son concours aux services pour les aider à réaliser lesdites analyses. Lors de la modification importante d'organisation du service SAE, ce n'est pas le CFH en titre qui a réalisé l'analyse facteur humain qui s'imposait (analyse qui est en effet réalisée au moment de la réorganisation d'un service afin d'étudier du point de vue des FOH les impacts de cette réorganisation) mais le chef de service délégué de l'époque. S'il pouvait disposer de compétences adaptées du fait de son passé professionnel, la réalisation de cette analyse par le porteur de la modification d'organisation ne parait pas adaptée. La nécessité aujourd'hui de redynamiser divers réseaux semble militer pour une plus grande disponibilité de la CFH en poste actuellement. Les inspecteurs ont cependant bien noté qu'il existait actuellement un collectif au sein du CNPE qui pouvait apporter un appui à la CFH. Ce collectif, qui comporte le consultant interne leadership [ancien CFH], la consultante interne « conduite du changement » n'est cependant pas pérenne puisque non défini comme tel dans votre organisation. Demande B1 **: je vous demande de me transmettre votre analyse** :
- **de l'adéquation des missions de votre CFH avec sa disponibilité,** - des adaptations organisationnelles qui vous permettraient de consolider l'existence du collectif actuellement constitué et de permettre à votre CFH d'étendre ses missions d'accompagnement des métiers ou d'analyse indépendante FOH.
## Gpec : Difficultés De Certains Métiers
Les inspecteurs ont souhaité vérifier comment les métiers et sections contrôlés effectuaient une gestion prévisionnelle des emplois et des compétences et les outils utilisés pour réaliser les cartographies des compétences. Ils ont ainsi pu constater, sur la base des contrôles effectués, que les outils en place permettaient d'identifier les faiblesses des services tant en 2020/2021 que pour les années à venir. Il est ainsi apparu :
- le manque d'une douzaine de personnes au sein du service MCR, - une situation difficile, dans la durée, à la section « chimie » concernant le nombre d'agents disposant de compétences en mesures physico-chimiques et radiochimiques (inférieur à la cible critique), activités de base de la section, et des faiblesses en « surveillance » et « ressuage »,
- un manque de marge au sein du service SAE pour ce qui concerne des compétences nouvelles
(en informatique industrielle notamment).
Lors des échanges le 11 mars, confirmés lors d'une rencontre avec la Direction du CNPE le 12 mars, vous avez pu confirmer que des ouvertures de postes avaient été décidées et que ces difficultés étaient prises en compte. Demande B2 : je vous demande de me tenir informé, courant du dernier trimestre 2021, de la résorption partielle ou totale de ces difficultés. Concernant la surveillance technique qui doit être exercée, lors d'observations en situation de travail notamment, sur les gestes techniques des agents, les inspecteurs ont constaté qu'il n'était pas réalisé d'observation sur la compréhension des gestes techniques pour ce qui concernait les agents qualifiés SN3 de la section chimie « site » contrairement à ce qui est en place côté chimie « environnement ». Demande B3 : je vous demande de me préciser les dispositions que vous allez mettre en place pour assurer des observations en situation de travail et notamment concernant la compréhension des gestes techniques pour l'ensemble des agents qualifiés SN3 du secteur Chimie.
## Pratiques De Fiabilisation (Pfi)
EDF a mis en place six pratiques pour fiabiliser les interventions sur ses installations et l'ensemble de ses activités. Elles concernent le pré-job briefing (qui permet notamment d'identifier les situations propices aux erreurs), la communication sécurisée, la minute d'arrêt (qui doit permettre entre autres d'observer l'environnement de travail et de détecter les dangers et risques potentiels), l'autocontrôle, le contrôle croisé et enfin le débriefing. Les échanges qui ont eu lieu pendant l'inspection, le 11 mars 2021, concernant la déclinaison des pratiques de fiabilisation ont montré que les exigences de mises en œuvre pouvaient faire l'objet d'appréciations différentes. L'analyse a posteriori de divers comptes rendus d'événements significatifs sur Belleville montre que si l'absence de mise en œuvre des pratiques de fiabilisation y est identifiée dans le cadre de l'analyse de l'événement (avec un positionnement sur l'impact probable de cette absence sur l'événement luimême), il n'est jamais fait état de la nécessité d'analyser, en amont d'une activité par exemple, quelles sont les pratiques de fiabilisations qui seront efficaces alors que diverses études confirment que certaines pratiques peuvent perdre de leur efficacité au cours même de l'activité (sur la durée par exemple).
Il est apparu incontestable, lors de ces différents échanges, que les pratiques de fiabilisation en mode réflexe devaient être adaptées aux activités sur lesquelles elles sont mises en œuvre. Demande B4 **: je vous demande de me préciser comment le CNPE forme ses agents à** l'identification des PFI qu'il faudra préférentiellement mettre en œuvre **au regard de leur** caractère **particulièrement adapté aux activités à réaliser.** Demande B5 **: vous me transmettrez par ailleurs les conclusions des études réalisées par EDF** concernant l'efficacité (y compris sur le temps long de certaines interventions) des PFI.
## C. Observations Animation Du Réseau Cfh National
C1 : La note [3] recommande la mise en place de réunions d'animation des réseaux CFH au plan national (2 fois par an) et régional (2 par an). Il a été précisé aux inspecteurs que depuis septembre 2019, il n'avait pu être organisé qu'une réunion locale et une réunion nationale. Cependant, depuis la crise sanitaire, si les réunions locales sont repoussées, le niveau national a mis en place un échange hebdomadaire par audio qui semble répondre aux attentes des CFH des CNPE et qui est donc identifié comme une bonne pratique qui pourrait être pérennisée.
## Maintien Des Capacités De Formation Pendant La Pandémie
C2 : l'inspection du 11 mars 2021 a permis au CNPE de présenter à l'ASN ses indicateurs 2020 de suivi des actions visant au maintien ou au développement des compétences et formations. Il s'avère que les objectifs fixés avant la pandémie COVID ont été globalement atteints en fin d'année (même si certaines actions ont dû être retardées pour être menées en fin d'année). Les inspecteurs ont bien noté que ces bons résultats sont à la fois dus à l'engagement des manageurs et de la Direction du CNPE mais aussi à une demande forte du personnel pour un maintien des formations. L'ASN ne peut que vous encourager à partager avec vos pairs les actions qui vous paraissent vous avoir permis d'atteindre ces bons résultats.
## Système Documentaire
C3 : les inspecteurs ont constaté que plusieurs notes de votre système qualité devaient être amendées :
- le mode opératoire référencé MO12050FOR005 (section chimie) présente des périodicités de formation toutes fixées à 3 ans alors qu'il existe dans les faits des souplesses dans les périodicités de certaines (formation « incendie » par exemple),
- le mode opératoire FOR02 (service MCR) comporte une coquille dès lors qu'il identifie que la qualification SN3 englobe la qualification SN2,
- les formations attendues en robinetterie au sein du service MCR sont toutes identifiées comme étant « recommandées » et aucune ne doit impérativement être réalisée ce qui ne permet pas de garantir l'adéquation entre la fonction occupée et la compétence technique acquise,
- le mode opératoire référencé D5370MO10576 (SAE) précise quelques dispositions de formation à l'attention des agents en contrat à durée déterminée mais pourrait avantageusement rappeler que les habilitations obtenues n'obèrent pas les règles de radioprotection qui s'imposent à eux.
Une revue documentaire semble donc s'imposer.
## Surveillance Des Prestataires
C4 : Lors de l'analyse, par sondage, de diverses fiches de surveillance rédigées par les chargés de surveillances (CSI) des métiers rencontrés, les inspecteurs ont pu relever que les outils informatiques mis à leur disposition permettent d'apporter des précisions concernant les contrôles effectués et les anomalies ou points positifs relevés. Il pourrait être envisagé de franchir une nouvelle étape dans la collecte des signaux faibles que peuvent représenter ces contrôles en complétant, dans une forme adaptée, ces fiches de quelques interrogations des prestataires contrôlés concernant le « pourquoi » des écarts relevés. C5 : Les inspecteurs ont bien noté que les carnets de compagnonnage sont souvent gardés par les agents eux-mêmes et qu'ils sont difficilement récupérables dans le temps ce qui ne permet pas la conservation des modes de preuves des formations demandées par la note [3].
## Observations Diverses
C6 : Lors de leur contrôle du 11 mars 2021, les inspecteurs ont noté :
- la bonne prise en compte, au sein de la section Chimie, du retour d'expérience de l'événement significatif environnement de Chinon lié à une erreur d'analyse,
- la prise en compte du risque « fraude » au sein des services rencontrés et de leurs prestataires,
- la gestion des absences de plus de six mois pour ce qui concerne les qualifications et habilitations,
- les dispositions prises pour les suspensions et retraits (quoi qu'exceptionnels) d'habilitations, - les bons résultats du CNPE en matière de maintien des qualifications pendant cette période de pandémie.
Ces divers points n'ont pas soulevé de remarque de la part de l'ASN et je vous encourage à partager avec vos pairs les bonnes pratiques qui auraient été mises en œuvre sur le site sur ces domaines. C7 - A l'occasion du passage en mode pérenne du "Programme Compétences", chaque site était tenu de procéder à une auto-évaluation fin 2017 en regard des attendus du national. Les inspecteurs ont noté que vous n'aviez pas pu leur préciser le niveau obtenu lors de cette auto-évaluation. C8 - L'ancien Manuel Qualité de la Direction de la production nucléaire (DPN) d'EDF demandait à mesurer l'efficacité des dispositifs de formation selon 4 niveaux. Ce point est par ailleurs rappelé dans le Guide de Management des compétences à la DPN. Selon les métiers rencontrés le 11 mars, les premiers niveaux d'évaluation (questionnaire satisfaction stagiaire et réalisation d'une synthèse de stage, réalisation d'une évaluation sommative, vérification de la mise en application de la formation sur le terrain) sont appliqués mais le niveau 4 relatif à la mesure de l'efficacité de la formation sur la performance d'exploitation n'est pas mise en œuvre à l'échelle du site.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de la division d'Orléans Signée le : Arthur NEVEU |
INSSN-OLS-2021-0788 | CODEP-OLS-2021-022749 **Orléans, le 14 mai 2021**
Monsieur le Directeur du Centre d'Études Commissariat à l'Énergie Atomique et aux énergies alternatives CEA de Saclay 91191 GIF-SUR-YVETTE Cedex Objet **: Contrôle des installations nucléaires de base**
CEA Saclay **– INB n° 40** Inspection n° INSSN-OLS-2021-0788 du 16 avril 2021 « Contrôles et essais périodiques »
Réf. **: [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V** [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base.
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection **a eu lieu le 16 avril 2021 à**
l'INB no **40 sur le thème « Contrôles et essais périodiques (CEP) ».**
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Contrôles et essais périodiques (CEP) » et a été réalisée à distance. Les inspecteurs ont examiné les documents de référence et les outils de suivi relatifs aux opérations de CEP, de maintenance et aux visites réglementaires périodiques. Lors de cet examen, les inspecteurs se sont également attachés à l'organisation de l'INB relative à la surveillance des intervenants extérieurs réalisant ce type de contrôle. Ils ont ensuite vérifié, par sondage, plusieurs rapports de maintenance préventive et de CEP. L'inspection s'est terminée par la revue de fiches d'écart en lien avec le thème du jour. Il ressort de l'inspection que les fiches d'essai et de maintenances examinées par sondage sont correctement renseignées dans l'ensemble. Les inspecteurs notent positivement que l'ensemble des gammes d'essais examinées fait apparaître la présence des valeurs attendues et des tolérances minimales et maximales autorisées. Les inspecteurs notent également une bonne pratique liée à la surveillance exhaustive par l'INB de toutes les activités réalisées par des intervenants extérieurs sur des équipements importants pour la sûreté. De nombreux aspects liés à la surveillance des intervenants extérieurs doivent cependant être améliorés. Il s'agit principalement de la formalisation de programme, bilan, traçabilité, prise en compte du retour d'expérience pour répondre aux exigences de l'arrêté INB [2]. Le suivi de non-conformités détectées lors des essais périodiques et le traitement des anomalies doivent également être améliorés. Enfin, des documents opérationnels doivent être mis à jour.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Surveillance Des Intervenants Extérieurs
L'article 2.2.2 de l'arrêté [2] stipule que : « I. ― L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer : - qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ; - que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ; - qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1. Cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées. Elle est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6. Elle est exercée par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. […] »
L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] stipule que « *les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques,*
les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. **».**
Vous avez indiqué aux inspecteurs que l'ensemble des actions réalisées par des intervenants extérieurs sur des équipements importants pour la protection était surveillé par du personnel compétent de l'INB. Par ailleurs vous avez indiqué ne disposer d'aucune note ou procédure explicitant ceci, d'aucun programme, bilan ou suivi des surveillances permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Excepté dans le cadre de chantiers très particuliers pouvant se dérouler sur plusieurs mois, vous avez également indiqué ne pas formaliser de fiche de surveillance. Demande A1 : je vous demande de vous conformer strictement aux dispositions des articles 2.2.2 et 2.5.6 de l'arrêté [2] relatives à la surveillance des intervenants extérieurs. Vous m'indiquerez les actions de suivi et de formalisation mises en œuvre en ce sens. L'article 2.6.3 de l'arrêté [2] stipule que : « I. ― L'exploitant s'assure, dans des délais adaptés aux enjeux, du traitement des écarts, qui consiste notamment à : ― déterminer ses causes techniques, organisationnelles et humaines ; ― définir les actions curatives, préventives et correctives appropriées ; ― mettre en œuvre les actions ainsi définies ; ― évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre. Cependant, pour les écarts dont l'importance mineure pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement est avérée, le traitement peut se limiter à la définition et à la mise en œuvre d'actions curatives. II. ― L'exploitant tient à jour la liste des écarts et l'état d'avancement de leur traitement. III. ― Le traitement d'un écart constitue une activité importante pour la protection. IV. ― Lorsque l'écart ou sa persistance constitue un manquement mentionné au troisième alinéa de l'article 2.6.2, l'exploitant prend sans délai toute disposition pour rétablir une situation conforme à ces exigences, décisions ou prescriptions. Sans préjudice des dispositions de l'article 2.6.4, lorsque l'exploitant considère qu'il ne peut rétablir une situation conforme dans des délais brefs, il en informe l'Autorité de sûreté nucléaire. » Lors de l'inspection, les inspecteurs ont contrôlé par sondage quelques fiches de maintenance et d'essais. Ils ont notamment constaté que la fiche de maintenance FM350-1 relative à la visite annuelle constructeur des onduleurs présentait en 2019 et 2020 le même écart. Cet écart avait été jugé comme « actions nécessaire (urgent) » par le prestataire en charge du contrôle et une fiche d'écart a été ouverte par l'INB après chacun de ces constats. Vous avez indiqué que cet écart n'est toujours pas soldé au jour de l'inspection et qu'il devrait l'être courant mai. Vous avez également indiqué aux inspecteurs ne disposer d'aucun document permettant de lister l'ensemble des écarts détectés lors des essais périodiques ou maintenances et permettant de connaître leur état de traitement. Demande A2 : je vous demande de mettre en place l'organisation et les outils associés permettant de vous assurer que l'ensemble des écarts relevés, des actions correctives réalisées et des résultats obtenus au cours des essais périodiques et des maintenances fasse l'objet d'une traçabilité précise et d'un suivi efficient conformément aux dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2]. Vous me préciserez les actions mises en place en ce sens. Lors de l'inspection, il vous a été demandé de démontrer par sondage le contrôle des exigences définies d'un certain nombre d'équipements importants pour la protection (EIP). Lors de cet examen, les inspecteurs ont constaté qu'aucun formalisme permettant de vérifier a posteriori le respect des exigences définies n'était formalisé pour les bouchons de traversés piscine (EIP 18) conformément à l'article 2.5.6 de l'arrêté [2]. Demande A3 : je vous demande de modifier votre fiche de ronde pour faire apparaître clairement le contrôle d'étanchéité de l'EIP 18. Les inspecteurs ont constaté que votre note de fonctionnement interne relative à l'organisation des contrôles et essais périodiques réglementaires (CEPR) n'était pas à jour. Vous avez, par exemple, indiqué lors de l'inspection que la déclaration systématique via une fiche d'écart en cas de report d'un CEPR n'était pas réalisée contrairement à ce que mentionne cette note. Seule la consignation de l'équipement est effectuée. Demande A4 : je vous demande de mettre à jour votre note de fonctionnement interne NFI012 relative à l'organisation des CEPR.
## B. **Demandes De Compléments D'Information**
Néant
## C. **Observations**
C1 : les inspecteurs ont bien noté la mise à jour prochaine de différents documents associés à votre fonctionnement interne :
- **la note NFI008 sera mise à jour l'année prochaine notamment pour intégrer la suppression de**
la fiche d'essai FE 473 au profit de la FE 374,
- **la fiche d'essai FE 261-4 va être mise à jour d'ici la fin du premier semestre 2021 pour prendre**
en compte l'arrêt du réacteur,
- **le chapitre 3 des règles générales d'exploitation de l'INB 40 a été actualisé dernièrement et est**
en cours de validation par la cellule de sûreté. L'engagement du CEA était fixé à fin mars 2021.
C2 : l'inspection du 16 avril 2021 a permis d'identifier que la fiche de maintenance FM 301-3 était incomplètement renseignée pour les années 2019 et 2020. L'ASN attire votre attention sur la nécessaire rigueur à apporter au remplissage des fiches d'essais et de maintenance.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par : Olivier GREINER |
INSSN-STR-2021-0842 | N° Réf : CODEP-STR-2021-019985 N/Réf. Dossier **: INSSN-STR-2021-0842**
Strasbourg, le 26 avril 2021 Monsieur le directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom BP n°41 57570 CATTENOM
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Inspection du 6 avril 2021 Intervention en zone Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 6 avril 2021 au centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom sur le thème « intervention en zone ». Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 6 avril 2021 portait sur le thème « intervention en zone ». Cette inspection avait pour objectif de contrôler la suffisance des ressources matérielles et humaines disponibles sur le CNPE au regard des exigences de contrôle de radioprotection et dans un contexte de concomitance des arrêts pour maintenance décennale du réacteur 3 et pour simple rechargement du réacteur 1. Au cours de cette inspection, les inspecteurs ont en particulier contrôlé les magasins situés à 6,60 m dans les bâtiments des auxilaires nucléaires (BAN) des installations des réacteurs 1 et 3 ainsi que certaines activités en cours dans les bâtiments des réacteurs (BR), activités qui nécessitaient l'utilisation de matériels de radioprotection comme des radiamètres, des balises d'irradiation, de contamination atmosphérique. Les inspecteurs ont également contrôlé par sondage la réalisation effective des contrôles suivants sur les deux installations :
- les contrôles quotidiens de la signalisation et de la délimitation des zones orange (ZO) des trois derniers jours ;
- les contrôles quotidiens d'absence de contamination sur les sols des vestiaires hommes et femmes des trois derniers jours ainsi que les deux derniers contrôles hebdomadaires des armoires ;
- les contrôles radiologiques quotidiens des barrières Everest des deux derniers jours ;
- les contrôles de non-contamination des sas BR effectués deux fois par poste.
Il ressort de cette inspection que les dispositions prises par le CNPE pour respecter ses obligations de contrôle en radioprotection et pour disposer du matériel de radioprotection suffisant sont globalement satisfaisantes. Les inspecteurs ont noté que des actions ont été mises en œuvre immédiatement par l'exploitant suite aux constats des inspecteurs. Certains points ayant trait à la propreté radiologique des locaux nécessitent cependant d'être améliorés particulièrement sur les installations du bâtiment du réacteur 3.
## A. Demandes D'Actions Correctives Propreté Du Bâtiment Réacteur 3
Votre « guide national de l'intervenant en centrale nucléaire » informe sur votre politique MEEI (Maintenir un état exemplaire des installations) qui précise notamment :
- Pendant l'intervention : « Je tiens mon chantier bien balisé, propre et bien rangé en permanence (pas d'outillages, de produits ou de déchets à l'abandon...). » ;
- Si interruption (nuit, week-end), mise en sécurité du chantier : « *les déchets sont évacués* » ;
- Après l'intervention : « Les déchets sont évacués, le balisage est entièrement retiré. Je nettoie (ou fais nettoyer) le local. ».
Les inspecteurs ont constaté à l'intérieur du bâtiment du réacteur 3 un état de propreté général non satisfaisant et pas du tout à l'attendu. Ils ont en effet constaté la présence de déchets au sol à de multiples endroits avec entre autres une poubelle d'équipements de protection individuelle (EPI) usagés qui débordait au niveau du local RD0701 en sortie d'un chantier, des blouses à terre, et autres déchets divers et variés à même le sol au niveau des voies de passage dans l'espace entre enceintes mais également dans des endroits moins passants comme par exemple sur les caillebotis à 29 m où était en place le balisage pour les tirs radios des liaisons bi-métalliques des générateurs de vapeur (GV). Vous nous avez précisé que le long week-end de Pâques ainsi que l'absence de quelques personnes dans les équipes de nettoyage liée aux conditions sanitaires actuelles expliquaient en partie cet état. Les inspecteurs estiment que l'état du BR résulte également d'une dérive des pratiques et d'un manque de rigueur. Ces constats ont été partagés sur le terrain avec vos services.
Demande n°A.1 : Je vous demande d'améliorer de façon durable la tenue du bâtiment du réacteur 3
```
en prenant en compte les conditions sanitaires actuelles et les jours fériés à venir dans les
prochaines semaines mais également une possible dérive des pratiques. Vous me préciserez sous
deux semaines les mesures complémentaires que vous mettrez en place pour éviter de vous
retrouver dans la situation observée qui augmente les risques de contamination des locaux et des
travailleurs.
```
## B. Compléments D'Information Contrôles De Non-Contamination
Lors de l'examen des rapports des contrôles de non-contamination cités en synthèse, les inspecteurs ont fait les constats suivants :
- les deux contrôles par poste, effectués par frottis, demandés au niveau du sas du BR sur chacune des deux installations à l'arrêt ne sont pas systématiquement réalisés et/ou tracés, des lacunes ont notamment été repérées le 5 avril 2021 au niveau du sas du bâtiment du réacteur 3 ;
- sur le « contrôle radiologique des bancs de sauts de zone », la colonne « conformité » n'était pas complétée pour la journée du 4 avril 2021 sur les installations du réacteur 1 ; ceci ne permettait donc pas de connaître leur état radiologique.
```
Demande n°B.1 : Je vous demande de m'indiquer quelles suites ont été données à ces constats. Pour
le premier, vous me préciserez les actions que vous mettrez en place pour améliorer la traçabilité
de ces contrôles.
```
## Porte Coupe-Feu Ouverte
Les inspecteurs ont noté qu'une porte coupe-feu, située dans l'espace annulaire du bâtiment du réacteur 3, et qui comporte en évidence les mentions « porte coupe-feu - à maintenir fermée obligatoirement », était ouverte. Selon les personnes du CNPE accompagnant les inspecteurs, aucun requis de fermeture n'est exigé en arrêt de réacteur « cœur déchargé ». Cependant les indications sur cette porte ne mentionnent pas cette condition et l'habitude prise d'avoir cette porte ouverte est susceptible de concourir à son maintien en position ouverte lorsque sa fermeture est requise. Les inspecteurs ont noté que la même porte était fermée peu de temps après leur premier passage.
Demande n°B.2 : Je vous demande de me confirmer le caractère non-requis de la **fermeture de la**
porte coupe-feu en arrêt de réacteur « cœur déchargé » **et de m'indiquer les mesures que vous**
prendrez afin de clarifier l'affichage en place sur ces portes coupe-**feu en fonction de l'état du**
réacteur.
## C. Observations
C.1 Les inspecteurs ont constaté qu'au moins trois points verts ALARA à l'intérieur du bâtiment du réacteur 3 (aux niveaux 9,70 m, 17 m et 22 m) ne disposaient pas d'appareils de contrôle de la contamination alors que généralement des contaminamètres sont installés sur ces points. En outre, aucune affiche ne réorientait les travailleurs vers d'autres points opérationnels. Des affiches ont été mises en place de façon réactive par vos équipes et des appareils supplémentaires ont été rapatriés d'autres parties du CNPE. C.2 : Les inspecteurs ont constaté que les stocks de matériels de radioprotection dans les magasins des réacteurs 1 et 3 semblaient suffisants pour répondre aux besoins des différents chantiers se déroulant dans le cadre des arrêts pour maintenance. Sur les balises de contrôles de contamination atmosphérique
« ABPM », il a été noté une légère tension dans les magasins jaune et rouge du réacteur 3 en partie due à de nombreux appareils en anomalie et accentuée par la non-validation du retour d'un appareil pourtant de retour en magasin depuis un mois.
C.3 : Au détour de l'inspection radioprotection, les inspecteurs ont observé que des écrous présents sur le supportage de la tuyauterie vapeur VVP du GV42 n'étaient pas complètement serrés et que les contre écrous concernés ne l'étaient pas non plus. Sur un autre supportage de la tuyauterie vapeur d'un autre GV, ceci n'a pas été observé. Après contrôle par vos services, vous avez précisé aux inspecteurs qu'il n'existe pas de requis sur le couple de serrage de ces écrous. Néanmoins, vous avez prévu leur resserrage et vous faites évoluer vos gammes de contrôle pour intégrer la vérification du serrage de ces écrous.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, à l'exception de la demande n°A.1 pour laquelle le délai est fixé à deux semaines, des remarques et observations ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Le chef de la division de Strasbourg Signé par Pierre BOIS |
INSSN-MRS-2021-0584 | Référence courrier : **CODEP-MRS-2021-020262** Marseille, le 27 avril 2021 Monsieur le directeur de Cyclife BP 54181 30204 BAGNOLS-SUR-CÈZE Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Thème : Prélèvement d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement Code : Inspection noINSSN-MRS-2021-0584 du 20/04/2021 à CENTRACO (INB 160)
Références :
[1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[2] Courrier ASN CODEP-MRS-2019-048668 du 3 décembre 2019
[3] Décision no CODEP-CLG-2016-009212 du Président de l'ASN du 1er mars 2016 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau et de rejet dans l'environnement des effluents de l'INB 160, dénommée CENTRACO, exploitée par SOCODEI sur le site de Marcoule dans la commune de Codolet (département du Gard)
[4] Décision no 2013-DC-0360 modifiée de l'ASN du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des INB
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 596-13 du code de l'environnement, une inspection de l'INB 160 a eu lieu le 20 avril 2021 sur le thème
« prélèvement d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ».
Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'INB 160 du 20 mars 2021 portait sur le thème « prélèvement d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ». Les inspecteurs ont effectué une visite de l'extérieur de l'INB et ont contrôlé par sondage l'état des piézomètres de l'installation. Les cuves d'eau de lessivage
(EDL), la cuve de « concentrats » et les groupes froids mobiles ont été vus. Les inspecteurs ont visité le poste de dépotage « NH4OH/NaOH », la salle « stockage NH4OH » ainsi que la salle « réactifs traitement fumées et stockage NaOH » du bâtiment incinération. Les inspecteurs ont également visité les locaux de la station de traitement des effluents (STE) ainsi que les entreposages dénommés « huilerie inactive » ainsi que certains dispositifs de surveillance des rejets gazeux. Les inspecteurs ont ensuite contrôlé par sondage la bonne tenue du registre des substances dangereuses et la conformité de l'INB
avec la décision [3] de l'ASN. Ils ont examiné par sondage la bonne réalisation de contrôles et essais périodiques de certains équipements tels que les dispositifs d'alarme permettant la détection de fuite dans la double enveloppe de cuves d'entreposage d'effluents radioactifs. Les inspecteurs ont également contrôlé certains engagements pris par l'exploitant dans le cadre de précédents événements significatifs et de précédentes inspections.
Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que les éléments contrôlés sont globalement satisfaisants. L'état général des locaux et équipements vus lors de la visite est satisfaisant. Les contrôles et essais périodiques consultés par sondage sont bien réalisés. Les analyses consultées par sondage concernant la surveillance des rejets gazeux et liquides sont globalement bien réalisées. Les inspecteurs ont cependant constaté l'absence de réalisation de certains contrôles non radiologiques prescrits dans la décision [3]. Des améliorations sont également attendues concernant le suivi des engagements pris auprès de l'ASN, la mise à jour du registre des substances dangereuses et les conditions d'entreposages des substances dangereuses. Des compléments d'information sont également attendus.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance Non Radiologique Des Rejets
Concernant les rejets gazeux du conduit incinération, les inspecteurs ont constaté que la mesure en continu des composés organiques volatils (COV) ainsi que la mesure semestrielle du carbone organique total (COT) par un organisme agréé COFRAC n'étaient pas réalisées conformément à la prescription [INB160-32] de la décision [3]. Les inspecteurs ont cependant constaté qu'une mesure en continu des COT et une mesure semestrielle des COV par un organisme agréé COFRAC étaient bien réalisées sur ce conduit.
Concernant les rejets liquides en sortie de station de traitement, les inspecteurs ont relevé que l'aliquote mensuel sur prélèvement des cuves d'entreposage ne faisait pas l'objet d'une mesure du pH
conformément à la prescription [INB160-40] de la décision [3]. L'ensemble des contrôles exigés préalablement à chaque rejet par la prescription [INB160-40] de la décision [3], dont la mesure du pH,
sont cependant bien réalisés. A1. **Je vous demande de vous conformer aux contrôles exigés par les prescriptions [INB160-32] et**
[INB160-40] de la décision [3]. Vous analyserez l'importance de ces écarts **vis-à-vis de la**
protection des intérêts en application de l'article 2.6.2 de l'arrêté [1].
## Registre D'Entreposage De Substances Dangereuses
Les inspecteurs ont consulté le registre d'entreposage des substances dangereuses. Lors de la visite de l'atelier « IEL », il a été notamment constaté que plusieurs centaines de litres d'acide sulfurique concentré n'étaient pas recensés dans ce registre.
A2. Je vous demande de mettre à jour ce registre conformément au III de l'article 4.2.1 de l**'annexe**
à la décision [**4]. Vous m'informerez des dispositions prises pour garantir dans le temps la**
mise à jour de ce registre.
Lors de la visite de l'atelier « IEL », les inspecteurs ont constaté la présence de bidons plein sans étiquetage. Dans le local « huilerie inactive », un nombre important de bidons contenants des substances dangereuses ne disposait pas de rétention adaptée. Le I de l'article 4.2.1 de l'annexe à la décision [4] dispose : « les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que leur emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, 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 ». Le II de l'article 4.3.1 de l'annexe à la décision [4] dispose : « *pour des contenants de capacité unitaire exclusivement inférieure ou égale à 250 L, la* capacité de rétention est au moins égale à la capacité totale des contenants lorsque celle-ci est inférieure à 800 L ».
A3. Je vous demande de mettre en conformité l'atelier « IEL » et l'entreposage « **huilerie inactive** »
au regard des articles 4.2.1 et 4.3.1 de l'annexe à la décision [4]. **Vous me ferez part des** dispositions retenues pour garantir le respect de ces prescriptions dans l'ensemble des locaux de l'INB.
## Suivi Des Engagements
Les inspecteurs ont examiné le suivi de certains engagements pris par l'exploitant auprès de l'ASN. A
la suite de l'inspection de 2019 [2] sur le thème « environnement », l'exploitant s'était notamment engagé pour fin 2020 à signaler les conduites de transfert de substances dangereuses et/ou radioactives de façon à préciser la nature et les risques des produits véhiculés. Les inspecteurs ont pu constater, notamment pour le poste de dépotage « NH4OH, NaOH » que la signalisation avait bien été mise en place. Cependant un certain nombre de canalisations extérieures n'avaient pas encore été repérées lors de l'inspection. Les inspecteurs ont également constaté que les nouveaux groupes froids n'étaient pas encore en service contrairement à l'engagement pris pour fin mars 2021 à la suite de l'événement significatif déclaré le 25 mars 2020.
A4. Je vous demande de **me transmettre un plan d'action et de justifier les nouvelles échéances**
retenues pour les deux engagements de remise en conformité de l'installation **susmentionnés.** Vous me ferez part des dispositions retenues pour garantir le respect de vos engagements et, le cas échéant, informer préalablement l'ASN **si une échéance doit être dépassée.**
## B. Compléments D'Information Piézomètre Non Utilisé
Lors de l'inspection, il a été précisé aux inspecteurs que le piézomètre « F50 » n'était plus utilisé. Ce piézomètre, bien que situé sur le périmètre de l'INB n o 160, appartient au CEA. Vous avez cependant indiqué que l'obturation ou le comblement du forage était bien envisagé conformément à la prescription [INB160-51] de la décision [3].
B1. Je vous demande de me préciser l'échéance à laquelle le piézomètre « F50 **» sera obturé ou**
comblé conformément à la prescription [INB160-51] **de la décision [3].**
## C. Observations
Cette inspection n'a pas donné lieu à observations.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-CAE-2020-0203 | AUTORITÉ
DE SÛRETÉ
NUCLÉAIRE
DIVISION DE CAEN
À Caen, le 4 décembre 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-059474 Monsieur le Directeur du CNPE de Flamanville B 4 50 340 LES PIEUX
OBJET :
Contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB
CNPE de Flamanville - INB n°s 108 et 109 Inspection n° INSSN-2020-0203 du 20 novembre 2020 Thème : Surveillance des services d'inspection reconnus Réf. :
Code de l'environnement, notamment ses articles L. 557-46, L. 592-19, L. 592-22, L.
[1]
593-33 et L. 596-3 et suivants Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 modifié relatif au suivi en service des
[2]
équipements sous pression et des récipients à pression simples Décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 du ministre de l'écologie, du
[3]
développement durable et de l'énergie relative aux services inspection reconnus modifiée par la décision BSEI n° 15-047 du 20 mai 2015
[4] Guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection (référence D455014 029144 - indice 01)
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1],
concernant le contrôle des dispositions relatives aux équipements sous pression implantés dans une installation nucléaire de base, une inspection a eu lieu le 20 novembre 2020 au centre nucléaire de production d'électricité de Flamanville sur le thème « Surveillance des services d'inspection reconnus
(SIR) ». J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du service d'inspection reconnu (SIR) du CNPE de Flamanville réalisée le 20 novembre 2020 avait pour but de vérifier par sondage, conformément à l'article 15 de la décision [3], le respect de ww.asn.fr ses exigences et plus particulièrement celles relatives à l'élaboration, la mise à jour et l'application des plans d'inspection, au dimensionnement du service, à la sous-traitance et à la réalisation des revues de direction et audits internes. Cette inspection avait également pour objectif de contrôler la complétude de divers dossiers d'exploitation d'équipements.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le respect de la décision [3] apparaît globalement satisfaisante. Toutefois, des améliorations sont attendues concernant la désignation des personnes compétentes au sens de l'arrêté [2], des dispositions réglementaires relatives à la mise à jour des plans d'inspection et celles relatives à la sous-traitance et à la surveillance d'activités sous-traitées. Des précisions sont également attendues sur le dimensionnement du SIR.
Par ailleurs, le jour de l'inspection, EDF a subi un important incident sur son réseau informatique. L'impact de cet incident concernerait principalement la gestion des documents informatiques de mance. La majorité des documents et éléments de preuve n'ont pas pu être présentés et les quelques dossiers papiers présentés en salle d'archive étaient incomplets, ce qui traduit un archivage non satisfaisant des différents documents constitutifs des dossiers règlementaires et d'exploitation des équipements.
## A Demandes D'Actions Correctives Mise À Jour Des Plans D'Inspection A.1
Selon le point 5.1.3.3 de l'annexe à la décision [3], il incombe au service d'inspection reconnu (SIR)
d'élaborer, de mettre en œuvre et de réviser les plans d'inspection des équipements sous pression (ESP). À cet effet, le service d'inspection doit disposer d'une procédure de révision des plans d'inspection (PIE)
et la mettre en œuvre.
Le guide [4] précise respectivement en ses paragraphes 3.2 et 3.5 qu' « en cas d'installation d'un E.SP neuf, le SIR rédige le plan d'inspection dans un délai maximal de 12 mois » et qu' « après chaque inspection périodique et chaque requalification périodique, le SIR se prononce sur la nécessité ou non de réviser le PI suivant un délai ne dépassant pas 12 mois ».
Ces exigences sont également reprises dans la note locale D5330-05-0256.
Dans les bilans établis suite à chaque arrêt de réacteur en application de l'article 18 de la décision [3], le SIR liste les ESP dont les plans d'inspection doivent être mis à jour suite aux contrôles et/ou aux remplacements effectués. Les inspecteurs ont souhaité vérifier par sondage le respect du délai de 12 mois précité suite aux visites décennales des réacteurs 1 et 2.
Les inspecteurs ont constaté que les PIE des tuyauteries 1AHP202TY et 2AHP202TY et des récipients 2AHP601RE et 2AHP602RE n'ont pas été mis à jour dans le délai de 12 mois. Vos représentants ont indiqué que ces plans d'inspection seraient rédigés d'ici fin 2020.
Au regard de ces éléments, le SIR ne respecte pas systématiquement le délai règlementaire pour la mise à jour des plans d'inspection.
Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour respecter le délai de 12 mois fixé par le guide [4] pour la création et la mise à jour des plans d'inspection des équipements. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens et me transmettrez la liste des plans d'inspection en retard. Les inspecteurs ont ensuite examiné les modalités de modification des PIE. Ils ont relevé que le SIR n'avait pas défini d'échéance pour intégrer dans les PIE les cas de création de zone sensible (ZS) ou de modification de procédé de contrôle de ZS.
La note ne précise également pas les délais de révision permettant d'intégrer le retour d'expérience issu des contrôles réalisés ou d'avaries survenues sur les ESP.
Je vous demande de compléter la documentation décrivant les modalités d'établissement et de révision des plans d'inspection en associant un délai maximal de mise en œuvre à chaque événement appelant une révision.
## A.2 Désignation Des Personnes Compétentes
L'alinéa I. de l'article 11 de l'arrêté [2] indique que « pour les générateurs de vapeur et les appareils à couvercle amovible à fermeture rapide, le contrôle de mise en service est réalisé par un organisme babilité suivant les dispositions du I.
de l'article 34. Pour les autres équipements, ce contrôle est réalisé par une personne compétente. Cette personne peut être récusée par l'autorité administrative compétente si cette dernière estime qu'elle ne satisfait pas à cette condition. Dans ce cas, le contrôle de mise en service est refait ».
L'inspection a permis de mettre en évidence que le contrôle de mise en service du récipient d'air 3LHU
310BA a été réalisé par un inspecteur du SIR. Interrogé sur la mise en œuvre de ce type de contrôle, le SIR a précisé aux inspecteurs que ses agents avaient effectué eux-mêmes tous les contrôles de mise en service réalisés depuis l'application de l'arrêté susmentionné. Les inspecteurs ont demandé au SIR de leur présenter la désignation en tant que personne compétente, signée par l'exploitant, leur permettant de réaliser ce geste réglementaire. Le service inspection n'a pas été en mesure de présenter la désignation de ses agents le jour de l'inspection et a annoncé aux inspecteurs que sa lecture du I. de l'article 11 de l'arrêté susmentionné ne l'avait pas amené à considérer devoir détenir une telle autorisation de la part de l'exploitant. Les inspecteurs ont confirmé que ce geste réglementaire ne peut être effectué que par une personne compétente désignée par l'exploitant au sens de la définition 4 de l'article 2 de l'AM du 20/11/2017. Pa ailleurs, les inspecteurs ont demandé au SIR les modalités de réalisation des inspections périodiques (IP) des accumulateurs oléopneumatiques car elles doivent être réalisées sous couvert d'un cahier technique professionnel (CTP) par une personne compétente. Les agents du SIR ont précisé que ces activités étaient réalisées par du personnel n'appartenant pas à la société EDF mais n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs les preuves de désignation par l'exploitant des personnes compétentes pour ces interventions.
Je vous demande d'identifier les personnes pouvant exercer les différentes missions dévolues à une personne compétente et citées à l'article 2 de l'arrêté [2] et de procéder dans les meilleurs délais à la désignation de ces personnes.
## Documentation Et Traçabilité Des Activités Importantes Pour La Protection A.3
L'article 2.5.6 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 prévoit que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Les inspecteurs ont contrôlé les conditions de réalisation d'une intervention de colmatage d'une fuite ayant affecté l'équipement 1ADG260VL. Réalisée en 2019, cette intervention était soumise aux exigences d'un guide national approuvé par la décision ministérielle BSERR n° 2017-028 du 9 mars 2017. Ce guide précise à son paragraphe 3.2.1 que « les interventions de colmatage sont à considérer comme des activités importantes pour la protection (AIP) ».
Suite à l'audit de renouvellement de reconnaissance de 2018, la note D5330-06-2956 a été mise à jour en incorporant les dispositions prises pour la gestion des dossiers de colmatage. En particulier, un compterendu de visite et d'expertise traçant la pose du collier de colmatage doit être rédigé et systématiquement intégré au dossier réglementaire de l'équipement. L'examen du dossier de l'intervention sur l'équipement 1ADG260VL a montré que le compte-rendu était complet et permettait de donner une appréciation sur le projet.
Les inspecteurs ont ensuite examiné le dossier du colmatage en vue de vérifier que les exigences de la note technique avaient été respectées. Ils ont noté les incohérences suivantes :
le guide national prévoit qu'un échantillon du matériau de colmatage soit prélevé aux fins de
contre-analyse par un laboratoire agréé (pour vérification du caractère PMUC 1 du lot utilisé). Le rapport d'essai établi par le laboratoire agréé n'a pu être présenté aux inspecteurs ;
le guide mentionne qu'un temps d'attente minimal de 08h00 après l'injection du dernier bâton est nécessaire pour laisser le temps à la pâte de polymériser. Il ajoute que le régime de travail ne pourra pas être rendu avant l'expiration de ce délai. Or, le dossier de suivi d'intervention (DSI) ne mentionne pas l'heure d'injection du dernier bâton, ni l'heure de restitution du régime de travail. Il ne permet donc pas de vérifier a posteriori le respect du temps d'attente fixé par le guide ;
Ces observations sont contraires aux dispositions de l'arrêté ministériel du 07 février 2012, qui prévoient qu'une AIP fasse l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de vérifier a posteriori que ses exigences définies ont été respectées.
Je vous demande de veiller de manière rigoureuse au respect de l'article 2.5.6 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié en documentant et en veillant à la traçabilité des activités importantes pour la protection.
## A.4 Surveillance Des Activités Sous-Traitées
Le point 6.4 de la décision [3] requiert que « le service inspection doit procéder à la validation des cabiers des charges des prestations de contrôle ou de visite et réaliser périodiquement la surveillance des sous-traitants sur site ou dans les locaux des sous-traitants selon une procédure documentée. Les résultats de ces évaluations sont enregistrés. »
Le SIR a recours à de nombreux sous-traitants internes (rang 1) ou externes (rang ≥ 2) dans les missions
« sous-traitables ». Cette architecture est complexe et sa maitrise en matière d'évaluation et de surveillance des activités sous traitées n'apparaît pas totalement assurée.
En effet, la note D530-06-2790 dressant la liste des sous-traitants du SIR indique que les « services maitre d'œuvre restent responsables vis-à-vis du SIR de la réalisation de la prestation et à ce titre définissent […] l'étendue de la prestation sous-traitée, …, la surveillance réalisée pendant la prestation ».
Or le SIR n'est pas été en capacité de fournir une liste des sous-traitants externe (rang 2) qui réalisent des missions pour les sous-traitants du SIR (rang 1) dont le périmètre est défini dans la note D5330-06-2790.
De plus, le suivi de la surveillance exercée par les sous-traitants sur les prestataires n'a pas non plus pu être démontré. Les inspecteurs ont demandé à consulter la surveillance exercée par le service « automatismes électricité » sur le prestataire réalisant les activités réglementaires sur les accumulateurs oléopneumatiques, le SIR a été dans l'incapacité de démontrer cette surveillance. Je vous demande de réaliser un recensement exhaustif de l'ensemble des sous-traitants afin que le service inspection puisse s'assurer, conformément au cahier des charges, de la surveillance que réalisent les services du CNPE de leurs sous-traitants pour les activités sous-traitées.
Le point 7.1.6 de l'annexe 1 de décision en référence prévoit que "lorsque l'organisme d'inspection utilise dans le cadre du processus inspection des informations fournies par toute autre partie, il doit vérifier la validité de ces informations".
Les inspecteurs ont consulté le programme pluriannuel de surveillance référencé D5330-11-0282 indice 9 qui recense l'ensemble des thématiques supervisées, pour chaque service du CNPE concerné, depuis 215. Selon la note D530-06-2790, le suivi des paramètres physiques et chimiques de fonctionnement et des Conditions Opératoires Critiques limites (COCL) est sous-traité en partie au service de la conduite. Or, les inspecteurs ont noté que dans ce domaine sous-traité au service de la conduite, aucune action de surveillance ou de vérification n'avait été programmée. Le Service Inspection a confirmé aux inspecteurs ne pas vérifier les informations relatives aux COCL fournies par le service conduite (exhaustivité des alertes, qualité de la donnée par exemple).
Je vous demande de vous assurer que l'ensemble des activités sous-traitées aux services du CNPE soit répertorié dans le programme de surveillance. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens.
## A.5 Relations Avec Les Autres Services
Le §5.1.3.5. de la décision [3] précise parmi les missions du SIR qu'il est « un interloculeur des services chargés des études et des achats pour ce qui concerne les ESP en établissant en tant que de besoin des recommandations pour la conception, la fourniture et l'installation des équipements soumis à surveillance ».
Le §6 de la note D530-06-2790 ind. 15 indique que « tous les services en charge de l'exploitation et de la maintenance d'un équipement sous pression soumettent au SI, au fil de l'eau, les cabiers des charges relatifs aux activités sous-traitées (AST), et à l'achat d'équipements neufs (pour la conception, la fourniture et le montage d'ESP dont le SI
assurera l'inspection, suivant les prescriptions du SI ».
Les inspecteurs ont souhaité consulter la liste des cahiers des clauses techniques particulières (CCTP)
validés dans le cadre du § 5.1.3.5 de la décision [3]. En l'absence de liste, vos représentants ont présenté deux CTTP mais rien ne permettait de justifier que ces derniers avaient effectivement été soumis et validés par le SIR.
De plus, il a été indiqué aux inspecteurs que pour l'achat des ESP du nouveau bâtiment DUS (DUV, JPU
et LHU), les CCTP associés n'ont pas fait l'objet d'échanges avec le SIR. Vos représentants ont confirmé que les cahiers des charges des nouveaux ESP ne sont pas systématiquement transmis au SIR pour validation. Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de vous assurer du respect de votre processus pour l'achat d'ESP et notamment la vérification du CCTP par le SIR. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens.
## Complétude Des Dossiers Réglementaires A.6
Les inspecteurs ont examiné les dossiers descriptifs et les dossiers d'exploitation de certains équipements par sondage. Il en ressort les constats suivants :
La déclaration de conformité de l'équipement 2JPU200BA est absente du dossier et n'a pas pu être présentée aux inspecteurs; Les comptes rendus des visuels réalisés sur les zones sensibles tous les 24 mois étaient absents du dossier de l'équipement 2GSS002ZZ
Je vous demande de vous assurer de la complétude des dossiers règlementaires et d'exploitation.
Vous me transmettrez une copie des documents manquants.
## A.7 Audit Interne
Le paragraphe 8.6 de l'annexe à la décision [3] relatif à la réalisation des audits internes du SIR fixe notamment l'exigence suivante « le chef d'établissement désigne la (ou les) personne (s) chargée(s) de ces audits ». Au cours de l'examen du dernier compte-rendu d'audit interne en date du 7 février 2020, les inspecteurs ont constaté que les auditeurs n'avaient pas été désignés par le chef d'établissement, ce qui constitue un écart au point 8.6.1 de l'annexe à la décision [3].
Par ailleurs, les actions correctives menées par le SIR suite à l'audit précédent n'ont pu être présentées lors de l'inspection en raison de l'incident informatique susmentionné. Néanmoins, les réponses apportées par les agents du SIR suite à l'audit montrent que les actions entreprises se limitaient à des actions curatives et qu'aucune action corrective n'est envisagé afin d'éviter leur renouvellement.
Je vous demande de prendre en compte l'ensemble des écarts précités et de mettre en œuvre les actions préventives et correctives nécessaires visant au respect des exigences du paragraphe 8.6 de l'annexe à la décision [3] relatives à la réalisation des audits internes. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens.
## A.8 Revue De Direction
Suite à l'examen du compte-rendu de la dernière revue de direction (référence D454120006663 en date du 7 juillet 2020), les inspecteurs ont constaté que les dispositions du point 8.5 de l'annexe à la décision
[3] ne sont pas respectées. Le compte rendu de la revue de direction a en effet été établi plus de trois mois après la tenue de la réunion et non dans le mois qui suit conformément à la décision [3]
Par ailleurs, une action préventive identifiée par le SIR et mentionnée dans le compte-rendu de la dernière revue de direction concernait la sensibilisation du service conduite. Les inspecteurs ont souhaité connaître l'état d'avancement de celle-ci puisque cette dernière avait été reportée de 2019 à 2020. Le SIR a indiqué que cette sensibilisation ne pourrait toujours pas avoir lieu en 2020 en raison de la visite décennale. Les inspecteurs considèrent qu'il n'est pas acceptable que plus de deux ans soient nécessaires pour solder ctte action.
Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin que les écarts précités ne se reproduisent pas. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens.
## B Compléments D'Information B.1 Évaluation Des Besoins En Personnels
La décision [2] précise les exigences en matière de bon fonctionnement du service d'inspection :
« 5.2.7. […]
Le chef du service inspection réalise périodiquement une analyse de l'activité. À partir de cette analyse et des connaissances et compétences techniques nécessaires au bon fonctionnement du service inspection, il identifie les besoins en personnel du service, prévoit les moyens nécessaires et propose au chef d'établissement la désignation des personnes compétentes pour assurer les activités du service inspection. Ces éléments font l'objet d'enregistrements.
/…/
8. Exigences du système de management 8.5.1. Généralités : […] la revue de direction est présidée par le chef d'établissement auquel est rattaché le service inspection. […] 8.5.1.2. Elle est au moins annuelle et comprend notamment la sous-traitance réalisée, la vérification du dimensionnement du SIR, la revue de l'efficacité du système inspection et son adéquation à la politique définie ».
Au cours de l'inspection, le SIR a présenté aux inspecteurs la note référencée D454117015755 en date du 7 novembre 2017 et intitulée « enregistrement - Plan de charge pluriannuel 2018-2022 ». Cette note présente les besoins en effectif du SIR au regard de ses missions définies dans la décision [3], pour la période 20182022.
Cependant, la note présentée ne détaille pas précisément l'analyse de la charge de travail du SIR afin d'en déterminer son dimensionnement et certaines hypothèses de la note ne sont pas valables.
En effet, l'examen des durées retenues par le SIR de Flamanville pour justifier de son dimensionnement a permis de mettre en évidence que le temps alloué à l'élaboration et à la révision des plans d'inspection étaient identiques sur les quatre années. La charge liée à l'apparition du nouveau guide professionnel, à la création des PIE groupes froids et à la mise à jour des PIE en 2020 et 2021 suite aux visites décennales n'a, par conséquent, pas été prise en compte. Le temps consacré à la création ou la mise à jour des notes d'étude n'est également pas dissocié des plans d'inspection. Les inspecteurs ont également constaté que la note de dimensionnement ne prenait pas en compte le renouvellement des effectifs du SIR pour cette période. En effet, la gestion prévisionnelle des emplois et compétences (GPEC) présentée aux inspecteurs lors de la réunion annuelle en avril 2020 indiquait des évolutions à venir d'ici fin 2020 et en particulier le départ du responsable du SIR. La GPEC prévoit également le départ d'un inspecteur de niveau 2 en mars 2021 mais le fichier ne donne aucune perspective d'une pépinière d'agents en formation pour garantir la pérennité de la GPEC du SIR.
Je vous demande de préciser votre analyse justifiant le dimensionnement du SIR et d'apporter les éléments permettant de démontrer que le dimensionnement du SIR correspond à la charge de travail pour les années 2020, 2021 et 2022.
## Observations C
Sans objet 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 réalisation.
Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé Adrien MANCHON |
INSSN-BDX-2021-0001%20 | Bordeaux, le 17 mars 2021
# Référence Courrier : Codep-Bdx-2021-013444 **Monsieur Le Directeur Du Cnpe Du Blayais**
BP 27 - Braud-et-Saint-Louis 33820 SAINT-CIERS-SUR-GIRONDE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE du Blayais Inspection n° INSSN-BDX-2021-0001 **du 24 février 2021** Maintenance : Préparation de l'arrêt pour maintenance « 2VP37 »
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;
[2] Arrêté du 7 février 2012 relative aux installations nucléaires de base ;
[3] Dossier de présentation de l'arrêt 2VP37 D5150QSP200265 indice 0 du 23 novembre 2020;
[4] Décision n°2014-DC-0444 de l'ASN du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression ;
[5] Courrier EDF D455621005815 du 20 janvier 2021 émis à la suite d'un aléa sur le réacteur 1 du CNPE de Chinon en 2020;
[6] Programme de base de maintenance préventive - groupes motoventilateurs - Paliers CP1 et CP2 PB900-AM470-03 indice 0 du 10 février 2020 ;
[7] Lettre de position générique de la campagne des arrêts de réacteur 2021 CODEP-DCN- 2020-052446 du 12 novembre 2020 ;
[8] Evénement significatif pour la sûreté D5130AS 225 A - RS N° 06 20 009 déclaré le 15/10/2020 par le CNPE de Gravelines.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 24 février 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Blayais sur le thème « Maintenance : préparation de l'arrêt pour maintenance et visite partielle 2VP37 ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif de contrôler l'organisation et la préparation par vos équipes de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible de type « visite partielle » n° 37 (2VP37) du réacteur 2 de la centrale nucléaire du Blayais et la prise en compte par le CNPE des exigences de la décision [4] et des demandes de l'ASN portées par la lettre de position [7]. L'inspection concernait plus généralement la préparation de la campagne d'arrêts de l'année 2021 et la prise en compte de l'exhaustivité des activités de maintenance prévues par votre référentiel ainsi que des exigences garantissant la qualité de la maintenance dans les documents opérationnels utilisés sur le CNPE du Blayais.
Les inspecteurs ont eu une impression favorable à l'issue de leur contrôle par sondage.
Ils ont constaté que les plans d'action ouverts et « clos » au titre de l'article 2.6.3 de l'arrêté [2] sur le cycle précédent l'arrêt « 2VP37 » ont bien été traités conformément à ce qui était indiqué dans le dossier [3], et que ces plans d'actions reflètent bien la réalité des informations transmises dans le dossier de présentation de l'arrêt [3]. Ils considèrent que la documentation opérationnelle qui sera utilisée pour la réalisation des activités de maintenance classées activités importantes pour la protection (AIP), permettra de garantir la qualification, prévue par l'article 2.5.1 de l'arrêté [2] des équipements importants pour la protection (EIP).
Les inspecteurs ont constaté que des contrôles requis au titre de vos programmes de maintenance ont bien été réalisés avant l'arrêt « 2VP37 » tel que prescrit et que les contrôles prescrits pendant l'arrêt « 2VP37 » sont bien programmés. Néanmoins les inspecteurs estiment que la prise en compte du retour d'expérience (REX) préalable à la réalisation de la modification PNPP 1595 relative au remplacement des têtes des soupapes de protection du réacteur est perfectible, la prise en compte de ce REX n'étant pas réalisée de manière proactive. Ils estiment par ailleurs que les vibrations hors critères mises en évidence sur des motoventilateurs doivent faire l'objet d'un examen plus poussé pour déterminer leur impact sur les exigences définies et définir des mesures correctives adaptées.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Prise en compte du retour d'experience externe, modification PNPP 1595 L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] demande que :
« **Le système de management intégré (SMI) comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant :** [...] - de recueillir et d'exploiter le retour d'expérience (REX) […] »
L'article 2.4.2 de l'arrêté [2] demande que : « **[…] L'exploitant met en place une organisation et des**
ressources adaptées pour définir son système de management intégré, le mettre en œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité. […] »
Les inspecteurs ont examiné la prise en compte par le CNPE du retour d'expérience issu de deux événements ayant eu lieu sur d'autres CNPE, au niveau des soupapes de marque « SEBIM » de protection et d'isolement du circuit primaire principal. Ils ont vérifié la manière dont vous allez décliner les actions de maintenance supplémentaires au cours de l'arrêt « 2V37 », pour éviter que ces événements ne se produisent sur le réacteur 2 et ainsi garantir l'atteinte des objectifs de sûreté liés à la modification PNPP1595 « modification des têtes de soupapes Sebim ». Les inspecteurs ont constaté plusieurs défauts de prise en compte de ce retour d'expérience externe par vos équipes en charge de la modification PNPP1595 :
- **Vos représentants ont admis qu'ils n'avaient pas connaissance du REX [8]. Cet événement a**
donné lieu à un événement significatif pour la sûreté, au cours duquel un matériel agresseur (échafaudage) aurait exercé une contrainte mécanique sur la ligne d'asservissement d'une soupape SEBIM, potentiellement à l'origine d'un sous-serrage de la vis « repère 110 » qui sert à la fixation du raccord « banjo » sur la tête de soupape. Vos représentants ont admis que les analyses de risque établies pour le montage des échafaudages nécessaires pour remplacer les têtes de soupapes pendant l'arrêt 2VP37, au titre de la PNPP 1595, ne prennent pas en compte ce risque ;
- **Vos représentants avaient connaissance du REX d'un événement [5], fin 2020, au cours duquel**
des traces blanches ont été détectées au redémarrage du réacteur, au niveau de l'interface entre une nouvelle tête de soupape de protection du circuit primaire installée au titre de la PNPP 1595 et le corps de cette soupape. Cependant ils ont expliqué aux inspecteurs que les causes de la fuite observée lors d'un essai de manœuvrabilité des soupapes quand la pression du circuit primaire est à 27 bars, ne sont pas encore complétement analysées. Ainsi, vos représentants ont expliqué que l'entreprise sous-traitante mettrait en œuvre une nouvelle procédure lors de l'intégration de la PNPP 1595 sur le réacteur n°2, pour réaliser un contrôle dimensionnel d'absence d'ovalisation de la buse de la soupape. A la suite de l'inspection, les inspecteurs ont néanmoins eu confirmation que la mise en œuvre de cette procédure est en fait consécutive à la prise en compte d'un autre REX qui n'a pas été évoqué au cours de l'inspection. En fait, les investigations s'orientent à ce jour vers un phénomène de dilation thermique différentielle et un défaut d'étanchéité radial du joint d'interface repère 3924.
Néanmoins vos représentants ont admis que l'origine de la défaillance n'est pas encore complètement connue ;
- **Vos services centraux ont émis le courrier [5] demandant aux CNPE mettant en œuvre la**
modification PNPP1595, de réaliser des actions complémentaires de contrôle au cours des essais de manœuvrabilité à 27 bars, lors du redémarrage du réacteur 2, pour détecter une éventuelle fuite et permettre une meilleure analyse du problème évoqué. Vos représentants ont admis ne pas connaitre ce courrier et ne pas avoir décliné les actions demandées sur le réacteur 2 sur lequel 2 tandems de soupapes SEBIM doivent faire l'objet de la modification PNPP 1595.
A.1 : L'ASN vous demande de prendre en compte pour les prochains arrêts de réacteur dont l'arrêt VP
37 du réacteur 2, le retour d'expérience issu des événements survenus sur d'autres CNPE. Vous vous assurerez notamment de la réalisation effective les contrôles complémentaires prescrits par vos services centraux [5]. Vous lui préciserez les actions correctives effectivement prises pendant l'arrêt VP37 du réacteur 2 ou programmées pour les arrêts à venir notamment lors de la mise en œuvre de la modification PNPP 1595 ;
A.2 : L'ASN vous demande d'améliorer significativement en application de l'arrêté [2] votre démarche de prise en compte du retour d'expérience des événements survenus sur d'autres CNPE, particulièrement dans le cadre de la réalisation des modifications. Vous lui ferez part des actions engagées.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Analyses Vibratoires Des Motoventilateurs
Les inspecteurs ont examiné les résultats d'analyses vibratoires réalisées sur des motoventilateurs, conformément à vos programmes de maintenance, sur le cycle précédent l'arrêt « 2VP37 ». Ces analyses ont pour objectif de vérifier les niveaux de vibrations de ces machines animées d'un mouvement de rotation, lesquelles peuvent, si elles sont trop élevées, contribuer à une perte de fiabilité des matériels et révéler des défauts sur ces machines. Au regard des analyses que vous avez effectuées sur un ensemble de matériels, vous avez constaté que deux machines présentent des résultats d'analyses inattendus :
- **Le ventilateur du système de ventilation des locaux d'alimentation de secours des générateurs**
de vapeur 2 DVG 002 ZV présente en un point (01AX), un niveau vibratoire en « déplacement » de 74 µm, dépassant le seuil d'alarme de 70 µm (inférieur au seuil d'arrêt du ventilateur de 140 µm), ainsi qu'un niveau vibratoire en « vitesse » de 8,4 mm/s, dépassant le seuil d'alarme de 5,6 mm/s (inférieur au seuil d'arrêt de 11,2 mm/s) ;
- **Le ventilateur du système de refroidissement des mécanismes de commande de grappe 2**
RRM 001 ZV présente en un point (01AX), un niveau vibratoire en « déplacement » de 99,5 µm, dépassant le seuil d'alarme de 70 µm (inférieur au seuil d'arrêt du ventilateur de 140 µm), ainsi qu'un niveau vibratoire en « vitesse » de 10,4 mm/s, dépassant le seuil d'alarme de 5,6 mm/s (proche du seuil d'arrêt de 11,2 mm/s). En un second point (01RV), un niveau vibratoire en « vitesse » est mesuré à 6,34 mm/s, dépassant le seuil d'alarme de 5,6 mm/s ;
- **Vos représentants n'ont pas pu confirmer les actions que vous allez réaliser à la suite des**
dépassements des seuils d'alarmes pour les niveaux vibratoires en « déplacement » et « en vitesse » de ces points et ont indiqué que ces valeurs relevées n'ont pas de conséquences sur la qualification des matériels et à fortiori sur l'atteinte des objectifs de sûreté de ces ventilateurs. En particulier les inspecteurs notent que les niveaux vibratoires relevés sur le ventilateur 2 RRM 001 ZV sont élevés, mais n'atteignent pas encore le seuil d'arrêt rendant indisponible le ventilateur, et que la tendance est une augmentation de manière significative depuis les derniers cycles. Vos représentants ont indiqué que de nouvelles mesures seront réalisées au début de l'arrêt 2VP37. Enfin, ce ventilateur fera l'objet d'une visite de maintenance de « type 2 » au cours de l'arrêt 2VP37, à la lecture du dossier [3], sans que les inspecteurs n'aient eu la confirmation que vous mettrez à profit cette visite pour réaliser une maintenance conditionnelle visant à corriger ces niveaux vibratoires anormaux.
B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse des conséquences sur les intérêts protégés au sens de l'arrêté [2] du dépassement des critères d'alarme sur les mesures vibratoires des ventilateurs. Vous ouvrirez des plans d'action en conséquence ;
B.2 : L'ASN vous demande de l'informer des suites données aux résultats non conformes des résultats des analyses vibratoires menées sur les ventilateurs 2 DVG 002 ZV et 2 RRM 001 ZV, en particulier sur la mise en œuvre d'actions correctives dès l'arrêt « 2VP37 » de 2021, permettant de revenir à des niveaux vibratoires inférieurs aux critères d'alarme.
## Programme De Maintenance Des Motoventilateurs
Les inspecteurs ont examiné l'application par vos équipes des programmes de maintenance sur les motoventilateurs, et en particulier le programme [6]. Ils ont constaté que vous réalisez de la maintenance préventive lors de chaque arrêt de réacteur :
- **Soit une visite dite de « type 1 » au cours de laquelle vous réalisez des contrôles vibratoires**
des motoventilateurs ainsi que des contrôles de température des paliers de ces motoventilateurs, afin de vérifier l'absence d'une potentielle dégradation de ceux-ci ;
- **Soit des visites plus approfondies dite de « type 2 » ou de « type 3 », au cours desquelles votre**
programme [6] ne prévoit pas de contrôle vibratoire.
Les motoventilateurs font donc à chaque arrêt pour maintenance l'objet, soit d'une visite de type 1, soit de type 2 ou de type 3. Les inspecteurs se sont interrogés sur l'absence de contrôle vibratoire et de contrôle de température des paliers sur les visites de type 2 ou de type 3 qui sont des visites intrusives, dont le programme de contrôle est pourtant renforcé par rapport à une visite de type 1.
B.3 : L'ASN vous demande de vous positionner sur l'opportunité de faire évoluer votre programme de maintenance [6] en ajoutant des actions de contrôle vibratoire et de contrôle de température des paliers sur les ventilateurs lors des visites de maintenance intrusives de types 2 et 3.
## C. Observations Analyses De Risques En Lien Avec La Modification Pnpp1595
C.1 Les inspecteurs ont examiné deux analyses de risques élaborées en préalable à la modification PNPP1595 par deux entreprises sous-traitantes « en cas 1 », devant intervenir sur votre réacteur. Les inspecteurs ont constaté que ces analyses de risque ne prennent pas en compte les risques spécifiques issus du retour d'expérience lié aux travaux de modification, ce qui fait l'objet de la demande A1. Les analyses de risques ont pour objectif principaux d'identifier les risques induits par une intervention, de définir les mesures de prévention de ces risques et le cas échéant, de prévoir des dispositions compensatoires. Néanmoins les inspecteurs constatent que ces analyses de risques sont très génériques, et couvrent un ensemble de risque de manière très générale. Ils constatent qu'elles ne prennent pas suffisamment en compte les risques particuliers liés aux spécificités du réacteur et aux conditions particulières d'intervention. Ils estiment ainsi que des analyses de risques génériques peuvent contribuer à un affaiblissement des messages relatifs aux risques spécifiques liés à l'intervention et que les informations les plus importantes pour permettre de préparer ces activités peuvent être atténuées, les analyses de risques perdant alors leur sens et étant plus difficiles à s'approprier pour les intervenants.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des** dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-DRC-2020-0330 | Référence courrier: **CODEP-DRC-2021-003005** Montrouge, le 21 mai 2021 Monsieur le directeur des **projets**
déconstruction-déchets (DP2D)
EDF SA
154 avenue Thiers 69548 Lyon Objet : Inspection de revue des projets Chinon A2 et démonstrateur industriel graphite Références : *in fine* Annexe : Demandes de l'ASN
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, définies dans le code de l'environnement, notamment au chapitre VI du titre IX de son livre V, une inspection de vos services chargés des projets de déconstruction et des déchets (DP2D) a eu lieu du 16 au 20 novembre 2020. Elle a été réalisée à distance compte tenu du contexte sanitaire. Elle a porté sur la maîtrise des projets de démantèlement de l'installation nucléaire de base n o 153, dénommée « Chinon A2 » (CHA2), et de développement du démonstrateur industriel graphite (DIG), au regard des dispositions de l'article L. 593-25 du code de l'environnement, qui vous impose de procéder au démantèlement de ses installations définitivement arrêtées « *dans un délai aussi court que possible, dans des conditions économiquement acceptables* ».
Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes qui résultent des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, en annexe au présent courrier.
## Contexte
Cette inspection a été réalisée dans le contexte du changement de stratégie opéré par EDF en 2016 concernant le programme1 de démantèlement des six réacteurs de première génération de la filière uranium naturel graphite gaz (UNGG). Le scénario technique envisagé jusqu'en 2015 consistait à démanteler les caissons de quatre réacteurs sous eau. EDF a annoncé abandonner ce scénario en raison de difficultés techniques majeures. EDF a ainsi fait le choix d'un démantèlement en air des caissons des six réacteurs, et a revu sa stratégie globale de démantèlement des UNGG. Cette nouvelle stratégie introduit notamment deux étapes de « dérisquage », visant à réduire les risques industriels associés au démantèlement des caissons. La première consiste à réaliser des simulations et des essais dans le DIG, afin d'affiner le scénario de démantèlement des caissons des réacteurs et de fiabiliser les opérations associées. La seconde correspond au démantèlement de CHA2, dont le but est de tirer
1 Un programme est défini comme un groupe de projets apparentés sur le même objectif, dont la gestion est coordonnée afin d'en tirer des avantages et une maîtrise que n'apporterait pas une gestion individuelle. La gestion en programme porte une attention particulière aux interdépendances entre projets et aide à déterminer l'approche optimale pour leur gestion. La gestion en programme nécessite une organisation et des ressources propres.
un retour d'expérience pour le démantèlement des cinq autres réacteurs. Ces choix ont pour conséquence un allongement notable des échéanciers de démantèlement.
L'ASN a pris position en mars 2020 sur ce changement de stratégie par deux décisions [1, 2]. Ces décisions encadrent les prochaines étapes du démantèlement des réacteurs UNGG, notamment le démantèlement hors caissons, le développement du DIG et le dépôt des dossiers de démantèlement. Toutefois, elles ne valident pas les échéanciers de démantèlement des six réacteurs : l'ASN estime en effet que des optimisations doivent être recherchées par EDF afin de réduire les délais dans le respect de l'obligation législative d'un démantèlement dans un délai aussi court que possible.
Une inspection de revue des projets DIG et CHA2 a été réalisée, afin d'évaluer la robustesse de l'organisation d'EDF pour conduire ces projets, qui constituent des éléments clé des opérations de « dérisquage ».
## Préparation De L'Inspection
L'équipe d'inspection a préparé l'inspection en s'appropriant les principaux documents du référentiel d'EDF pour la conduite de ses projets de démantèlement, afin de mieux comprendre les spécificités de l'organisation de l'exploitant. Cette préparation s'est déroulée sur plusieurs mois et a reposé sur la mise à disposition volontaire par EDF de l'ensemble de la documentation existante ainsi qu'à son explicitation. Les inspecteurs soulignent l'exemplarité des équipes d'EDF, qui se sont montrées disponibles, transparentes et réactives tout au long de l'exercice. À la demande de l'ASN, EDF a réalisé, avant l'inspection, une autoévaluation des deux projets DIG et CHA2, détaillant leur avancement et en justifiant leur maîtrise. Les inspecteurs soulignent la qualité du rapport remis à l'issue de cette autoévaluation. L'exploitant a également organisé, en amont de l'inspection, une visite approfondie des installations du site de Chinon, ainsi qu'une réunion technique. Ces efforts ont permis d'améliorer la compréhension par les inspecteurs des enjeux de ces projets pour EDF.
Les inspecteurs ont défini une stratégie de contrôle visant à évaluer, de manière systémique, la maîtrise de ces deux projets, en contrôlant plus particulièrement les disciplines de gestion de projets complexes (maîtrise de l'ingénierie, maturité du planning intégré de projet, gestion des opportunités et des risques, maturité du contrôle de projet, fonctionnement de la gouvernance, etc.).
## Points Forts De L'Approche D'Edf Pour La Conduite Des Projets Cha2 Et Dig
Les inspecteurs constatent une dynamique positive au sein des équipes projets. Ils soulignent la compétence et l'implication des personnels, tant dans les services centraux que sur site. Cet engagement des équipes est un élément primordial pour la réussite de tels projets.
Les inspecteurs notent également des choix techniques pertinents pour réussir un démantèlement complexe à une échelle industrielle. Ces choix incluent notamment l'investissement dans un démonstrateur industriel, dans la modélisation numérique, dans la mise en place d'un plateau de coordination des dossiers de démantèlement et dans l'analyse du retour d'expérience, notamment à l'international. EDF s'est saisie du sujet des compétences techniques en développant la filiale Graphitech en 2019. Elle réalise aussi un suivi détaillé des compétences critiques en interne et des capacités techniques du tissu industriel en externe.
La plupart des processus de gestion de projets complexes, tels que les achats, la gestion des risques, l'estimation des coûts et le contrôle de gestion, ont été mis en place et sont déclinés de manière satisfaisante. Les inspecteurs ont noté favorablement une communication importante au sein des équipes et la présentation périodique de l'avancement des projets auprès de l'instance de gouvernance, qui met à l'épreuve2 certaines propositions du projet.
Le développement en 2019 d'un guide interne pour la réalisation et l'évaluation de la maturité d'un dossier d'avant-projet sommaire (APS) et le développement en cours d'un guide similaire pour le dossier d'avant-projet détaillé (APD) devraient contribuer à l'amélioration de l'évaluation de la maturité des projets.
## Axes D'Amélioration Identifiés Par Les Inspecteurs
Les inspecteurs estiment qu'EDF devrait approfondir davantage l'étude de certains leviers de réduction des délais des étapes de « dérisquage », comme par exemple, le niveau de flexibilité dans la conception et l'exploitation de la plateforme de démantèlement3, qui pourraient potentiellement in fine réduire le délai nécessaire pour exploiter le retour d'expérience du démantèlement du caisson de Chinon A2. L'extension du périmètre du démonstrateur industriel constitue également un levier pour alléger la deuxième étape du « dérisquage » et donc sa durée. Par ailleurs, la gestion du programme de démantèlement des UNGG, incluant les projets CHA2 et DIG, devrait être renforcée, afin de mieux tenir compte des interdépendances entre projets. Une attention particulière devrait être portée à l'identification et au suivi des hypothèses techniques transverses, mais également des livrables en interface. Sur le volet de la gestion des risques, le travail d'identification des risques ayant un impact sur l'ensemble du programme de démantèlement des UNGG devrait être approfondi. Une évaluation plus poussée de la robustesse de la stratégie de modélisation de l'information devrait par ailleurs être menée.
Un réexamen régulier des hypothèses structurantes des projets, de leurs objectifs et, plus globalement, du programme de démantèlement des UNGG apparaît nécessaire compte tenu de la durée des projets et de leurs interdépendances. Il permettrait d'ajuster la stratégie en fonction de l'avancement des opérations de « dérisquage », de l'évolution des données d'entrée des projets et des connaissances et techniques disponibles. S'agissant de la stratégie de gestion des déchets de graphite, l'ASN a rappelé, dans son avis du 8 août 2020, en vue de la rédaction de la prochaine édition du plan national de gestion des matières et déchets radioactifs (PNGMDR) [5], que le centre de stockage de l'Aube (CSA) a été autorisé et mis en exploitation pour recevoir des « *déchets radioactifs solides de période courte ou moyenne et d'activité* massique faible ou moyenne », les radionucléides à vie longue n'étant présents qu'au titre de substances
« associées », en quantités négligeables. L'ASN a en conséquence estimé que si, à l'avenir, il était envisagé d'utiliser le CSA pour stocker des déchets de type FA-VL, une procédure préalable de modification du décret d'autorisation du CSA serait nécessaire. Les déchets de graphite étant des déchets FA-VL, EDF doit poursuivre ses études, dans l'objectif de mieux caractériser ces déchets, et définir un scénario de gestion compatible avec le cadre réglementaire, qui, à ce jour, ne permet pas leur stockage au CSA.
Concernant les processus de gestion de projets, EDF doit améliorer sa planification, le contrôle de cette planification et la maîtrise anticipative des échéances prévues. Les inspecteurs considèrent que cette thématique constitue une priorité. De plus, l'évaluation de la maturité des projets pourrait être davantage développée afin d'en améliorer la maîtrise. Le processus d'identification des opportunités mériterait d'être mieux exploité. Enfin, les rôles des maîtrise d'ouvrage et maîtrise d'œuvre devraient être clarifiés, afin d'en préciser les responsabilités respectives et de vérifier les compétences attendues pour chaque acteur. Plus généralement, le rôle du contrôle de projet devrait être renforcé et davantage valorisé dans l'organisation d'EDF.
## Conclusion 4
À l'issue de cette démarche de contrôle des projets, les inspecteurs disposent d'une confiance accrue dans la capacité de l'exploitant à mettre en œuvre les projets CHA2 et DIG. Les inspecteurs soulignent toutefois que les leviers d'optimisation des délais des étapes de « dérisquage » devraient être évalués de manière plus approfondie, en anticipant suffisamment certains choix qui conditionnent leur réalisation. Les inspecteurs concluent enfin à la nécessité d'une mise à l'épreuve régulière des plannings de ces projets et du programme de démantèlement des UNGG.
J'ai l'honneur de vous communiquer en annexe du présent courrier les demandes résultant de cette inspection. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses dans un délai qui n'excèdera pas douze 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 réalisation.
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'inspecteur en chef, Signé par Christophe QUINTIN
# Annexe À La Lettre Codep-Drc-2021-003005
## A. Demandes D'Actions Correctives 1. Maîtrise Des Processus De Gestion De Projets
Gestion *des plannings* EDF a mis en place une hiérarchie des plannings en fonction de l'objectif de pilotage visé, ce qui est satisfaisant. Le planning intégré de projet4 constitue une référence essentielle pour le pilotage du projet et la prise de décision par le chef de projet. Il est donc important de contrôler sa qualité technique et sa fiabilité, qui peuvent être mesurées à l'aide de critères et d'indicateurs, tels que :
- le nombre de tâches ; - l'équilibre des tâches, entre les différentes disciplines de gestion de projet (ingénierie, achat, fabrication, travaux, etc.) et les différentes étapes du projet (APS, APC5, APD, réalisation),
sur l'ensemble de son périmètre ;
- l'identification des interfaces associées ; - la structure du planning (nombre et type de liens entre les tâches, ordonnancement, etc.) ; - le réalisme des durées des tâches ; - le caractère adapté des délais-tampons et des marges qui fiabilisent les échéances critiques, notamment leur positionnement dans le planning.
De plus, une référence de base6 est associée au planning intégré de projet, à partir de laquelle est mesuré l'avancement du projet. Cette référence de base a vocation à refléter la stratégie validée par l'instance de gouvernance et à être pérenne. EDF n'a pas défini de critères de contrôle pour évaluer la qualité du planning intégré de projet. Or les contrôles réalisés par les inspecteurs révèlent des lacunes importantes par rapport aux critères et indicateurs susmentionnés. Ces lacunes remettent notamment en question la fiabilité du chemin critique et la capacité de l'exploitant à piloter efficacement le projet. La référence de base fait l'objet de deux révisions annuelles, ce qui ne permet pas de suivre dans le temps la maîtrise du planning initial. Le référentiel méthodologique d'EDF dispose toutefois que la révision de la référence de base n'intervient que lorsqu'un événement conduit à une déviation majeure pendant l'exécution du projet. Or l'exploitant a déclaré ne pas avoir enregistré de variation notable de sa stratégie depuis sa révision en 2016. En outre, le référentiel de projet de l'exploitant ne prévoit pas de réaliser de contrôle interne indépendant du planning pour le valider à l'issue d'une révision majeure, cette pratique étant pourtant recommandée pour assurer la pérennité de la référence de base. plannings de gouvernance fait courir des risques d'incohérence, d'autant que le planning de niveau un n'est pas construit automatiquement à partir du planning intégré de projet, ce qui augmente ce risque. Il est attendu que le planning de gouvernance soit unique, formellement référencé, avec une définition et une actualisation cohérentes avec le planning intégré de projet. Aussi, si la gestion des plannings est une discipline essentielle pour maîtriser un projet complexe, les inspecteurs considèrent que le processus mis en œuvre par EDF sur les projets DIG et CHA2 mérite d'être amélioré pour se situer aux meilleures pratiques de l'état de l'art.
A1. Je vous demande de réviser puis de me **transmettre votre mode opératoire de gestion des**
plannings, **qui devra** :
- **intégrer des critères techniques permettant de contrôler la qualité du planning intégré**
de projet,
- définir des dispositions permettant d'assurer la pérennité de la référence de base du planning intégré de projet,
- préciser les modalités d'élaboration du **planning de gouvernance, notamment en**
réduisant les risques d'incohérence avec les autres niveaux de planning.
Vous réaliserez en conséquence, pour chacun des projets DIG et CHA2, un planning intégré de projet et un planning de gouvernance conformes **à ce mode opératoire.**
L'estimation des durées des tâches du planning intégré de projet CHA2 est étayée par des études d'ingénierie, elles-mêmes confortées par des données de retour d'expérience. Cette approche est satisfaisante. En revanche, les principales hypothèses ne sont pas centralisées et suivies dans le temps, et les risques ne sont pas traités par des marges spécifiques. S'agissant des tâches du planning intégré du projet DIG, certaines durées, notamment au niveau de la réalisation des essais, ont été estimées à dire d'expert, ce qui rend ce planning potentiellement moins fiable. Un travail important reste à mener pour développer et fiabiliser ce planning, avant le démarrage de l'exploitation du démonstrateur. A2. Je vous demande de documenter et de suivre les principales hypothèses retenues pour construire les plannings intégrés des projets DIG et CHA2, notamment celles relatives aux durées, et d'**en évaluer les incertitudes.**
## Pilotage Du Projet
La direction des projets contractualise annuellement des objectifs de performance avec les projets concernés, qui constituent leurs jalons de pilotage. Ces jalons sont examinés régulièrement par l'instance de gouvernance, avec un indicateur visuel remonté à cet effet. La communication régulière des projets, avec leurs fournisseurs et avec les équipes internes, permet d'identifier les principales difficultés et fiabilise ces indicateurs. Les inspecteurs relèvent cependant que les objectifs de performance actuels ne couvrent pas certaines échéances intermédiaires présentant un enjeu. Or la maîtrise de ces échéances nécessite d'anticiper les principaux livrables nécessaires à leur franchissement, de les identifier comme des jalons de pilotage et de surveiller leur avancement. C'est le cas, en particulier, des livrables d'ingénierie, du fait de la prépondérance actuelle des études dans les projets DIG et CHA2.
## A3. Je Vous Demande :
a. de consolider l'identification et de suivre, sur le **périmètre des projets DIG et CHA2,**
l'ensemble des échéances intermédiaires à enjeu, b. d'identifier, pour ces échéances, les livrables à produire en amo**nt et de suivre leur**
avancement, Vous me préciserez, **en prenant en compte ma demande B1, les dispositions retenues à cet effet** et me transmettrez le support retenu pour le pilotage des deux projets.
Prévision des échéances et exploitation du contrôle de projet 7 Les inspecteurs constatent qu'EDF ne réalise pas de prévisions des échéanciers et ne suit pas la consommation des marges du planning alors que celle-ci peut fournir des indications utiles.
A4. Je vous demande de réaliser une prévision des échéances clés du projet**, à l'appui notamment**
des dispositions que vous développerez en réponse aux demandes A1, **A3, B1 et B2.**
Maîtrise des évolutions et des interfaces Les projets inspectés présentent des interfaces, aussi bien entre lots au sein d'un même projet qu'entre différents projets. Les projets ne disposent cependant pas d'une traçabilité particulière justifiant la maîtrise de ces interfaces. Par exemple, les inspecteurs relèvent que les plannings intégrés de projet ne font pas apparaître certaines interfaces, ce qui ne permet pas de démontrer qu'elles sont prises en compte de manière satisfaisante.
Les inspecteurs ont contrôlé une évolution à enjeu, concernant la modification de la dalle du démonstrateur industriel. Celle-ci a été correctement documentée par l'assistance à la maîtrise d'ouvrage, puis validée par la maîtrise d'ouvrage. En revanche, la variation correspondante du budget de référence du projet n'a pas fait l'objet d'une formalisation particulière. Sur d'autres affaires, les inspecteurs ont relevé que des variations d'estimation des coûts ne sont pas suffisamment documentées. Les variations du planning sont enregistrées dans le logiciel de planification, mais elles ne sont pas systématiquement analysées pour évaluer si une éventuelle révision de la référence de base est nécessaire. EDF indique néanmoins qu'une révision intervient chaque année, à partir des données enregistrées.
Une traçabilité adaptée est requise pour maîtriser l'impact des évolutions et de leur cumul sur la référence de base du projet, de manière intégrée entre le périmètre, le budget et le planning. Cette traçabilité facilite, de plus, les contrôles internes indépendants et assure la conservation des principales informations en cas de départ du personnel.
Les inspecteurs relèvent que le processus de gestion des évolutions n'est pas formalisé, l'objectif de l'exploitant se limitant à l'actualisation du volume d'heures d'ingénierie nécessaires. Ainsi, si une modification nécessitant une variation de plusieurs centaines d'heures d'ingénierie fait l'objet d'une fiche, une variation moins significative du volume d'heures d'ingénierie induit simplement la mise à jour directe du module concerné du logiciel de planification. De fait, le référentiel de la DP2D ne prévoit pas de critère d'évaluation des évolutions prenant en compte de manière intégrée le périmètre, le budget et le planning, en considérant à la fois les conséquences directes sur le lot concerné et les conséquences indirectes sur les lots en interface.
A5. Je vous demande de compléter votre référentiel projet en formalisant le processus de gestion des évolutions et des interfaces, en documentant les interfaces entre lots et en améliorant la traçabilité des variations de périmètre, plannings et budget afin de justifier, à tout instant, la maîtrise de la référence de base intégrée du projet. Vous me transmettrez la documentation correspondante.
Évaluation de la maturité technique *des projets* Processus d'évaluation S'agissant des affaires8 de complexité limitée, EDF réalise les études jusqu'à l'étape APS,
éventuellement jusqu'à l'étape l'APC, puis confie les études jusqu'à l'étape d'APD et les études de réalisation au titulaire, dans une logique de contractualisation en objectifs. S'agissant des affaires complexes, à la suite du changement de stratégie décidé en 2016 et de la création de filiales en 2019, EDF a modifié sa stratégie en matière de contractualisation en internalisant au niveau de ses filiales l'étape d'APD, afin de réduire les risques contractuels. La DP2D a ainsi engagé la rédaction d'un guide pour la prescription à ses filiales d'une étude à cette étape, dans la continuité de celui produit en 2019 pour l'étape APS. Les inspecteurs jugent favorablement cette initiative.
Ces guides ne portent que sur une affaire, soit une partie très limitée du projet. L'exploitant ne dispose pas, à ce jour, d'un processus d'évaluation de la maturité globale du projet sur l'ensemble de son périmètre, alors que certains lots présentent des interfaces entre eux. Par ailleurs, l'organisation ne prévoit pas de contrôles internes indépendants, tels que des revues entre pairs. Ces contrôles sont préconisés9 pour conduire les évaluations de maturité aux étapes les plus importantes du projet, en particulier les jalons d'engagement portant sur l'ensemble du périmètre du projet selon le référentiel de l'exploitant, en vue de fiabiliser la prise de décision correspondante par la gouvernance. Par exemple, les inspecteurs notent l'absence de jalon d'évaluation de la maturité du projet CHA2 en amont du dépôt du dossier de démantèlement prévu en 2022 et du projet DIG pour valider l'ensemble des études, qui sont pour certaines à ce jour à l'étape d'APS alors que le démarrage de l'exploitation du démonstrateur industriel est prévue pour 2022. L'exploitant a confirmé que le « reste à faire »
jusqu'à cette échéance était important.
A6. Je vous demande, en cohérence avec la demande A7 de la lettre [3], de formaliser **un mode**
opératoire pour l'évaluation de la maturité du projet, mettant en œuvre des contrôles internes indépendants des disciplines de gestion des projets complexes. Vous me transmettrez ce mode opératoire.
A7**. Je vous demande de définir les jalons d'engagements portant sur l'ensemble du périmètre**
des **projets DIG et CHA2 et de programmer les évaluations de maturité correspondantes.**
Les inspecteurs ont contrôlé le cahier des charges associé au programme d'essais et de simulation 3D que doit livrer l'entreprise Graphitech. Ils relèvent que celui-ci ne mentionne pas d'exigence pour la définition d'essais en modes dégradés10 alors qu'il s'agit d'un enjeu important du projet. EDF
confirme toutefois que la prestation en cours couvre ce besoin.
A8. Je vous demande de mettre en cohérence votre cahier des charges avec la prestation attendue pour le développement des essais en modes dégradés.
Stratégie de modélisation et de *gestion de l'information* EDF a décidé d'investir dans des techniques de modélisation de l'information pour renforcer sa capacité à démanteler à l'échelle industrielle les réacteurs définitivement arrêtés. Ces techniques ont notamment révélé leur intérêt dans le secteur de la construction (*Building Information Modelling* ou BIM) pour fiabiliser et accélérer la conception et la réalisation des ouvrages11. Cette approche vise à constituer et exploiter des informations numériques paramétrées et constitue une évolution organisationnelle majeure, même pour des organisations expérimentées dans la conception numérique assistée par ordinateur. EDF a ainsi dédié un projet, dénommé Dismantling Information Modelling (DIM), pour développer ces techniques et l'organisation afférente.
Ces techniques numériques présentent des enjeux techniques, organisationnels et contractuels à anticiper par la maîtrise d'ouvrage du projet pour tirer pleinement parti de cette approche. Les inspecteurs ont contrôlé les projets DIG, CHA2 et DIM au regard de ces enjeux.
S'agissant du projet DIG, l'exploitant a indiqué qu'il développerait les études de conception de la plateforme de démantèlement à l'étape APD en utilisant une approche DIM. Bien que ce travail doive démarrer à partir de la fin de l'année 2023, il n'existe pas à ce jour de stratégie documentée s'agissant des principaux enjeux à anticiper et maîtriser, tant d'un point de vue technique que contractuel
(capacités techniques spécifiques de Graphitech et des fournisseurs, contractualisation anticipée de ces derniers, capacité à assurer une collaboration numérique intégrée, etc.). S'agissant du projet CHA2, l'intérieur du caisson réacteur n'est pas accessible et l'exploitant a réalisé sa numérisation à partir de photos et plans disponibles. Cette maquette numérique, bien que dotée d'informations géométriques aussi détaillées, dispose donc d'un niveau d'informations paramétriques relativement plus faible que les autres maquettes numériques réalisées sur l'installation. Cette faiblesse peut limiter les possibilités d'exploitation future des données et donc les bénéfices du DIM.
Les inspecteurs ont demandé si l'exploitant prévoyait de modéliser la plateforme de démantèlement en interface sur cette maquette, de définir des états de configuration à différents stades du démantèlement et, plus généralement, de réaliser des simulations numériques avancées. Les usages prévus ne sont pas précisément documentés à ce jour. S'agissant du projet DIM, les niveaux de développement et de maturité du DIM n'ont pas été formellement évalués. Des réflexions ont été engagées sur les exigences d'interopérabilité entre logiciels, sur la gestion des données et leur pérennité.
Les inspecteurs estiment que la décision d'EDF d'investir dans le projet DIM est satisfaisante. Ils en soulignent néanmoins l'importance pour le programme de démantèlement et donc l'enjeu à le maîtriser.
A9. Concernant le projet DIM, je vous demande :
a. de me transmettre, avant le 31 décembre 2022, une stratégie détaillée du développement du DIM pour les besoins des projets CHA2 et DIG, en évaluant particulièrement :
- son avancement visé aux différentes étapes des projets CHA2 et DIG, en considérant autant que possible les critères préconisés par l'état de l'art du BIM
(niveau de maturité, niveau de développement, format d'échange, **etc.),**
- l'ensemble des enjeux techniques, **organisationnels et contractuels que la maîtrise**
d'ouvrage a identifiés pour ces projets, en précisant les exigences afférentes et les principales dispositions de maîtrise **associées** ;
b. de réaliser, avant transmission à l'ASN, une évaluation indépendante de cette **stratégie**
de modélisation et de gestion de l'information. Vous évaluerez **en particulier**
l'anticipation **de la déclinaison de cette stratégie dans le but d'en tirer tous les bénéfices** pour le programme de démantèlement, notamment dans une perspective de réduction
11 L'une des caractéristiques de l'approche BIM est l'échange autour de modèles virtuels d'ouvrages créés numériquement. Ces modèles facilitent la conception, l'analyse et le contrôle.
des délais globaux de démantèlement. Cette évaluation examinera tout particulièrement l'analyse que vous produirez en réponse à ma demande A18. Vous me transmettrez les conclusions de cette évaluation, **ainsi que le plan d'action associé.**
## Stratégie De Gestion Des Déchets De Graphite
Le démantèlement des six caissons réacteurs UNGG produira de l'ordre de 15 000 tonnes de déchets de graphite. Ces déchets sont des déchets de faible activité à vie longue (FA-VL). La stratégie de référence d'EDF, pour la gestion des déchets de graphite qui seront produits par le démantèlement du caisson réacteur de Chinon A2, n'est pas apparue compatible avec le cadre réglementaire applicable. En effet, EDF envisage de stocker les déchets de graphite du réacteur de Chinon A2 au centre de stockage de l'Aube (CSA), sous réserve de pouvoir démontrer leur compatibilité avec la démonstration de sûreté de cette installation. Dans sa décision du 3 mars 2020 [2], l'ASN indique que l'acceptabilité des déchets FA-VL au CSA n'apparait pas acquise et prescrit à EDF de présenter dans ses futurs dossiers de démantèlement une stratégie compatible avec l'absence de disponibilité d'un stockage. De plus, dans son avis du 6 août 2020 [5], l'ASN a précisé qu'elle « *considère d'une manière* générale que les déchets FA-VL doivent être stockés dans des installations dûment autorisées à cette fin. Ainsi l'ASN estime que, si, à l'avenir, il était envisagé d'utiliser le CSA pour stocker des déchets de type FA*-VL,*
une procédure préalable de modification du décret d'autorisation du CSA serait nécessaire et la capacité du CSA à stocker les déchets pour lesquels il est actuellement prévu ne devrait par ailleurs pas être obérée.».
L'exploitant n'a pas encore analysé l'impact de cette incompatibilité sur sa stratégie de référence. En particulier, le changement d'exutoire peut nécessiter, par exemple, un entreposage intermédiaire si la filière de gestion n'est pas disponible ou une évolution du procédé de conditionnement, pour le stockage ou l'entreposage. Ces changements peuvent induire une évolution des procédés de démantèlement du caisson réacteur de CHA2. En conséquence, la mise à jour de la stratégie de référence peut nécessiter des évolutions du programme d'essais sur le démonstrateur industriel. Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que la note d'organisation du projet était obsolète et n'intégrait pas les jalons décisionnels majeurs, comme la décision de construire un nouvel entreposage pour les déchets de graphite. Elle ne mentionnait pas non plus les études de recherche et développement à mener pour le conditionnement de ces déchets, pourtant prescrites par l'article D. 542-76 du code de l'environnement. L'exploitant s'est engagé à la mettre à jour en 2021.
A10. Je vous demande :
a. de prendre en compte le cadre réglementaire applicable à ce jour, qui ne permet pas le stockage des déchets de graphite au CSA, dans la définition de la stratégie de référence de gestion des déchets de graphite de CHA2 **en réponse à l'article 2 de la décision de l'ASN** du 3 mars 2020 [2] ;
b. de joindre au dossier de démantèlement de Chinon A2 **une note détaillée précisant les**
études menées pour mettre en œuvre un procédé de conditionnement adapté **ainsi que les** stratégies alternatives étudiées. Vous en expliciterez **les principaux jalons** ;
c. d'évaluer l'impact de l'avis de l'ASN [5] sur les procédés de démantèlement retenus pour le **projet CHA2 et le programme d'essais correspondant en développement pour le projet**
DIG. **Vous m'informerez des conclusions de votre évaluation** ;
d. de mettre à jour**, à l'issue de la révision de votre stratégie de référence de gestion des**
déchets de graphite de CHA2, la documentation des projets de gestion des déchets de graphite, DIG et CHA2 **(planning, registre des risques, note d'organisation, etc.).**
Les inspecteurs ont contrôlé le processus de gestion des opportunités et des risques, notamment le registre correspondant pour les projets DIG et CHA2. S'agissant de la gestion des risques, les inspecteurs considèrent que le processus est correctement mis en œuvre. En revanche, les inspecteurs ont relevé qu'aucune opportunité n'était inscrite dans le registre. A11. Je vous demande de **mettre en œuvre le processus d'identification des opportunités pour les**
projets DIG et CHA2 et de les enregistrer **dans le registre correspondant.**
## 2. Maîtrise De L'Organisation Des Projets
Rôles et fonctionnement de la maîtrise d'ouvrage (MOA) et de la maîtrise d'œuvre (MOE)
L'article L. 593-25 du code de l'environnement dispose que le démantèlement des installations nucléaires de base doit être mis en œuvre dans un délai aussi court que possible, dans des conditions économiquement acceptables. En conséquence, l'ASN considère que ces projets doivent être pilotés par le planning12, ce qui nécessite une organisation adaptée.
EDF a documenté, dans le référentiel de gestion des projets du groupe, des dispositions générales concernant la conduite des projets. Ce référentiel n'est pas appliqué aux projets DIG et CHA2, s'agissant notamment du fonctionnement de la MOA et de la MOE.
S'agissant de la maîtrise d'ouvrage, les contrôles réalisés par les inspecteurs relèvent que la DP2D
concentre à la fois les rôles de MOA et de MOE, sans les distinguer. L'état de l'art en gestion de projets complexes préconise de les distinguer, même si ces acteurs sont internes à la même entreprise, afin d'en clarifier les responsabilités respectives. De plus, les inspecteurs ont noté qu'EDF envisage de réorganiser son ingénierie, afin de renforcer les capacités de la DP2D à réaliser en interne ses études. Les inspecteurs soulignent, dans ce contexte, l'enjeu à clarifier et distinguer les rôles de MOA et MOE au sein de la DP2D.
S'agissant de la maîtrise d'œuvre, la DP2D retient un fonctionnement différent de celui décrit dans ce référentiel, fonctionnement qui n'est pas défini.
A12. Je vous demande de clarifier les rôles de MOA et MOE et de distinguer les personnels correspondants au sein des équipes EDF. Vous me transmettrez, à l'issue de sa révision et en prenant en compte ma demande B6, **le référentiel de gestion de projet concerné et les**
nouvelles notes d'organisation des projets DIG et CHA2.
## Graphitech
EDF a créé en 2019 sa filiale Graphitech pour renforcer ses capacités techniques et conduire, à une échelle industrielle, le programme de démantèlement des réacteurs UNGG. Graphitech dispose formellement, selon le cahier des charges établi par EDF pour cette prestation, du rôle de MOE pour la définition et la conduite des essais sur le démonstrateur industriel. Ce rôle pourra être reconduit pour les étapes suivantes (études de conception et de contractualisation de la plateforme, coordination des fournisseurs, exploitation de la plateforme et coordination des titulaires chargés des opérations de démantèlement). Graphitech occupe ainsi un rôle central pour la réussite du programme, dans la mesure où elle proposera à la MOA les essais visant à qualifier les solutions techniques retenues pour démanteler le premier réacteur du programme. La poursuite du développement du projet DIG dépend actuellement de livrables importants que doit remettre Graphitech en 2021, parmi lesquels les programmes d'essais et de simulation 3D en particulier.
Les inspecteurs ont contrôlé l'évaluation, par EDF, des capacités techniques de Graphitech en sa qualité de MOE pour la prestation en cours. EDF n'a pas formalisé d'évaluation à cet effet, s'agissant plus particulièrement des compétences et du système de management interne. Les inspecteurs considèrent que la création récente de la société Graphitech en 2019 renforce l'enjeu de cette évaluation. Enfin, Graphitech devra assurer son rôle de MOE en maîtrisant les techniques et organisations relatives au projet DIM, qui n'ont pas non plus été évaluées par EDF.
A13. Je vous demande de réaliser une évaluation des capacités techniques de Graphitech en sa qualité de MOE**, pour l'accomplissement des missions que vous lui avez confiées par**
contrat **(compétences et système de management interne), en incluant notamment les**
exigences supplémentaires requises pour mettre en œuvre le DIM. Vous m'informerez des conclusions de votre évaluation et du plan d'action retenu.
Les inspecteurs ont relevé que le volume d'heures de travail contractualisé avec Graphitech était particulièrement élevé sur la période 2020-2024, et constituait le poste d'ingénierie le plus important à l'échelle des deux projets. Toutefois, la MOA du projet DIG ne dispose que du chef de lot pour le piloter, avec l'appui du chef de projet ainsi qu'une ressource de l'ingénierie de la DP2D. Un gréement suffisant de la maîtrise d'ouvrage est nécessaire pour maîtriser la MOE. A14**. Je vous demande, dans le cadre d'un contrôle interne indépendant, objet de ma demande**
A6, et avant de confirmer la maturité du projet, objet de ma demande A7, d'é**valuer le**
caractère suffisant des ressources humaines allouées à la MOA sur le projet DIG. Vous m'informerez des conclusions et des éventuelles actions d'amélioration retenues.
## 3. Opportunités Pour Réduire La Durée Des Opérations De « Dérisquage »
Stratégie de réduction des risques en deux étapes EDF a achevé, en 2017, les études de niveau APS concernant le projet DIG. Une étape APS vise à évaluer des options puis à en sélectionner une, suivant des critères fixés par la maîtrise d'ouvrage, pour la développer ensuite à l'étape d'APD. Les inspecteurs ont contrôlé la façon dont la maîtrise d'ouvrage avait considéré les dispositions de l'article L. 593-25 du code de l'environnement pour définir ces critères. Les inspecteurs relèvent l'absence de mise à l'épreuve, pendant cet APS, des options retenues en 2016, dans l'objectif d'assurer les délais de démantèlement les plus courts. Le choix actuel de retenir une stratégie de réduction des risques en deux étapes, notamment la seconde étape qui nécessitera de réaliser la majorité du démantèlement du caisson réacteur de CHA2 avant d'engager le démantèlement des caissons des réacteurs suivants, allonge l'échéancier du programme de démantèlement. L'exploitant justifie cette deuxième étape par la nécessité, d'une part, de finaliser le dérisquage par des opérations dans les conditions réelles, ainsi que de valider les options techniques retenues et éventuellement les optimiser, et, d'autre part, de confirmer la conception et les performances réelles de la plateforme (cadence, maîtrise de l'environnement, etc.) du fait des contraintes particulières induites par l'environnement nucléaire. Les inspecteurs ont contrôlé le caractère suffisamment approfondi des réflexions menées durant l'APS.
Opportunité d'une conception flexible de la plateforme de démantèlement L'exploitant a indiqué que des aléas pourraient être rencontrés pendant l'exploitation de la plateforme de démantèlement sur le caisson du réacteur Chinon A2. Pour cette raison, l'exploitant envisage d'attendre la fin du retrait des briques graphites du caisson pour tirer le maximum de retour d'expérience afin de décider des éventuelles évolutions de conception de cet équipement avant de poursuivre le programme de démantèlement. Les inspecteurs ont contrôlé si l'exploitant avait évalué l'opportunité d'une conception flexible de la plateforme, dès l'APS et indépendamment des optimisations qui interviendront durant l'APD. Cette exigence de flexibilité permettrait d'adapter la plateforme, pendant son exploitation, aux aléas prévisibles. Elle pourrait permettre de réduire le délai de la deuxième étape de « dérisquage », voire de s'en affranchir si la conception de la plateforme est suffisamment flexible. Ainsi, si le simulateur de plateforme (structure porte-outils), qui sera utilisé dans le démonstrateur industriel pour réaliser les essais, est déjà conçu avec une exigence de flexibilité, qui se traduit en pratique par des équipements modulaires, cette approche n'a pas été considérée à ce stade pour la conception de la plateforme. Une conception modulaire pourrait présenter des bénéfices13.
## A15. Je Vous Demande D'Examiner La Possibilité De Retenir Une Exigence De Flexibilité Pour La Conception Et L'Exploitation De La Plateforme De Démantèlement, Dans Le But De Réduire La Durée De La Deuxième Étape De « Dérisquage ». Périmètre De Réduction Des Risques Sur Le Démonstrateur Industriel
Les configurations pour lesquelles les risques ne peuvent être levés sur le démonstrateur industriel
(étape 1) et nécessitant des essais en conditions réelles sur Chinon A2 (étape 2) ne sont pas précisément détaillées ni justifiées. L'importance et la durée de cette deuxième étape ne sont donc pas formellement justifiées alors qu'elles conditionnent l'échéancier du programme de démantèlement. Les inspecteurs relèvent, par exemple, que la réduction de la visibilité est une contrainte que l'exploitant prévoit d'évaluer seulement à partir de l'étape 2. Les inspecteurs ont contrôlé si la possibilité de tester sur le démonstrateur industriel des configurations avec réduction de la visibilité avait été étudiée pour réaliser d'éventuels essais durant l'étape 1 et réduire d'autant la durée et les risques de l'étape 2. Cette étude n'a pas été réalisée, alors que reproduire fidèlement l'environnement pour valider les essais sur un démonstrateur industriel est ici un enjeu majeur, identifié par ailleurs dans l'état de l'art14. Par ailleurs, les inspecteurs notent également qu'un nombre limité des fonctions de la plateforme ferait l'objet d'essais sur le démonstrateur industriel, les essais sur les autres fonctions étant reportés par défaut à l'étape 2.
Par ailleurs, l'étude d'une conception flexible de la plateforme, objet de ma demande A15, renforce l'intérêt d'une seconde étude relative à l'augmentation du périmètre des configurations couvertes lors de l'étape 1. En effet, l'étude d'une conception flexible vise notamment à réduire le besoin de retour d'expérience des opérations qui seront conduites sur Chinon A2. Si, de plus, le périmètre de l'étape 1 est étendu pour traiter un nombre plus élevé de configurations, les résultats combinés de ces deux études pourraient permettre de réduire notablement l'échéancier global du programme de démantèlement.
notamment de ma demande A15, **dans le but de réduire l'échéancier du programme de**
démantèlement. Vous préciserez et justifierez, à l'issue de votre analyse, les configurations retenues pour la deuxième étape.
*Justification des durées pour le traitement du retour d'expérience du démantèlement de Chinon A2* Les inspecteurs relèvent, s'agissant du traitement du retour d'expérience des opérations de démantèlement qui seront effectuées sur Chinon A2, que l'exploitant retient des durées significatives, variant de 5 à 11 ans suivant les étapes du démantèlement considérées. En raison de ces durées, l'exploitant ne retient pas la possibilité d'avancer le début du démantèlement des réacteurs suivants. Or la durée de l'échéancier du traitement du retour d'expérience, bien que présentée dans le dossier de stratégie de démantèlement, n'est pas justifiée par une analyse particulière (documentation des principales hypothèses, étude d'opportunités pour réduire ces durées, identification des risques associés à l'échéancier, anticipation des enjeux, planning détaillé justifiant l'ordonnancement, etc.).
## A17. Je Vous Demande :
a- de formaliser une analyse détaillée justifiant la durée de l'échéancier du traitement du retour d'expérience du démantèlement de Chinon A2, b- **d'étudier les opportunités susceptibles de réduire cette durée.**
Mise à l'épreuve des *échéanciers grâce au développement du DIM*
Les études de conception et de contractualisation de la plateforme de démantèlement sont prévues à partir de 2023, sur une durée de quatre ans. Cette durée n'a pas été documentée et a été estimée à dire d'expert. Ces études s'effectueront en interface avec le programme d'essais, qui sera lui-même conduit simultanément sur le démonstrateur industriel. L'exploitant n'a pas mis à l'épreuve cette durée en évaluant le bénéfice de la déclinaison du projet DIM, notamment en contractualisant plus tôt avec les fournisseurs et en développant une approche collaborative avec ceux-ci pour accélérer le traitement des évolutions et la conception numérique de l'équipement.
Par ailleurs, s'agissant de l'échéancier du traitement du retour d'expérience du démantèlement de Chinon A2, les inspecteurs ont également relevé l'absence de mise à l'épreuve de cette durée grâce au développement du DIM.
A18. Je vous demande de mettre à l'épreuve les échéanciers des projets CHA2 et DIG, et du programme de démantèlement des réacteurs UNGG, grâce à la déclinaison du projet DIM, en évaluant tout particulièrement son potentiel d'accélération du programme **au regard de**
l'état de l'art **sur le BIM.**
## Parallélisation Accrue Des Essais Dans Le Démonstrateur Industriel
Les inspecteurs ont contrôlé les choix d'ordonnancement pour construire le planning du démonstrateur industriel. L'exploitant prévoit la réalisation concomitante, chaque année, des programmes d'essais de deux familles de maquettes, parmi les six définies pour les besoins du projet Chinon A2. Cette cadence est contrainte notamment par la limitation à un exemplaire du simulateur de plateforme.
Des alternatives d'ordonnancement n'ont pas été introduites pendant l'étape APS pour réduire la durée de l'étape 1, en considérant notamment d'éventuels moyens supplémentaires (par exemple, un second exemplaire de simulateur de plateforme) et une organisation différente (fonctionnement en équipes postées, parallélisations supplémentaires, etc.).
L'enjeu de ces évaluations est élevé, du fait de leur impact potentiel sur l'échéancier du programme de démantèlement.
A19. **Je vous demande d'évaluer la possibilité de renforcer l'organisation et les ressources du**
démonstrateur industriel pour rapprocher les échéances **des projets DIG et CHA2.**
Évaluation du bénéfice de la stratégie de « dérisquage » *pour les autres réacteurs du programme de* démantèlement Une analyse de type Monte Carlo a été conduite pour évaluer les risques techniques associés au démantèlement du caisson de Chinon A2. Elle est aussi valable pour les autres réacteurs UNGG.
Cette analyse quantitative indique que ces risques techniques diminueront notablement grâce aux essais réalisés sur le démonstrateur industriel, puis au démantèlement du caisson de Chinon A2, ce qui justifie le programme de « dérisquage » en deux temps. Cependant, cette analyse ne tient pas compte des risques spécifiques des caissons des autres réacteurs. En conséquence, le bénéfice du démonstrateur industriel et du démantèlement du caisson de CHA2 pour les autres réacteurs du programme n'est pas à ce jour entièrement justifié.
EDF a toutefois développé en 2018 une analyse de la compatibilité du démonstrateur industriel avec les besoins du démantèlement des autres caissons UNGG, ce qui est satisfaisant. Cette étude doit être approfondie, pour notamment évaluer de manière plus précise le bénéfice du démonstrateur industriel pour les autres réacteurs.
A20. Je vous demande d'évaluer et de justifier, de manière détaillée, **le bénéfice du programme**
de « dérisquage » pour les autres réacteurs du programme, en intégrant les risques spécifiques à chaque réacteur, et en distinguant les risques pour lesquels le retour d'expérience des essais conduits pour le projet CHA2 sera suffisant et ceux qui nécessiteront des essais spécifiques sur le démonstrateur industriel.
A21. Je vous demande, pour chacune de mes demandes A15 à A20, de me transmettre, avant le 31 décembre 2022, une note technique suffisamment détaillée en vue de son expertise. Vos critères de décisions devront prendre en compte notamment l'incitation de l'ASN **formulée**
par courrier [4**] à ne pas dépasser la durée de 15 ans entre l'ouverture des caissons des** premiers et derniers réacteurs. À l'issue de vos réflexions, vous veillerez à actualiser dans votre dossier votre stratégie de réduction des risques en deux étapes.
## 4. Gestion Du Programme De Démantèlement Des Réacteurs Ungg Gestion Des Opportunités Et Des Risques
Les opportunités et les risques identifiés par chaque projet sont hiérarchisés. Les risques qui présentent un impact générique (risques de niveau zéro) sont transférés au niveau du programme pour assurer leur gestion. Les inspecteurs ont relevé que EDF n'identifie à ce jour aucun risque de niveau zéro, alors que les projets DIG et CHA2 ont un caractère préfigurateur pour le programme.
De même, aucune opportunité à caractère générique n'est identifiée.
A22. Je vous demande **de réaliser, sur les projets DIG et CHA2, un travail d'identification des**
opportunités et des risques « de niveau zéro », en portant une attention particulière aux opportunités susceptibles de réduire l'échéancier du programme. Vous m'indiquerez les principales opportunités et risques de niveau zéro identifiés à cet effet.
Spécificités *d'un programme à échéancier long*
*Documentation de la stratégie et les dispositions de maîtrise d'un programme à échéancier long* Les projets de démantèlement des réacteurs UNGG sont complexes et sont coordonnés dans un programme qui s'inscrit sur un échéancier long. EDF prévoit à ce jour son achèvement pour la fin du XXIesiècle. Un tel échéancier nécessite d'anticiper des problématiques qui se poseront inévitablement sur le long terme, telles que l'obsolescence des technologies, la conservation des données ou encore l'évaluation des capacités techniques du tissu industriel et de la sous-traitance. Les contrôles menés par les inspecteurs montrent qu'EDF a pleinement conscience de ces enjeux et développe des réflexions adaptées en ce sens. Cependant, EDF ne documente pas de manière particulière cette stratégie, ni les dispositions retenues pour maîtriser les enjeux correspondants. Le DIM, en cours de développement, pourrait notamment permettre de répondre à plusieurs de ces enjeux. Toutefois, le projet DIM se concentre pour l'instant sur des enjeux de court-terme.
A23. Je vous demande de formaliser, dans la gestion de votre programme, les dispositions particulières pour le maîtriser sur un échéancier long. Je vous demande d'examiner l'opportunité de **parangonner des industriels confrontés à la gestion de programmes** complexes sur un échéancier long pour renforcer votre stratégie. **Vous m'informerez des**
conclusions des éventuelles actions que vous aurez décidées **à cet effet.**
## Gouvernance
EDF a confirmé sa volonté de réexaminer le planning du programme lorsque certains choix techniques et opportunités associées auront été affermis et quand des éléments de retour d'expérience seront disponibles et analysés (résultats d'essais, fin de phases du démantèlement de Chinon A2). Les hypothèses à l'appui des scénarios de démantèlement, à partir desquelles est notamment construit le planning du programme, sont en effet évolutives. Or la gouvernance de l'exploitant ne prévoit pas à ce jour de réexamen périodique approfondi de ces hypothèses en vue de mettre à l'épreuve la stratégie du programme et son planning directeur. Les inspecteurs notent cependant le concept d'un « jalon de revoyure », prévu par EDF dans son dossier de stratégie de démantèlement, qui vise à réinterroger l'échéancier du programme.
A24. Je vous demande de mettre en place une réévaluation périodique et approfondie des principales hypothèses du programme de démantèlement des réacteurs UNGG et des projets supports associés, en vue notamment de mettre à l'épreuve son échéancier global.
B. Compléments **d'information**
1. *Maîtrise des processus de gestion de projets* Pilotage du projet Les inspecteurs relèvent que, si les livrables et jalons intermédiaires sont globalement planifiés et leur atteinte pilotée dans les instances opérationnelles des projets, l'exploitant ne retient pas l'usage d'outils15 préconisés à cet effet par l'état de l'art en gestion des projets complexes.
B1. En complément de ma demande A3, je vous demande **d'examiner l'opportunité de compléter**
votre approche en utilisant de nouveaux ou**tils, simples et préconisés par l'état de l'art, pour** renforcer le pilotage de vos projets.
Prévision des échéances et exploitation du contrôle de projet Les inspecteurs ont contrôlé, pour les disciplines « ingénierie » et « travaux », le processus de contrôle de projet mis en œuvre au travers de l'application de la méthode de la valeur acquise16. Les inspecteurs relèvent que cette méthode est mise en œuvre sur l'ensemble du périmètre planifié et que les écarts de délai17 sont identifiés, ce qui est satisfaisant. En revanche, ces écarts n'apparaissent pas suffisamment analysés, et la productivité n'est pas évaluée. EDF ne réalise pas de prévisions des échéanciers et simplifie celles relatives aux coûts estimés pour achèvement, pour l'année en cours et à terminaison. Les inspecteurs ont contrôlé le planning de l'ingénierie, qui apparait insuffisamment détaillé, avec des durées de tâches trop longues pour permettre de telles prévisions. Les projets ne retirent donc pas tous les bénéfices de la méthode de la valeur acquise pour le pilotage du projet, en particulier pour les prévisions de l'échéancier et des coûts.
B2. En complément de ma demande A4, j**e vous demande d'examiner l'opportunité d'exploiter**
de manière plus avancée la méthode de la valeur acquise, pour conforter les prévisions des échéanciers et des coûts. Vous m'informerez de vos conclusions.
## Rôle Des Fonctions Projets
Dans certaines industries mettant en œuvre des projets complexes, les organisations associées disposent d'une fonction de responsable du contrôle de projet pour appuyer, stratégiquement, le chef de projet dans son pilotage. Par ailleurs, ces organisations assignent également des missions et responsabilités particulières aux fonctions projets (planificateur, gestionnaire des risques, contrôleur de coûts) à cet effet. Les inspecteurs n'ont pas relevé de telles pratiques chez EDF
s'agissant de l'organisation des projets DIG et CHA2.
B3. Je vous demande d'examiner l'opportunité de renforcer le rôle **des fonctions projets**
(planificateur, gestionnaire des risques, contrôleur de gestion opérationnel) afin de développer une vision intégrée en appui aux chefs de lot et au chef de projet pour leur pilotage**. Vous m'informerez de vos conclusions.**
Évaluation de la maturité technique des projets
*Processus d'évaluation* La DP2D a engagé la rédaction d'un guide pour la prescription à ses filiales de ses attentes concernant les études à l'étape d'APD, dans la filiation de celui produit en 2019 pour l'étape d'APS.
Les inspecteurs jugent favorablement cette initiative.
B4. En complément de ma demande A6, je vous **demande** :
a. d'indiquer l'échéance à laquelle le guide relatif à la réalisation et l'évaluation de la maturité d'un dossier à l'étape APD **sera diffusé, puis de me transmettre celui-ci.**
b. d'évaluer l'opportunité de réaliser un guide similaire pour l'étape d'avant-projet consolidé
(APC), qui est, selon votre terminologie, **une étape intermédiaire entre l'APS et l'APD.**
*Stratégie de modélisation et de gestion de l'information* EDF a déclaré, au cours de l'inspection, avoir engagé des échanges sur les techniques du BIM avec des exploitants nucléaires français. Les inspecteurs n'ont toutefois pas relevé de parangonnage particulier effectué auprès d'industries non nucléaires, notamment celles qui retirent effectivement un bénéfice de ces outils en termes de réduction des échéanciers des projets complexes.
B5. En complément de ma demande A9, je vous demande **d'examiner l'opportunité de réaliser**
un parangonnage des industries ayant mis en œuvre une approche BIM, afin de renforcer votre stratégie.
## 2. Maîtrise De L'Organisation Des Projets
Rôles et fonctionnement de la maîtrise d'ouvrage (MOA) et de la maîtrise d'œuvre (MOE)
Les inspecteurs ont conclu à la nécessité de définir, clairement, les missions et responsabilités de la MOA et de la MOE. Lorsqu'il s'agit d'entreprises différentes, ces acteurs sont nécessairement liés par un contrat. Lorsqu'il s'agit d'une même entreprise, cette pratique reste néanmoins recommandée pour assurer une conduite rigoureuse du projet. B6. En complément de ma demande A12, je vous demande **d'examiner l'opportunité d'une**
contractualisation interne MOA-MOE pour les personnels EDF concernés.
## 3. Élargissement Des Améliorations Précédentes À L'Ensemble Des Projets De La Dp2D
L'enjeu des demandes précédentes dépasse le cas des projets DIG et CHA2 et concerne, plus globalement, l'ensemble de l'organisation de l'exploitant pour la conduite de ses projets de démantèlement, mais également de gestion des matières et déchets radioactifs, notamment de combustibles usés. Les inspecteurs ont contrôlé si la DP2D a considéré et tiré parti du plan Excell18 en cours de mise en œuvre par EDF. B7**. Je vous demande d'examiner l'opportunité d'élargir aux autres projets développés par la**
DP2D les améliorations à caractère générique associées aux demandes précédentes. Je vous incite à considérer les réflexions en cours par EDF au travers du plan Excell, notamment le volet 3 concernant la gouvernance des grands projets nucléaires, en vue d'assurer une démarche d'amélioration de la gestion des projets complexes cohérente au sein du groupe EDF. Vous m'informerez des éventuelles actions retenues à cet effet.
## C. Observations
L'ASN sera particulièrement attentive à la qualité des études d'opportunités visant à réduire les durées des étapes de dérisquage, objet de ma demande A21. En effet, ces études sont déterminantes pour l'élaboration de l'échéancier de démantèlement de l'INB n o 153 sur lequel les autorités prendront position à l'issue de l'instruction du dossier de démantèlement, qui doit être déposé avant la fin de l'année 2022. Pour fiabiliser l'instruction des questions relatives aux échéanciers, il conviendra de proposer à l'ASN, à mi-parcours avant l'échéance susmentionnée, une réunion technique relative à l'avancement de ces études d'opportunités, dans le but de justifier un travail de mise à l'épreuve des échéanciers du projet de démantèlement de l'INB n o 153 et du programme de démantèlement des réacteurs UNGG à la hauteur des enjeux.
## References
[1] Décision no 2020-DC-0686 de l'ASN du 3 mars 2020 prescrivant le dépôt des dossiers de démantèlement de Chinon A1 et A2
[2] Décision no CODEP-CLG-2020-021253 du président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 3 mars 2020 fixant des prescriptions relatives à la préparation au démantèlement des réacteurs Chinon A1 et A2 et aux prochaines étapes de démantèlement des réacteurs Bugey 1, Chinon A3, Saint-Laurent A1 et A2
[3] Courrier ASN CODEP-STR-2020-004037 du 29 janvier 2020
[4] Courrier ASN CODEP-DRC-2020-021602 du 13 mars 2020
[5] Avis no 2020-AV-0357 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 6 août 2020 sur les études relatives à la gestion des déchets de faible activité à vie longue (FA-VL) remises en application du plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs 2016-2018, en vue de l'élaboration du cinquième plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs |
INSSN-LIL-2021-0354 | Lille, le 1er **mars 2021**
Référence courrier : CODEP-LIL-2021-011070 **Monsieur le Directeur du Centre**
Nucléaire de Production d'Electricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Centrale nucléaire de Gravelines - INB n° 96, 97 et 122 Inspection n° INSSN-LIL-2021-0354 effectuée le **24 février 2021**
Thème : "Inspection suite à événement - Indisponibilité de la source électrique externe des réacteurs 5 et 6 - Surintensité dans plusieurs matériels électriques" Réf. :
[1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de**
base
[3] **Décision n° 2014-DC-444 de l'ASN du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des**
réacteurs électronucléaires à eau sous pression
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en références, une inspection suite à événement a eu lieu le 24 février 2021 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines sur le thème repris en objet.
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
Le lundi 22 février 2021, l'ASN a été informée d'un événement à la centrale nucléaire de Gravelines : suite à une intervention visant à rétablir l'alimentation du tableau des auxiliaires permanents (LGB) du réacteur 6, le transformateur de soutirage (TS, 400 kV) a alimenté le transformateur auxiliaire 7 LGR 001 TA (TA, 225 kV), ce qui a généré une surintensité dans plusieurs matériels électriques. L'inspection du 24 février 2021 avait pour objet :
**de comprendre le déroulé des événements et d'en identifier les causes ;** **de vérifier la stratégie d'EDF pour s'assurer de la disponibilité des sources électriques externes**
en vue du redémarrage du réacteur 6.
## Déroulement De L'Événement
Le jeudi 11 février 2021, vous avez constaté une montée en pression dans la tête d'un câble d'alimentation reliant le poste d'alimentation de 225 kV du site (poste 0 LGR dit "Warande") situé dans le bâtiment des auxiliaires généraux (BAG), au transformateur auxiliaire 7 LGR 002 TA. Après diagnostic, vous avez déclaré le transformateur 7 LGR 002 TA indisponible. Le dimanche 14 février 2021, en application des spécifications techniques d'exploitation, vous avez replié le réacteur 6 dans le domaine "arrêt normal refroidi par le système de refroidissement du réacteur à l'arrêt" (AN/RRA). À la suite du repli du réacteur, vous avez également déclaré un événement significatif pour la sûreté. Le réacteur 6, en particulier les tableaux d'alimentation des auxiliaires de tranche (LGA) et les tableaux d'alimentation des auxiliaires permanents (LGB), est alimenté par le transformateur de soutirage, via la ligne de 400 kV.
Le diagnostic que vous avez mené montre une fuite de gaz isolant SF6 **d'un sectionneur du poste** 0 LGR Warande vers un câble d'alimentation sous huile, ce qui nécessite de remplacer ladite tête du câble. Afin de retrouver la disponibilité de la source électrique externe auxiliaire de 225 kV pour le réacteur 6, vous avez réalisé, les 19 et 20 février 2021, l'éclissage du transformateur 7 LGR 001 TA sur le transformateur 7 LGR 002 TA. Cette activité s'est terminée dans la soirée du 20 février 2021.
A l'issue de cette opération d'éclissage, afin de rendre possible l'alimentation du tableau 6 LGB par le transformateur 7 LGR 001 TA, vos équipes ont dû réaliser plusieurs manœuvres d'exploitation visant :
**dans un premier temps, à réalimenter le transformateur 7 LGR 001 TA par le poste**
d'alimentation 0 LGR. Cette activité a été effectuée par les équipes de conduite du site le samedi 21 février au cours du quart d'après-midi) ;
**puis, à embrocher le disjoncteur 6 LGB 002 JA reliant le transformateur 7 LGR 001 TA au tableau**
6 LGB. Cette activité a été réalisée par l'équipe de conduite du quart de la nuit du samedi 20 au dimanche 21 février.
Les inspecteurs se sont notamment intéressés aux circonstances de cette activité de ré-embrochage, au cours de laquelle une erreur d'exploitation a mené à l'alimentation du transformateur auxiliaire 6 LGR 001 TA par le transformateur de soutirage. Cette activité ne portant que sur l'embrochage des disjoncteurs et non sur leur manœuvre ou sur une mise en configuration de circuits électriques, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs :
**qu'elle ne présentait pas de risque particulier ou inédit ;**
**qu'il s'agissait d'une activité courante d'exploitation ne nécessitant pas de régime d'exploitation**
particulier, ni de document support (gamme ou autre) ;
**qu'aucun briefing, ni analyse de risques spécifiques n'avaient donc été réalisés en préalable à la**
réalisation de l'activité.
Ainsi, à 1 h 47 le dimanche 21 février 2021, les agents de l'équipe de conduite des réacteurs 5 et 6 se sont rendus dans le local du disjoncteur 6 LGB 002 JA, situé dans le bâtiment électrique (BL) et ont embroché la cellule 6 LGB 032 JA de ce disjoncteur comme prévu.
Pour une raison encore inconnue, les intervenants se sont munis, au préalable, d'une boîte à boutons permettant de manœuvrer de manière déportée le disjoncteur. Ils ont branché cette boîte à boutons sur la cellule 6 LGB 032 JA du disjoncteur 6 LGB 002 JA sans analyse préalable. Le jour de l'inspection, les inspecteurs ont pourtant relevé l'affichage d'un avertissement dans l'armoire du disjoncteur : "attention - risque de double alimentation sur ce départ - avant toute manœuvre de la boîte à boutons assurez-vous de la configuration des alimentations - l'utilisation de la boîte à boutons n'est autorisée que pour l'application de consignes RGE".
Le retour d'expérience indiquant que la fermeture d'un disjoncteur de 6,6 kV présente un risque d'explosion, les intervenants sont sortis du local et ont fermé la cellule 6 LGB 032 JA du disjoncteur 6 LGB 002 JA grâce à la boîte à boutons. Une fois de retour à l'intérieur du local, les intervenants ont constaté un bourdonnement inhabituel à proximité du disjoncteur 6 LGB 002 JA. Ils ont appelé la salle de commandes qui leur a confirmé l'apparition d'un défaut d'isolement fictif, significatif de la mise en série de deux contrôleurs d'isolement situés pour l'un entre le tableau 6 LGA et le disjoncteur 6 LGA 001 JA, pour l'autre entre le transformateur 7 LGR 001 TA et le disjoncteur 6 LGB 002 JA.
Les opérateurs en salle de commandes ont alors identifié la mise en communication du transformateur de soutirage (TS) alimenté en 400 kV avec le transformateur auxiliaire (TA) 7 LGR 001 TA alimenté en 225 kV. Cette mise en communication a duré 2 minutes et 47 secondes. Au bout de cette durée, le disjoncteur 6 LGB 002 JA a été rouvert par les intervenants présents dans le local.
Vous avez identifié que les transformateurs, les disjoncteurs, les câbles et barres d'alimentation, ainsi que certains points sensibles des circuits électriques susceptibles d'avoir subi un échauffement causés par la surintensité étaient susceptibles d'avoir subi des dégradations. Votre stratégie consiste donc en la mise en œuvre de contrôles sur ces équipements. Vous considérez en revanche que l'ensemble des matériels alimentés par les tableaux LGA et LGB ne sont pas susceptibles d'avoir été endommagés. Cette stratégie globale restait toutefois à consolider puis à formaliser. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que l'analyse et la stratégie envisagée par le site sont satisfaisantes. Il reste toutefois nécessaire de formaliser l'ensemble des examens à mener avant le redémarrage du réacteur 6 ainsi que les critères permettant de statuer sur la disponibilité de l'ensemble des matériels susceptibles d'avoir été impactés. Enfin, un bilan d'ensemble devra être dressé.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Néant.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Liste Des Matériels Susceptibles D'Avoir Été Impactés
Les spécifications techniques d'exploitation (STE) disposent que *"une source électrique externe est* disponible si la source de puissance, les liaisons électriques alimentant les tableaux auxquels sont associés les matériels requis, les sources de contrôle-commande nécessaires au fonctionnement de ces matériels, ainsi que les tableaux de distribution électrique correspondants et les organes de contrôle-commande nécessaires au fonctionnement de ces tableaux et aux basculements automatiques, sont disponibles".
La surintensité ayant parcouru les circuits électriques entre le transformateur de soutirage et le transformateur auxiliaire 7 LGR 001 TA est susceptible d'avoir endommagé les matériels qu'elle a traversés - notamment les transformateurs, disjoncteurs, câbles et tableaux électriques - et les matériels alimentés par l'une ou l'autre des sources électriques externes, ainsi que des installations de contrôle-commande. Elle est donc susceptible de remettre en cause la disponibilité de ces sources électriques externes au sens des STE.
Le jour de l'inspection, vos représentants ont exposé aux inspecteurs leurs réflexions vis-à-vis de l'identification de ces matériels. Toutefois, leur liste n'était pas encore formalisée.
Je vous demande de me communiquer la liste des matériels susceptibles d'avoir été impactés par cet événement, au regard de la définition des STE de la disponibilité d'une source électrique externe. En apportant pour chacun la justification nécessaire, notamment en termes de dimensionnement au regard des éléments du rapport de sûreté, vous distinguerez :
**les matériels susceptibles d'avoir subi une dégradation ;** les matériels pour lesquels votre analyse conclut à l'absence d'impact.
## Contrôles Des Matériels Impactés
Les matériels impactés par cet événement doivent faire l'objet de contrôles permettant de s'assurer de leur disponibilité au sens des STE. Le jour de l'inspection, vos représentants ont présenté aux inspecteurs la typologie des contrôles envisagés pour chaque type d'équipement, en lien avec les opérations de maintenance préventives réalisées auparavant. Le résultat de certains contrôles et leur interprétation, vis-à-vis de la disponibilité des matériels concernés, n'étaient pas encore connus.
Je vous demande de détailler, pour chaque type de matériel :
**les contrôles envisagés ;** le lien entre ces contrôles et les dégradations susceptibles d'avoir été subies par le matériel considéré ;
le lien éventuel entre les contrôles réalisés et les opérations de maintenance préventive réalisées lors des cycles passés ;
les critères retenus pour vous assurer du bon état de fonctionnement des matériels identifiés, immédiatement et jusqu'à la fin du cycle à venir du réacteur 6 ;
Je vous demande de me communiquer le résultat des contrôles réalisés, au regard des critères précédemment définis. Vous vous positionnerez sur la disponibilité de chaque matériel identifié, immédiatement et jusqu'à la fin du cycle à venir du réacteur 6.
Je vous demande d'intégrer l'ensemble de ces éléments dans le dossier de bilan d'arrêt exigé par l'article 3.1.1 de la décision en référence [3].
## C. Observations
Néant. Vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, à l'exception des réponses aux demandes B1, B2 et B3, pour lesquelles une réponse est attendue avant la divergence du réacteur 6, **des remarques** et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle INB,
Signé par Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-LYO-2021-0506 | Lyon, le 12 avril 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-015486 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du **Bugey** Electricité de France BP 60120 01155 **LAGNIEU**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Bugey (INB n os 78 et 89)
Inspection n° INSSN-LYO-2021-0506 du 04/03/2021 Thème : R.3.3 Troisième barrière, confinement statique et dynamique Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 4 mars 2021 sur la centrale nucléaire du Bugey sur le thème « R.3.3 Troisième barrière, confinement statique et dynamique ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème de la ventilation et a porté plus particulièrement sur la mise en œuvre du plan d'action ventilation (PAV) qui concerne l'ensemble des centrales nucléaires d'EDF. Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place par la centrale nucléaire du Bugey pour assurer le déploiement du PAV et ont contrôlé, par sondage, la réalisation des phases de diagnostic sur les aspects mécaniques et aérauliques, de réglage et de pérennisation des réglages, principalement sur les réacteurs 2 et 4. Ils se sont également rendus dans certains locaux abritant le circuit DVLe (ventilation des locaux du relayage, des vestiaires et des laboratoires froids) du réacteur 2. Au vu de cet examen, les inspecteurs notent positivement la prise en compte du retour d'expérience de la mise en œuvre du PAV sur le réacteur 2 pour sa mise en œuvre sur les autres réacteurs. Néanmoins, les inspecteurs considèrent que l'organisation mise en place doit être renforcée, notamment en ce qui concerne la traçabilité :
- du suivi des anomalies relevées lors de la phase de diagnostic,
- des analyses menées afin de justifier le maintien en l'état de l'installation en cas de non-respect d'un débit attendu,
- des actions de surveillance des intervenants extérieurs.
De plus, les débits inférieurs à ceux requis sur le système de ventilation des locaux abritant le groupe électrogène de secours à moteur diesel repéré LHG du réacteur 2 et sur le système DVLd (ventilation de locaux électriques) du réacteur 4 devront faire l'objet d'une analyse approfondie.
Enfin, les inspecteurs ont constaté que certaines remises en conformité considérées comme soldées selon le système d'information de l'exploitant n'ont pas été réalisées *in situ* et devront l'être rapidement.
## A. Demandes D'Actions Correctives Débits Inférieurs Aux Valeurs Requises
Les inspecteurs ont constaté, dans le rapport de fin d'intervention (RFI) référencé K1706.RFI.LHG-H.229, que le débit global des quatre ventilateurs du circuit de ventilation du groupe électrogène de secours à moteur diesel LHG du réacteur 2 est de 238 627 m3/h selon les mesures du chargé d'essai et de 230 212 m3/h selon les mesures du contrôleur technique, pour une valeur attendue de 277 200 m3/h au titre du PAV. De plus, le débit minimal requis pour la ventilation des locaux diesels, selon la note référencée D455617203401 indice C
déterminant les débits requis pour la centrale nucléaire du Bugey, est de 235 600 m3/h. Ce débit minimal requis n'est donc manifestement pas atteint sur le circuit de ventilation des locaux du diesel LHG du réacteur 2, une fois les incertitudes de mesure déduites.
Bien que ce débit n'ait pas été repris comme critère pour les essais périodiques prévus pour les réacteurs ayant passés leur quatrième visite décennale, il s'agit du débit minimal à respecter pour garantir la capacité des diesels à remplir leur mission par température extérieure élevée (agression « grand chaud »). La fiche de nonconformité (FNC) n° K1706.FNC.LHG-H.002, traçant la non-atteinte du débit global attendu de 277200 m3/h, a été validée en l'état par vos services sur la base de l'absence de critère d'essai périodique associé, sans prise en compte du débit requis déterminé dans la note référencée D455617203401 indice C.
Vos représentants ont précisé que la configuration de la ventilation des locaux diesels engendre une incertitude importante sur les mesures de débit des ventilateurs, ce qui expliquerait l'absence de reprise du débit requis comme critère d'essai périodique.
Je note néanmoins que les débits requis, déterminés dans la note référencée D455617203401 indice C, ont généralement été repris comme critères pour les essais périodiques prévus par les règles générales d'exploitation (RGE) pour les réacteurs ayant passés leur quatrième visite décennale. De plus, le débit minimal requis pour la ventilation du bâtiment diesel sur le palier CPY a également été repris comme critère pour les essais périodiques des réacteurs de ce palier ayant passés leur quatrième visite décennale.
Demande A1 : Je vous demande de démontrer, impérativement sous deux mois, la capacité du groupe électrogène de secours à moteur diesel LHG du réacteur 2 à remplir sa mission par température extérieure élevée (agression « grand chaud »). Demande A2 : Je vous demande d'intégrer, dans les RGE, **un contrôle de performance des ventilateurs**
des locaux diesels des réacteurs, assorti de critères à vérifier, à compter de leur quatrième visite décennale. Demande A3 : Je vous demande de procéder à une revue du respect des débits requis, y compris des débits requis locaux, déterminés dans la note référencée D455617203401 indice C afin de vous assurer de la prise en compte exhaustive des débits requis, indépendamment du fait qu'ils soient repris ou non comme critères d'essais périodiques. Vous me transmettrez les conclusions de cette revue.
Les inspecteurs ont constaté, dans la grille d'essai de requalification (GER) relative au système DVLd du réacteur 4, que le débit global d'extraction du ventilateur repéré 4 DVLd 304 ZV est de 570 m3/h selon les mesures du chargé d'essai et de 559 m3/h selon les mesures du contrôleur technique, pour un débit attendu au titre du PAV compris entre 640 et 752 m3/h. Or, le débit minimal requis pour ce ventilateur, selon la note référencée D455617203401 indice C déterminant les débits requis pour la centrale nucléaire du Bugey, est de 552 m3/h. Cette valeur a été reprise comme critère d'essai périodique pour les réacteurs ayant passé leur quatrième visite décennale. L'incertitude étant de 7,07% pour cette mesure, ce débit requis n'est donc pas respecté, incertitudes déduites. Une FNC a été ouverte pour tracer la non-atteinte du débit attendu. Le prestataire chargé de la mise en œuvre du PAV y propose le maintien en l'état de l'installation en mentionnant un débit requis erroné de 450 m3/h.
Les inspecteurs ont constaté que cette FNC n'était toutefois pas encore validée par EDF le jour de l'inspection.
Demande A4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de vous assurer que le débit global d'extraction du ventilateur repéré 4 DVLd 304 **ZV est conforme au débit requis à l'état VD4,** préalablement à la divergence du réacteur 4. Vous me rendrez compte des dispositions prises et des résultats obtenus.
## Analyse En Cas De Non-Respect D'Un Débit Attendu Lors De La Phase De Réglage
Lors de l'inspection, l'examen des GER a mis en évidence de nombreux cas de non-atteinte d'un débit attendu lors de la phase de réglage prévue au PAV ainsi qu'une absence de renseignement fréquente :
- de la partie précisant si des adaptations ont été réalisées par rapport à la procédure d'essais,
- du résultat en première analyse par le chargé d'essais (satisfaisant, satisfaisant avec réserve ou nonsatisfaisant),
- le cas échéant, de la partie traçant les remarques, écarts et réserves.
En outre, les GER examinées ont toutes été validées par EDF, y compris celles dont le renseignement est incomplet. Par exemple, les inspecteurs ont constaté, dans la GER relative au circuit DVLe du réacteur 4, que les valeurs attendues relatives aux débits d'extraction des ventilateurs repérés 4 DVLe 403, 404 et 405 ZV ne sont pas atteintes sans qu'aucune réserve ne soit mentionnée ni aucune FNC ouverte. Bien que les débits requis associés soient respectés pour ce cas, l'analyse menée n'est pas tracée. De plus, les inspecteurs ont constaté le renseignement d'une valeur positive concernant la vérification de la dépression du hall du bâtiment combustible sur la GER relative au circuit DVNd (ventilation du bâtiment combustible) du réacteur 4 alors que la valeur attendue était négative. Cette GER a été validée en l'état par EDF. Les inspecteurs ont relevé, dans le relevé d'exécution d'essai (REE) associé, que la valeur mesurée était de -170 daPa, conforme au critère relatif au maintien d'une dépression.
Je considère que la partie relative aux adaptations et le résultat en première analyse par le chargé d'essais devraient systématiquement être renseignés, et qu'une réserve devrait être mentionnée dès lors qu'un débit mesuré n'atteint pas la valeur attendue. Le cas échéant, les GER devraient également renvoyer vers les éventuelles FNC ouvertes.
Demande A5 : Je vous demande d'améliorer la qualité du renseignement des GER par les chargés d'essais et de renforcer la rigueur afférente à leur validation par vos services. Vous vous assurerez également de la traçabilité de l'analyse menée et des FNC associées dès lors qu'un débit attendu n'est pas respecté. Suivi des anomalies relevées lors de la phase de diagnostic A l'issue de la phase de diagnostic sur les circuits de ventilation, le prestataire chargé de la mise en œuvre du PAV établit un rapport de diagnostic et de remise en état qui classe les anomalies relevées en 3 catégories :
- celles susceptibles d'avoir un impact sur l'atteinte des objectifs, - celles pouvant avoir un impact sur le maintien des performances, - celles présentant un impact moindre.
Sur la base de ce rapport, EDF détermine les anomalies dont le traitement est nécessaire avant la réalisation de la phase de réglage, le traitement des autres anomalies étant décorrélé de la mise en œuvre du PAV. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué retenir systématiquement un traitement avant la réalisation de la phase de réglage pour les anomalies susceptibles d'avoir un impact sur l'atteinte des objectifs. Concernant les anomalies pouvant avoir un impact sur le maintien des performances, une analyse au cas par cas est réalisée sans traçabilité particulière.
Or, les inspecteurs ont constaté que le tableau listant les anomalies dont le traitement est décorrélé de la mise en œuvre du PAV sur le réacteur 2 reprend certaines anomalies susceptibles d'avoir un impact sur l'atteinte des objectifs sur les circuits DVNc (ventilation des locaux des pompes RCV), DVNe (extraction des zones périphériques du BR), DVLe et DCC (ventilation de l'ilot de survie). Pour le circuit DCC du réacteur 2, les mêmes anomalies sont présentes à la fois dans le tableau des anomalies à traiter avant réglage et dans celui listant les anomalies dont le traitement est décorrélé de la mise en œuvre du PAV.
Or, le traitement de certaines anomalies postérieurement à la mise en œuvre du PAV est susceptible d'impacter les débits mesurés et les sens de transfert d'air entre locaux déterminés lors de la phase de réglage. C'est notamment le cas pour les anomalies telles que des encrassements des grilles d'extraction et de soufflage et transfert d'air non prévu entre locaux.
Les inspecteurs considèrent particulièrement que le report du traitement des anomalies telles que des encrassements des grilles d'extraction et de soufflage après la mise en œuvre du PAV n'est pas acceptable s'agissant de la mise en œuvre de l'entretien régulier attendu des systèmes de ventilation. Ils notent cependant que la situation concerne essentiellement le réacteur 2 pour lequel vous avez décidé de reporter le traitement d'un nombre plus important d'anomalies après la mise en œuvre du PAV que sur les réacteurs 4 et 5.
Demande A6 : Je vous demande de formaliser l'analyse conduisant à reporter le traitement de certaines anomalies susceptibles d'avoir un impact sur l'atteinte des objectifs ou sur le maintien des performances après la réalisation de la phase de réglage. En tout état de cause, pour le réacteur 3, les anomalies résultantes d'un manque d'entretien des installations devront être traitées avant la phase de réglage. Demande A7 : Je vous demande de procéder au traitement des anomalies résultantes d'un manque d'entretien des installations sur les réacteurs 2, 4 et 5 dans un délai n'excédant pas un an. A la suite de ces interventions, vous veillerez à prévoir une vérification de la non-régression par une requalification fonctionnelle des débits globaux de chaque circuit.
Demande A8 **: Je vous demande de mettre en place un entretien régulier des grilles d'extraction et de**
soufflage afin de limiter leur encrassement de manière pérenne dans le temps.
## Réalisation Du Contrôle Technique Lors De La Mise En Œuvre Du Pav
Lors de l'inspection, vous avez indiqué que la réalisation des mesures de débit dans le cadre du PAV constitue une activité importante pour la protection (AIP). L'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que
« *chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique* » et son article 2.5.6 que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, […] font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Or, les inspecteurs ont constaté que la réalisation des mesures de débit sur le circuit DVNf (ventilation des moteurs des pompes RIS et EAS) du réacteur 2 n'a pas fait l'objet d'un contrôle technique. Cette situation, constituant un écart, a été tracée dans la FNC n° K1706.FNC.DVNf.003 qui a été validée en l'état par vos services, la programmation des mesures de débit sur le système DVNf étant dépendante de la réalisation des essais périodiques des protections du réacteur. Cet écart n'a ainsi pas été traité conformément aux dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté en référence [2]. Les inspecteurs se sont attachés à vérifier la réalisation effective d'un contrôle technique lors de la réalisation des mesures de débit sur le circuit DVNf du réacteur 4. Compte-tenu des contraintes de programmation des mesures de débit des quatre ventilateurs sur ce système, elles ne sont pas réalisées au même moment pour chaque ventilateur. Les inspecteurs ont constaté, dans le RFI référencé K1804.RFI.DVNf.129, que :
- les mesures de débit sur ce système ont été réalisées entre le 3 avril et le 11 mai 2020 selon le relevé d'exécution d'essai référencé REE BUG4 001 DVNf ;
- la GER trace la réalisation d'un contrôle technique via la mention « conforme » dans la colonne relative au contrôle technique pour chaque critère à vérifier sans aucun visa du contrôleur technique ;
- la phase 70 du document de suivi d'intervention (DSI) référencé K1804.DSI.DVNf.224 concernant la réalisation de la mise au point du système de ventilation et la phase 80, constituant le contrôle technique de la phase 70, ont été signées par le même intervenant, la signature d'un second intervenant ayant été apposée à la phase 80 de contrôle technique ;
- la trame des relevés finaux référencée K1804.TR.DVNf.132 mentionne explicitement l'absence de contrôleur technique sur ce système car les mesures sont effectuées en parallèle des essais périodiques réalisées par EDF.
Ces éléments conduisent à s'interroger sur la réalisation effective d'un contrôle technique lors de la réalisation des mesures de débit sur le circuit DVNf du réacteur 4. Or, le traitement adéquat de l'écart tracé dans la FNC
n° K1706.FNC.DVNf.003 sur le réacteur 2 aurait dû permettre d'éviter le renouvellement du même écart sur le réacteur 4.
Demande A9 : Je vous demande de mener une analyse approfondie des dysfonctionnements ayant conduit à ne pas traiter l'écart tracé dans la FNC n° K1706.FNC.DVNf.003 conformément aux dispositions de l'article 2.6.3 de l'arrêté du 7 février 2021 **[2] et de vous positionner quant à la répétition**
de cet écart lors de la mise en œuvre du PAV sur le réacteur 4 compte-tenu des éléments susmentionnés. Vous vous positionnerez également quant à la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté à ce sujet en cas de répétition avérée de cet écart lors de la mise en œuvre du PAV sur le réacteur 4.
Demande A10 **: Je vous demande de mettre en œuvre le contrôle technique conformément aux** dispositions de l'article 2.5.3 de l'arrêté du 7 février 2012 **[2] lors de la réalisation des mesures de débit** sur le circuit DVNf du réacteur 3 et, le cas échéant, du réacteur 5.
De plus, je considère que le DSI utilisé ne permet pas une traçabilité suffisante de la réalisation de l'AIP et de son contrôle technique, une seule ligne pour l'ensemble du système étant prévue à cet effet alors que les mesures de débit sur les quatre ventilateurs du circuit DVNf sont effectuées à des dates différentes.
Demande A11 : Je vous demande de renforcer la traçabilité de la réalisation des AIP et de leur contrôle technique concernant la phase de réglage du PAV. Vous modifierez le DSI associé au circuit DVNf en conséquence ainsi que, le cas échéant, les autres DSI le nécessitant.
## Surveillance Du Prestataire Chargé De La Mise En Œuvre Du Pav
L'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « l'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer […] que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies » et que « cette surveillance est proportionnée à l'importance, pour la démonstration mentionnée au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement, des activités réalisées » et qu'elle doit être « *documentée dans les conditions fixées à l'article* 2.5.6 ». De plus, l'article 2.2.3 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] dispose que « *la surveillance de l'exécution des* activités importantes pour la protection réalisées par un intervenant extérieur doit être exercée par l'exploitant, qui ne peut la confier à un prestataire ». Les activités de réglage réalisées dans le cadre du PAV
ont été identifiées comme AIP. A ce titre, elles doivent faire l'objet d'une surveillance par l'exploitant.
Lors de l'inspection, vous avez indiqué que la surveillance des activités de réglage est principalement réalisée par le chargé d'affaire responsable de la mise en œuvre du PAV et qu'elle est axée sur les relevés de débits globaux. Cependant, vous avez indiqué que cette surveillance est rarement documentée comme le requièrent les articles 2.2.2 et 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Lors de l'inspection, vous n'avez pas été en mesure de présenter de fiches de surveillance relatives aux activités de réglage. De plus, vous avez indiqué que les activités de réglage étaient essentiellement réalisées de nuit, minimisant la possibilité de surveiller ces activités sur le terrain car le chargé d'affaire responsable de la mise en œuvre du PAV travaille uniquement en horaires ouvrés. Compte tenu du nombre conséquent d'actions de réglage effectuées dans le cadre du PAV et de l'enjeu de sûreté associé à sa mise en œuvre, la surveillance réalisée semble donc insuffisante pour répondre à l'objectif d'une surveillance proportionnée aux enjeux fixé à l'article 2.2.2 de l'arrêté du 7 février 2012 [2].
Demande A12 **: Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires au respect des articles 2.2.2,** 2.2.3 et 2.5.6 de l'arrêté du 7 février 2012 [2] pour ce qui concerne la surveillance **des actions de réglage**
des systèmes de ventilation dans le cadre du PAV. Vous me transmettrez le programme de surveillance établi pour la phase de réglage du PAV sur le réacteur 3.
Visite de terrain dans les locaux abritant le circuit DVLe du réacteur 2 Les inspecteurs se sont rendus dans certains locaux abritant le circuit DVLe du réacteur 2 afin de vérifier, par sondage, que les remises en conformité décidées à l'issue de la phase de diagnostic ont bien été réalisées.
Ils ont constaté que la grille d'extraction présente dans le local L222 n'a pas été remplacée alors que la tâche d'ordre de travail (TOT) n° 02264164-03 trace son remplacement entre le 19/12/2018 et le 28/01/2019. De même, les inspecteurs ont constaté que les deux grilles de soufflage présentes dans le local L222 n'ont pas été remplacées alors que la TOT n° 02264164-01 trace leur remplacement entre le 22/08/2018 et le 28/01/2019. Les inspecteurs ont donc constaté des incohérences entre la situation réelle des installations et celle relatée dans votre outil de gestion de la maintenance.
Demande A13 **: Je vous demande de remplacer les trois grilles de ventilation présentes dans le local L222**
du réacteur 2. Demande A14 : Je vous demande d'analyser ces écarts en envisageant d'éventuelles irrégularités et de me faire part de vos conclusions. De plus, les inspecteurs ont constaté les anomalies suivantes :
- la grille d'extraction présente dans le local L024 est particulièrement encrassée ;
- deux grilles d'extraction, remplacées à la suite de la phase de diagnostic, sont mal fixées dans le local L030 (côté vestiaire hommes) ;
- une légère fuite est présente sur une gaine de ventilation à proximité du repère S6 dans le local L131 ;
- dans le local L110, une trémie qui communique avec le local sous-jacent n'est pas correctement rebouchée ;
- la grille d'extraction présente dans le local L024 est particulièrement encrassée ;
- deux grilles d'extraction présentes dans le local L133 sont particulièrement encrassées ;
- dans le local L131, un siphon de sol, dégradé, est ouvert avec un tuyau plongeant dedans ;
- un passage d'air, non répertorié lors de la phase diagnostic du PAV, est présent entre les locaux L121 et L130 à proximité du mur ;
- la porte permettant d'accéder à une partie du local L140a est condamnée fermée ; - le siphon de sol présent dans le local L222 ne contenait pas d'eau.
Demande A15 **: Je vous demande de traiter les anomalies susmentionnées.**
## Divers
Le tableau de suivi des anomalies dont le traitement est décorrélé de la mise en œuvre du PAV mentionne la présence de protection en plexiglas au-dessus des batteries dans le local W427. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que ces protections sont mises en place temporairement afin de permettre l'intervention de personnel dans les locaux batteries. En revanche, ils n'ont pas été en mesure de préciser aux inspecteurs si ces protections sont susceptibles d'agresser les batteries en cas de séisme et d'accentuer le risque d'explosion en facilitant l'accumulation d'hydrogène entre les batteries et la plaque de protection. Sans préjudice des dispositions du code du travail, je considère que la mise en place de ces protections doit être limitée à la stricte durée nécessaire aux interventions nécessitant leur présence sauf justification particulière concernant le risque d'agression des batteries en cas de séisme et le risque d'explosion par accumulation d'hydrogène.
Demande A16 **: Je vous demande de limiter la présence des protections temporaires en plexiglas audessus des batteries à la stricte durée nécessaire aux interventions nécessitant leur présence.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Suivi Des Anomalies Relevées Lors De La Phase De Diagnostic
Sur le circuit DCC du réacteur 2, 52 anomalies susceptibles d'avoir un impact sur l'atteinte des performances concernent des grilles d'extraction ou de soufflage. Le traitement préconisé est le remplacement de ces 52 grilles de ventilation. Cette intervention est portée par la tâche d'ordre de travail (TOT) n° 03053530-01. Les inspecteurs ont relevé les incohérences suivantes entre le tableau de suivi des anomalies et la TOT n°
03053530-01 :
- pour les locaux L526 (une grille à remplacer), L527 (une grille à remplacer), L530 (2 grilles à remplacer) et L640 (6 grilles à remplacer), aucune fiche de non-conformité (FNC) n'est mentionnée dans le tableau de suivi et aucun traitement n'est mentionné dans la TOT ;
- pour les locaux L624, L625, L626 et L630, la TOT mentionne le remplacement de 3 grilles dans chaque local alors que le tableau liste 2 grilles à remplacer par local ;
- pour le local L631 (5 grilles à remplacer), le tableau de suivi mentionne les FNC n° 52 et 53 et la TOT
trace le remplacement de 3 grilles. Le tableau de suivi des FNC indique, pour ces 2 FNC, qu'elles concernent une problématique d'accessibilité des grilles ;
- pour le local L641 (8 grilles à remplacer), le tableau de suivi mentionne les FNC n° 46 à 51 et la TOT
trace le remplacement de grilles, sans précision quant au nombre de grilles remplacées. Le tableau de suivi des FNC indique, pour ces 6 FNC, un maintien en l'état.
Demande B1 : Je vous demande de préciser le traitement effectué pour les anomalies relevées sur les grilles de ventilation du circuit DCC du réacteur 2 dans les locaux L526, L527, L530, L640, L624, L625, L626, L630, L631 et L641. Les inspecteurs ont consulté la FNC n° 1 concernant la phase de remise en conformité après diagnostic sur le circuit DVNd du réacteur 4. Cette FNC a été ouverte le 10 décembre 2019 car les intervenants n'ont pas trouvé de grille dans le local K414 alors qu'une anomalie concernant une grille dans ce local avait été relevée lors de la phase de diagnostic. Vous avez alors demandé au prestataire chargé des remises en conformité de se rapprocher de celui responsable de la mise en œuvre du PAV afin de confirmer, le cas échéant, l'erreur de diagnostic.
Or, les parties « mise en œuvre des actions » et « vérification de l'efficacité » de la FNC n'étaient pas complétées. De plus, les inspecteurs notent que le local K414 fait l'objet d'un débit requis local selon la note déterminant les débits requis référencée D455617203401 indice C. Demande B2 : Je vous demande de clarifier la présence d'une grille de soufflage dans le local K414 du réacteur 4 et de vous positionner quant à l'atteinte du débit requis pour ce local.
Sur les circuits DVLe des réacteurs 2 et 4, la phase de diagnostic du PAV a mis en évidence l'absence de portes entre les locaux L121 et L130 et entre les locaux L130 et L140a. La note référencée D455617203401 indice C définit des débits requis à atteindre dans ces locaux. Lors de la visite de ces locaux sur le réacteur 2, les inspecteurs ont constaté que les portes manquantes étaient désormais en place. Vos représentants n'ont pas été en mesure de préciser si la phase de réglage du système DVLe du réacteur 2 a été réalisée avant ou après la mise en place de ces portes. Or, la mise en place de ces portes est susceptible d'impacter la répartition des débits de ventilation entre locaux. Il convient donc de vous assurer de l'atteinte des débits requis locaux après mise en place des portes.
Demande B3 **: Je vous demande de préciser si les portes entre les locaux L121 et L130 et entre les locaux**
L130 et L140a **du réacteur 2 ont été mises en place avant ou après la phase de réglage du circuit DVLe** du réacteur 2. Le cas échéant, vous justifierez de l'atteinte des débits requis locaux. Vous préciserez également ces informations pour les locaux analogues du réacteur 4.
Sur le circuit DVLe du réacteur 2, le remplacement de 3 grilles d'extraction dans le local L226 et de 2 grilles d'extraction dans le local L227 était préconisé. Le traitement est porté par la TOT n° 02264164-03 qui trace le nettoyage de 2 grilles dans le local L226 et le remplacement de 2 grilles dans le local L227, et ce alors que les FNC n° 39 et 40 demandaient le nettoyage de ces grilles en l'absence de grilles de rechange aux mêmes dimensions.
Demande B4 : Je vous demande de clarifier le traitement effectué pour les anomalies relevées sur les grilles d'extraction présentes dans les locaux L226 et L227 du circuit DVLe du réacteur 2. Contrôle de performance des ventilateurs de soufflage DVNa 001 à 003 ZV et d'extraction DVNa 004 à 006 ZV
Des essais périodiques de contrôle de performance des ventilateurs de soufflage DVNa 001 à 003 ZV et d'extraction DVNa 004 à 006 ZV sont prévus pour les réacteurs ayant passé leur quatrième visite décennale avec une périodicité de 5 ans. Ces contrôles de performance des ventilateurs de soufflages et d'extraction du circuit DVNa de ventilation générale du BAN (bâtiment des auxiliaires nucléaires) sont à effectuer avec une mesure du débit pour chaque configuration (2 ventilateurs sur 3 en service). L'inspection a mis en évidence que, lors de la mise en œuvre du PAV sur le réacteur 2, toutes les configurations d'essais n'ont pas été réalisées sur le circuit DVNa du BAN commun aux réacteurs 2 et 3. Aussi, vous avez prévu d'anticiper la réalisation de la première occurrence de ces essais périodiques sur le cycle de production en cours du réacteur 2 afin de vérifier l'atteinte des débits requis dans chaque configuration.
Demande B5 : Je vous demande de me transmettre les gammes renseignées des essais périodiques de contrôle de performance des ventilateurs de soufflage DVNa 001 à 003 ZV et d'extraction DVNa 004 à 006 ZV du BAN commun aux réacteurs 2 et 3.
## Pérennisation Des Réglages
A l'issue de la phase de réglage du PAV, une phase de pérennisation des réglages est engagée afin de permettre le maintien des performances aérauliques des systèmes de ventilation. Dans ce cadre, un programme de pérennisation local doit être formalisé afin de décliner les objectifs fixés pour cette phase.
Vous avez présenté brièvement aux inspecteurs les évolutions organisationnelles prévues sur la centrale nucléaire du Bugey afin de basculer de la mise en œuvre du PAV à la phase de pérennisation des réglages, et indiqué que votre programme de pérennisation local devrait être finalisé prochainement. Demande B6 **: Je vous demande de me transmettre votre programme de pérennisation local, une fois**
celui-ci validé.
## C. Observations
C.1 Le tableau de suivi des anomalies, dont le traitement est décorrélé de la mise en œuvre du PAV, mentionne la présence de manchettes souples en textile sur le circuit DVNa de ventilation générale du BAN (bâtiment des auxiliaires nucléaires) commun aux réacteurs 2 et 3. Ces manchettes en textile étant situées en zone contrôlée, elles devront être remplacées par des manchettes en matériau décontaminable lorsque leur échange **sera requis.**
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par :
Richard ESCOFFIER
9 |
INSSN-LYO-2021-0371 | Référence courrier :
CODEP-LYO-2021-010567 Lyon, le 9 mars 2021 Monsieur le directeur Orano Chimie-Enrichissement BP 16 26701 PIERRELATTE Cedex
## Objet :
Contrôle des installations nucléaires de base (INB) Orano Cycle - INB n° 155 Inspection INSSN-LYO-2021-0371 du 24/02/21 Thème : « Suivi en service des ESP et ESPN »
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux INB [3] Arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection [4] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [5] Cahier Technique Professionnel pour le suivi en service des systèmes frigorifiques sous pression - 23 juillet 2020 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection des installations TU5 et W (INB n° 155) du site nucléaire Orano Chimie-Enrichissement de Pierrelatte a eu lieu le 24 février 2021 sur le thème « Suivi en service des ESP et ESPN ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 24 février 2021 des installations TU5 et W (INB n° 155) du site nucléaire de Pierrelatte exploitées par Orano Chimie-Enrichissement avait pour principal objectif de vérifier le respect des dispositions en matière de suivi en service des appareils à pression. Les inspecteurs ont dans un premier temps examiné le respect de vos engagements pris en réponse à de précédentes inspections sur ce thème. Ils se sont intéressés à votre organisation en matière de suivi en service d'équipement sous pression (ESP) et d'équipements sous pression nucléaires (ESPN). Ils ont consulté les dossiers d'exploitation de plusieurs équipements afin de vérifier le respect des exigences réglementaires. Enfin, les inspecteurs se sont rendus dans les locaux abritant des ESP et ESPN
notamment le bâtiment des auxiliaires, l'installation EM3 et TU5.
Les conclusions de l'inspection ne sont pas pleinement satisfaisantes. Tout d'abord, les dispositions contractuelles entre l'exploitant et les organismes habilités ne sont toujours pas conformes aux exigences réglementaires malgré de nombreux échanges précédents sur ce sujet. Si certains engagements de l'exploitant ont été respectés, des points concernant la veille réglementaire et la traçabilité des listes d'équipements restent à traiter.
L'exploitant devra sensiblement renforcer la rigueur de son organisation en matière de constitution et de maintien à jour de ses listes d'ESP et d'ESPN. Une vigilance particulière devra être apportée aux accessoires de sécurité. La sensibilisation des différents acteurs au risque pression devra être consolidée. Enfin, les dossiers d'exploitation devront être suivis avec plus de justesse et de précision.
## A. Demandes D'Actions Correctives Contrats Entre Orano Et Les Organismes Habilités
L'article R557-4-2.4 de [1] dispose que « L'organisme et son personnel accomplissent les activités mentionnées à l'article L. 557-31 avec la plus haute intégrité professionnelle et la compétence technique requise dans le domaine spécifique et sont à l'abri de toute pression ou incitation, notamment d'ordre financier, susceptibles d'influencer leur jugement ou les résultats de leurs travaux d'évaluation de la conformité, en particulier de la part de personnes ou de groupes de personnes intéressés par ces résultats ; ». De plus, quant à la surveillance des intervenants extérieurs, l'article 2.2.2.II de [2] dispose que « *Ne sont toutefois* pas soumis à cette surveillance les organismes ou laboratoires indépendants de l'exploitant, habilités, agréés, délégués, désignés, reconnus ou notifiés par l'administration, lorsqu'ils réalisent les contrôles techniques ou évaluations de conformité prévus par la réglementation. (…) Pour ces activités, les contrats qui lient l'exploitant et l'organisme sont spécifiques. ».
Les inspecteurs ont souhaité consulter les contrats spécifiques qui vous lient avec les organismes habilités réalisant les opérations de contrôles régaliennes de vos ESP et ESPN. Vos représentants ont indiqué que vos commandes envers les organismes pour ces activités ne se font pas dans le cadre d'un contrat spécifique tel qu'exigé par la réglementation. Celles-ci se basent sur un cahier des conditions techniques particulières (ref :
Tricastin-15-006011) relatif aux contrats de maintenance globale des installations de la chimie de l'uranium et de la conversion UF6. Les inspecteurs ont consulté ce document et ont noté que des actions de surveillance par vos services sont obligatoires pour toute intervention sur un élément important pour la protection (EIP) des intérêts mentionnés au L593-1 de [1], même s'il s'agit d'intervention régalienne. Par ailleurs, vos représentants ont indiqué que les commandes d'actions de contrôles régaliennes aux organismes habilités sont émises par un de vos sous-traitants. Le contrat cadre entre ce sous-traitant prévoyant des clauses non-conformes aux dispositions susmentionnées du code [1], votre sous-traitant a adressé à l'organisme habilité un avenant précisant que les pénalités étaient exclues des actions de contrôle régaliennes. Les inspecteurs considèrent que cette organisation n'est pas satisfaisante et qu'elle constitue une manière dégradée et peu robuste de répondre aux exigences réglementaires.
Enfin, les inspecteurs soulignent que l'ASN vous a demandé de respecter ces exigences par les courriers CODEPLYO-2016-025791 du 24 juin 2016, CODEP-LYO-2018-035867 du 11 juillet 2018, CODEP-LYO-2019-011416 du 5 mars 2019, CODEP-LYO-2020-012570 du 12 février 2020 et le CODEP-LYO-2020-013894 du 17 février 2020. Aussi, ils estiment que vos manquements en matière de contractualisation avec les organismes habilités sont inacceptables. Si les écarts détectés par l'ASN au cours de l'inspection du 24 février 2021 font l'objet de nouvelles constatations en inspection, ils seront susceptibles de faire l'objet de sanctions administratives et pénales. A1 : Je vous renouvelle ma demande de respecter les dispositions du code de l'environnement en [1] et de l'arrêté en [2] dans les contrats qui vous lient avec les organismes habilités pour les contrôles régaliens de vos ESP et ESPN.
## Veille Réglementaire
À la suite de l'inspection du 31 mai 2018, l'ASN vous a demandé, par le courrier CODEP-LYO-2018-035867 du 11 juillet 2018 en A1 de « décrire l'organisation en vigueur au sein de votre établissement pour respecter l'ensemble des exigences réglementaires de suivi en service des ESP et ESPN » et en A6 de « veiller à formaliser votre analyse de la veille réglementaire en y intégrant les décisions du BSERR, ainsi que les fiches réglementaires produites par le CLAP et le COLEN. ». Les inspecteurs ont consulté la procédure relative à la veille réglementaire, exigences légales et autres exigences (ref. Tricastin-13-000236 ind. 10.0). Ce document mentionne effectivement que les ESP et les ESPN doivent faire l'objet d'une veille réglementaire mais n'apporte aucune information sur la réglementation applicable. Vos représentants ont indiqué qu'un poste d'expert avait été créé au sein de la plateforme du Tricastin et que cette personne était en charge de cette mission. En son absence, ils n'ont pas été en mesure de présenter aux inspecteurs un document indiquant la nature de la veille réalisée.
Par ailleurs, les inspecteurs ont consulté la note relative au suivi réglementaire des équipements sous pression en service soumis à l'arrêté [4] (ref. Tricastin-19-004367 ind. 3.0) ainsi que celle relative au suivi en service des équipements sous pression nucléaire RF01 et RF03 de l'installation TU5 (INB 155) suivant l'arrêté [3] (ref. Tricastin-19-005540 ind. 1.0). Ils ont relevé que dans ces documents décrivant votre organisation il n'est pas mentionné que le référent ESP et ESPN du site est en charge de réaliser la veille réglementaire applicable aux appareils à pression.
A2 **: Je vous renouvelle ma demande de formaliser votre organisation en matière de veille réglementaire** applicable aux ESP et ESPN et de **vous assurer qu'elle soit exhaustive.** A3 : Je vous demande de mettre en cohérence vos documents décrivant cette organisation avec vos pratiques.
## Liste Des Esp Et Espn
L'article R557-12-3.II du code [1] dispose que « *L'exploitant d'une installation nucléaire de base dresse la liste* des équipements sous pression nucléaires utilisés dans l'installation. Il indique et justifie le niveau qu'il confère à chacun de ces équipements. Il indique pour chacun sa catégorie et la justifie sur la base des données du dossier descriptif. Cette liste ainsi que les justifications associées sont tenues à disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire. ». L'article 6.III de l'arrêté [4] dispose que « *L'exploitant tient à jour une liste des récipients fixes, des générateurs* de vapeur et des tuyauteries soumis aux dispositions du présent arrêté, y compris les équipements ou installations au chômage. Cette liste indique, pour chaque équipement, le type, le régime de surveillance, les dates de réalisation de la dernière et de la prochaine inspection et de la dernière et de la prochaine requalification périodique. L'exploitant tient cette liste à la disposition des agents chargés de la surveillance des appareils à pression. ».
À la suite de l'inspection du 31 mai 2018, l'ASN vous a demandé, par le courrier CODEP-LYO-2018-035867 du 11 juillet 2018 en A3 « *d'assurer la traçabilité des modifications apportées à la liste des équipements et de* prévoir un contrôle technique systématique lors de sa mise à jour. » Les inspecteurs ont consulté le document intitulé « Liste des équipements sous pression et des équipements sous pression nucléaire de l'installation 18 » (ref. Tricastin-18-018775 ind. 1.0). Ce document sous assurance qualité comporte bien un contrôle technique comme demandé par l'ASN, mais les inspecteurs ont noté que le document n'était pas à jour. Par exemple, le surchauffeur classé ESP associé au repère fonctionnel 20-30RE03 en service est l'équipement portant le numéro de fabrication 2354, fabriqué en 2020, alors que la liste lui associe un équipement actuellement hors service portant le numéro de fabrication 1959A, fabriqué en 2016. Les références de plusieurs accessoires de sécurité y sont également erronées. Par ailleurs, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que leur outil de travail, pour le suivi des équipements, n'était pas ce document mais un fichier de tableur. Vos procédures de suivi des ESP et ESPN prévoient des dispositions pratiques permettant d'en tracer les modifications. Les inspecteurs ont observé que ces dispositions n'étaient pas respectées.
A4 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour tenir à jour la liste de vos ESP et ESPN
## Faisant L'Objet D'Un Contrôle Technique.
A5 **: Je vous renouvelle ma demande d'assurer la traçabilité des modifications apportées à la liste de vos**
## Esp Et Espn.
Les inspecteurs ont relevé que vos listes d'ESP et ESPN comportent bien une colonne intitulée « Type », mais qu'il y est reporté la désignation de l'appareil, par exemple surchauffeur, accumulateur.... Or cette liste doit faire apparaître le type de l'équipement selon les définitions de l'article R557-9-1 du code [1] comme récipient, tuyauterie, générateur de vapeur, etc... D'autre part, les listes doivent faire apparaître des équipements individuels et non des ensembles, comme c'est le cas de certains groupes froids notamment.
## A6 : Je Vous Demande De Faire Apparaître Vos Esp Et Espn De Manière Individuelle Dans Vos Listes Avec Leur Type Selon Les Définitions Du Code De L'Environnement.
La liste des ESPN présentée aux inspecteurs fait apparaître certains des accessoires de sécurité protégeant des ESPN mais dans une des colonnes de la ligne de l'ESPN de type récipient concerné. Ces accessoires sont classés ESPN et doivent figurer en tant que tel dans la liste avec les informations mentionnées à l'article R557-12-3.II
du code [1].
A7 : Je vous demande de compléter la liste de vos ESPN afin qu'elle fasse apparaître tous vos ESPN, y compris les accessoires de sécurité.
Les listes de vos ESP et ESPN comportent plusieurs erreurs dans les caractéristiques des équipements reportées dans votre document, notamment pour :
la catégorie de l'ESP portant le n° de fabrication 1669 repéré 50RE19 ;
les résultats du produit de la pression maximale admissible (PS) et du volume (V) de l'ESP portant le n°
de fabrication 2354 repéré 20-30RE03 et de celui portant le n° de fabrication 1749B repéré 60-30RG01 ;
l'absence de valeur pour ce produit PS.V pour neuf ESP des ateliers de l'usine W ;
la version applicable du cahier technique professionnel de plusieurs groupes froids, antérieure à celle en référence [5].
En outre, au cours de leur visite des installations, les inspecteurs ont vérifié par sondage les références des accessoires de sécurité de certains équipements. Ils ont observé que les soupapes protégeant l'ESP portant le n° de fabrication 91242 repéré 91-10RE03 n'étaient pas celles référencées dans la liste. Le dossier d'exploitation de cet équipement fait toutefois référence aux soupapes installées sur l'équipement. Enfin, en consultant le dossier d'exploitation de l'ESP portant le n° de fabrication 1749B repéré 60-30RG01, les inspecteurs ont relevé que les accessoires de sécurité qui y étaient référencés étaient différents de ceux figurant dans la liste de vos ESP.
A8 : Je vous demande de corriger les erreurs précitées figurant dans les listes d'équipements. A9 : Je vous demande d'analyser l'origine des écarts détectés en inspection et de modifier votre organisation afin que celle-ci vous permettre de disposer de listes robustes pour vos équipements. Vous veillerez à prendre des dispositions visant à rendre cette robustesse durable.
## Identification Et Formation Au Risque Pression
L'article 5 de l'arrêté [4] dispose que « Pour les équipements répondant aux critères de l'article 7, le personnel chargé de l'exploitation est formellement reconnu apte à cette conduite par l'exploitant et périodiquement confirmé dans cette fonction. ». Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une série de formation de vos opérateurs à la conduite des générateurs de vapeur était en cours. Son achèvement est prévu en septembre 2021. Ils ont indiqué que le processus de formation à l'exploitation des appareils à couvercle amovible à fermeture rapide (ACAFR) n'était pas formalisé et qu'il n'est pas réalisé pour les récipients dont le produit PS.V est supérieur à 10000 bar.l. Enfin, ils ont indiqué qu'il n'y a pas, pour les opérateurs concernés, de confirmation périodique dans leur fonction.
A10 : Je vous demande de prendre **les dispositions nécessaires pour l'ensemble des équipements répondant**
aux critères de l'article 7 de l'arrêté [4] afin de :
**former le personnel chargé de l'exploitation de ces équipements** ;
**en reconnaître formellement l'aptitude** ;
le confirmer **périodiquement dans cette fonction.**
L'article 11.III de l'arrêté [4] prévoit que lors du contrôle de mise en service d'un ACAFR l'existence de consignes de sécurité affichées à proximité de cet appareil soit vérifiée. Les inspecteurs se sont rendus à proximité des ACAFR de l'atelier EM3 et n'y ont pas observé de consignes de sécurité.
A11 : Je vous demande d'afficher des consignes sécurité relatives au risque pression à proximité de chacun
## De Vos Acafr.
Lors de leur visite des installations les inspecteurs ont observé que l'équipement référencé 591-10-30RF1405 portait une plaque signalétique sur laquelle figurait les marquages prévus à l'article L557-4 du code [1]
l'identifiant comme un équipement sous pression. Or cet équipement de figure pas dans la liste de vos ESP. Vos représentants ont indiqué que plusieurs équipements du réseau d'air comprimé de l'atelier EM3 avaient été déclassés et qu'ils étaient considérés hors-service. Les inspecteurs n'ont pas observé de consignation ni de déconnexion de cet équipement au réseau d'air comprimé. Son manomètre indiquait toutefois bien l'absence de pression dans l'équipement. Les inspecteurs ont indiqué à vos représentants qu'un ESP porteur de ses marquages réglementaires pouvait être considéré soit en service, soit au chômage, mais que dans ces deux cas, il devait apparaître dans la liste des ESP et faire l'objet d'un suivi en service.
A12 : Je vous demande de régulariser la situation **des équipementssous pression du réseau d'air de l'atelier**
EM3. Si vous étiez amenés à les déclasser, je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour neutraliser en conséquence leur marquage réglementaire et pour que dans aucune situation raisonnablement **prévisible leur pression ne puisse dépasser les 0,5 bar.**
## Dossiers D'Exploitation Des Équipements
L'article 13.VII de l'arrêté [4] dispose que « Le plan d'inspection est rédigé sous la responsabilité de l'exploitant par une personne compétente *qu'il désigne.* ».
Les inspecteurs ont consulté le dossier d'exploitation du système frigorifique portant le n° de fabrication Y806625 repéré C1-591-10-30-LC91. Ils ont relevé dans le « Compte rendu d'inspection initiale d'un système frigorifique » (ref. 7128797/S5.6.1.R) que l'évaporateur n°216067483000226 était classé en catégorie II alors que, sur la base des caractéristiques de cet équipement présentes dans son dossier, il relève de la catégorie III. Ils ont également noté que ce compte-rendu n'était pas contre-signé par l'exploitant, alors que la personne ayant procédé à l'inspection y a indiqué des commentaires à prendre en compte. Les inspecteurs ont consulté le « Compte rendu d'inspection périodique d'un système frigorifique » (ref. 7234025/S11.26.1R). Ils ont relevé que ce document indique que l'ensemble frigorifique est constitué de deux évaporateurs identiques. Or selon le dossier de fabrication de cet ensemble ce n'est pas le cas. Cette erreur figure également dans votre liste d'ESP.
A13 : Je vous demande de renforcer la surveillance des actions de suivi en service de vos ESP lorsqu'elles relèvent de votre responsabilité d'exploitant afin d'en améliorer la rigueur. Le point 2.1 de l'annexe V de l'arrêté [3] dispose que « *L'exploitant définit et met en œuvre pour chaque* équipement sous pression nucléaire un programme des opérations d'entretien et de surveillance. (…). Il prévoit la mise en œuvre des moyens nécessaires pour connaître la nature, l'origine et l'évolution éventuelle des défauts et des dégradations constatés sur l'équipement sous pression nucléaire. ». Les inspecteurs ont consulté le programme des opérations d'entretien et de surveillance (POES) référencé Tricastin-16-013781. Ils ont noté que ce document porte sur un repère fonctionnel, C1-594-40-20-RF03, et non sur un ESPN en tant qu'objet. Or l'équipement associé à ce repère fonctionnel a été remplacé en 2020. Ainsi, plusieurs informations, comme la date, le numéro de fabrication et la date de mise en service font référence à l'ancien équipement et non à celui en service.
A14 : Je vous demande de veiller à ce que vos dossiers d'exploitation et vos POES portent sur des équipements physiques et non sur des repères fonctionnels.
Par ailleurs, les inspecteurs ont relevé que le fabricant de l'équipement dont le numéro de fabrication est 2354 a indiqué dans sa notice d'instruction un certain nombre d'examens à effectuer après 105 000 cycles de fonctionnement. Il a également déterminé le nombre de cycle maximum pour le maintien du niveau de sécurité de l'ESPN. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les modalités de quantification du nombre de cycles vécus par l'ESPN et le suivi afférent n'étaient pas formalisés.
A15 : Je vous demande de définir et de mettre en œuvre les modalités de comptabilisation et de suivi du nombre de cycle de fonctionnement des équipements pour lesquels leur fabricant le demande dans les notices d'instruction.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Accessoires De Sécurité Protégeant Des Espn
L'article 1er de l'annexe VII de l'arrêté [3] dispose que « La liste mentionnée au II de l'article R. 557-12-3 du code de l'environnement est complétée par la liste des accessoires de sécurité mentionnés au 3° du III de l'article R. 557-14-1 du code de l'environnement et précise les équipements sous pression nucléaires qu'ils protègent. ». Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur la présence dans vos installations d'accessoires de sécurité relevant de l'annexe VII de l'arrêté [3], à savoir des accessoires de sécurité qui sont classés ESP et qui protègent des ESPN. Vos représentants n'ont pu apporter de réponse durant l'inspection.
B1 **: Je vous demande de m'indiquer si des d'accessoires de sécurité relevant de l'annexe VII de l'arrêté** [3] sont présents dans vos installations et de me préciser les ESPN qu'ils protègent le cas échéant. Le cas échéant, vous ajouterez ces accessoires à la liste des ESPN, en complément de la demande A7.
## Identification Des Esp
Le « Compte rendu d'inspection initiale d'un système frigorifique » (ref. 7128797/S5.6.1.R) du système frigorifique portant le numéro de fabrication Y806625 repéré C1-591-10-30-LC91 mentionne en p2 « *Il a été* constaté la présence d'un vase d'expansion VAREM non assujetti au présent CTP, Vol : 60l / PS 10bar (…).
Equipement à traiter suivant la réglementation applicable. ».
B2 : Je vous demande de m'indiquer à quel ESP de votre liste correspond cet équipement.
## C. Observations
Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division |
INSSN-BDX-2021-0054 | Bordeaux, le 26 mars 2021 Référence courrier : CODEP-BDX-2021-012029 **Monsieur le directeur du CNPE de Civaux**
BP 64 86320 CIVAUX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base. CNPE de Civaux Inspection n° INSSN-BDX-2021-0054 des 16 et 17 février 2021 Environnement - Retour d'expérience de l'accident Lubrizol
## Références :
[1] Directive 2012/18/UE du Parlement européen et du Conseil du 4 juillet 2012 concernant la maîtrise des dangers liés aux accidents majeurs impliquant des substances dangereuses, modifiant puis abrogeant la directive 96/82/CE du Conseil ;
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;
[3] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ;
[4] Décision n° 2013-DC-0360 modifiée du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base ;
[5] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie ;
[6] Courrier de l'ASN CODEP-DEU-2019-042607 relatif à la maîtrise des risques non radiologiques à la suite de l'accident « Lubrizol » à Rouen ; [7] Etude de dangers conventionnels du CNPE de Civaux référencé D455619036446 Ind. X du //2021 ;
[8] Courrier de l'ASN CODEP-DCN-2019-034861 relatif aux inspections renforcées « environnement » réalisées en 2019 ;
[9] Fiche réponse d'EDF référencée D455019010653 à la demande A11 du courrier [8].
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu les 16 et 17 février 2021 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème « Environnement -
Retour d'expérience de l'accident Lubrizol ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour objectif d'examiner certaines des dispositions relatives à la maîtrise des risques non radiologiques prises par le CNPE de Civaux. Cette inspection s'inscrivait notamment dans le cadre du retour d'expérience de l'accident survenu le 26 septembre 2019 dans l'usine de la société Lubrizol à Rouen. Dans ce contexte, le classement « seuil haut » au sens de la directive « Seveso 3 » [1] de vos installations, justifie une vigilance particulière de votre part sur ces risques.
A cet égard, dans le courrier [6] qui vous a été adressé en octobre 2019, l'ASN appelait votre attention sur la nécessité de vous assurer, en particulier, du caractère opérationnel des mesures de maîtrise des risques, en période de forte comme de faible activité, de la complétude et de la tenue à jour des informations contenues dans votre registre des substances dangereuses, ainsi que des éléments devant figurer dans votre rapport de sûreté vis-à-vis des risques non radiologiques. Au cours de l'inspection, les inspecteurs ont vérifié, par sondage, les éléments mentionnés dans votre réponse au courrier [6], notamment le registre des substances dangereuses présentes sur votre site. Ils ont également examiné certains points de votre étude des dangers conventionnels [7] (EDDc). Enfin, un exercice « sur table » visant à mettre en pratique vos réponses au courrier précité [6] a également été organisé, et, dans ce cadre, les locaux de conditionnement et d'injection des réactifs chimiques (SIR) de la salle des machines des tranches 1 et 2, au sein desquels sont entreposées des substances dangereuses, ont été visités.
Les inspecteurs ont également effectué une visite de la station de déminéralisation et de son aire de dépotage. Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que votre connaissance de l'étude de dangers conventionnels [7], réalisée par vos services centraux, est insuffisante. De plus, le registre des substances dangereuses n'est pas finalisé et de ce fait est peu opérationnel. L'exercice « sur table »
de mise en situation était globalement satisfaisant même si des incohérences ont été relevées, notamment la présence de substances dangereuses non répertoriées dans votre documentation et vos outils informatiques internes. Les inspecteurs estiment que l'organisation de votre site vis-à-vis de la maitrise des risques non radiologiques doit être améliorée.
## A. Demandes D'Actions Correctives Démonstration De La Maitrise Des Risques Conventionnels
L'article 7.1. de l'arrêté [3] stipule que :
« L'exploitant met en œuvre une organisation, des moyens matériels et humains et des méthodes d'intervention propres, en cas de situation d'urgence, de manière à :
- assurer la meilleure maîtrise possible de la situation, notamment en cas de combinaison de risques radiologiques et non radiologiques ;
- *prévenir, retarder ou limiter les conséquences à l'extérieur du site.* »
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur l'organisation générale de votre site vis-à-vis de la maitrise des risques non-radiologiques, et plus particulièrement sur la déclinaison locale des éléments de réponse [9] au courrier [8] cité dans le courrier [6]. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que la commission locale, devant réunir le réseau des correspondants des services contributeurs du site, n'a pas été mise en place pour le moment. Le processus élémentaire (PE) **intégré au sous-processus « maitriser les risques d'agressions » n'a pas** non plus été intégré à votre organisation existante. De ce fait, aucune revue de synthèse du PE n'a été menée. Les inspecteurs ont noté que l'organisation vis-à-vis de la maitrise des risques nonradiologiques sur le CNPE de Civaux est, à ce stade, informelle. Vos représentants ont toutefois indiqué que le PE est en cours de mise en œuvre et qu'une 1ère **revue de synthèse aura lieu avant la**
fin de l'année 2021.
A.1 : L'ASN vous demande de finaliser la mise en place d'une organisation pérenne permettant de vous assurer du caractère opérationnel des mesures de prévention, limitation et protection d'un accident, et notamment d'un incendie, et de la bonne connaissance, par l'ensemble des intervenants internes et externes, des risques présentés par vos installations et des attitudes à tenir en cas d'alerte ;
A.2 : L'ASN vous demande de lui transmettre les éléments conclusifs de la revue de synthèse d'ici au 31 décembre 2021.
## Etude De Dangers Conventionnels (Eddc)
Les inspecteurs ont examiné les « phénomènes dangereux » 9 et 15 de l'EDDc intitulés respectivement « Incendie de l'aire de dépotage » et « Incendie des locaux SIR ». Ils ont constaté dans les « fiches de modélisation » en annexe de votre EDDc que seule l'évaluation des effets toxiques a été prise en compte. En effet, l'évaluation des effets thermiques n'a pas été retenue dans les fiches précitées. Ainsi, ces fiches ne permettent pas de justifier que les effets thermiques n'atteignent pas l'extérieur du CNPE. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'expliquer l'absence de prise en compte des effets thermiques dans les « fiches de modélisation ».
A.3 : L'ASN vous demande de prendre en compte les effets thermiques dans le cadre de la modélisation des phénomènes dangereux 9 et 15. Vous lui transmettrez votre analyse des conséquences de cette situation, et les mesures éventuelles que vous serez amenés à prendre.
## Cohérence Documentaire, Tenue À Jour De L'Information Et Exercice De Mise En Situation
Un exercice « sur table », postulant l'incendie généralisé des locaux SIR de la salle des machines, a été organisé durant l'inspection. Au cours de celui-ci, il vous a été demandé de fournir la liste, qualitative et quantitative, des substances dangereuses qui y sont présentes, sans possibilité d'accéder physiquement à l'installation. Cet exercice a été suivi d'une visite de ces mêmes locaux permettant de confronter les informations fournies durant l'exercice aux quantités de substances dangereuses réellement présentes dans l'installation. De manière générale, les inspecteurs ont constaté que vous avez été en capacité d'identifier et d'indiquer au cours de l'exercice, la nature et les quantités des différentes substances dangereuses réellement présentes dans les locaux SIR. Toutefois, certaines substances dangereuses présentes au sein de l'installation au jour de l'inspection (résines) n'ont pas été mentionnées par vos représentants durant l'exercice. Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur ce point particulier. Vos représentants ont indiqué que ces substances n'apparaissaient pas dans la documentation interne utilisée durant l'exercice. Or, la fiche de données de sécurité (FDS) stipule qu'une décomposition thermique ou un brûlage peut libérer des oxydes de carbone et d'autres gaz ou vapeurs toxiques. D'autre part, dans le local SIR au niveau - 4 du réacteur 1, les inspecteurs ont constaté que les quantités de substances dangereuses présentes étaient légèrement plus faibles que celles indiquées en salle lors de l'exercice.
A.4 : L'ASN vous demande de lui indiquer les causes expliquant l'absence de mise à jour de votre documentation interne, et les actions correctives que vous prendrez pour y remédier ;
A.5 : L'ASN vous demande de conduire, en tenant compte des résultats de cette analyse, une démarche de réexamen de la situation des autres locaux d'entreposage de substances dangereuses sur le site, afin de vous assurer qu'aucun de ceux-ci ne serait susceptible d'induire des constats similaires.
Le II de l'article L. 593-6 du code [2] dispose notamment que : « *L'exploitant recense, dans un rapport* de sûreté, les risques auxquels son installation peut exposer, directement ou indirectement, les intérêts mentionnés à l'article L. 593-1, que la cause soit interne ou externe à l'installation. Le rapport de sûreté tient lieu de l'étude de dangers prévue à l'article L. 551-1. […] L'exploitant tient à jour [le document susmentionné]. »
Le I de l'article 3.8 de l'arrêté [3] dispose par ailleurs que « la démonstration de sûreté nucléaire s'appuie sur des données à jour et référencées ». L'article 1.2.3 de la décision [5] dispose que : « Dans le cadre fixé par les articles 1.2.1 et 1.2.2, l'exploitant met en place des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie prenant en compte l'ensemble des aspects techniques et des facteurs organisationnels et humains pertinents. En particulier, ces dispositions contribuent, en cas d'incendie, à assurer la protection des personnes nécessaires aux opérations d'atteinte et de maintien d'un état sûr de l'INB et à l'intervention et la lutte contre l'incendie. »
Enfin, l'article 4.2.1 de la décision [4] dispose que : « II. - L'exploitant, sans préjudice des dispositions du code du travail, dispose des documents lui permettant de connaître la nature et les risques des substances dangereuses présentes dans l'installation, en particulier les fiches de données de sécurité. III. - L'exploitant tient à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances dangereuses détenues ainsi qu'un plan général des entreposages. » Lors de l'examen par sondage du registre des substances dangereuses, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'un travail de compilation en un registre unique des registres des substances dangereuses existant initialement dans chacun des services du CNPE était en cours de finalisation. Si votre registre des substances dangereuses comporte la plupart des éléments requis au titre du III de l'article 4.2.1 de la décision [4] précité, les inspecteurs ont cependant relevé que :
- **ce document est peu opérationnel et difficile à utiliser, ce qui peut être préjudiciable en**
situation d'urgence ;
- **ce document ne contient pas de données à jour pour la station de déminéralisation et la salle**
des machines ;
- **le recensement des substances dangereuses est « en cours » dans certaines zones de stockage ;** - **certaines substances présentes dans le registre sont renseignées comme « produit inconnu » ;**
- **ce document ne permet pas d'effectuer un suivi quotidien de l'état des stocks de substances**
dangereuses sur le CNPE ;
- **ce document n'est pas partagé à ce stade sur l'intranet du CNPE ;**
- **vos représentants ont utilisé, à l'occasion de l'exercice « sur table » des documents de travail**
et une application tierce en lieu et place du registre, ce qui suggère que votre registre ne serait pas un document autoportant.
Par ailleurs, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'une version correctement alimentée du registre des substances dangereuses par les différents services contributeurs était prévue pour juin 2021.
A.6 : L'ASN vous demande de prendre les mesures correctives pour remédier aux constats des inspecteurs. Vous lui transmettrez la version mise à jour de votre registre d'ici le mois de juillet 2021 ;
A.7 : L'ASN vous demande de tirer le retour d'expérience des constats des inspecteurs en renforçant votre organisation afin de rendre plus robuste l'établissement et la mise à jour de votre registre des substances dangereuses. Contrôle des tuyauteries véhiculant des substances toxiques, radiologiques, inflammables, corrosives ou
## Explosible (Trice)
L'article 4.3.4.-I de la décision [4] indique que : *« I. - Les contrôles, les essais périodiques et la maintenance* des éléments importants pour la protection visent à garantir au minimum :
- le bon état et l'étanchéité des canalisations ou tuyauteries, des rétentions, des réservoirs et capacités ; […] II. - Les modalités et périodicité de ces contrôles, essais périodiques et maintenance sont formalisées dans le système de gestion intégrée. […]. » Les inspecteurs ont examiné le compte-rendu du contrôle des tuyauteries TRICE du système de traitement de l'huile de la turbine du réacteur 2 (2 GTH 000 SYST) réalisé en 2020. Celui-ci mentionne que les installations étaient encore calorifugées, ce qui n'est pas conforme à votre référentiel.
A.8 : L'ASN vous demande de compléter votre contrôle des tuyauteries TRICE afin de respecter votre référentiel, en particulier sur le décalorifugeage des installations.
## Locaux Sir
L'article 4.1.1.-I de la décision [4] indique que : "Les installations sont conçues, construites, exploitées, mises à l'arrêt définitif, démantelées, entretenues et surveillées de façon à prévenir ou limiter les rejets directs ou indirects de substances susceptibles de créer une pollution, vers le milieu récepteur ou les réseaux d'égouts. » Au niveau 0 du local SIR associé au réacteur n° 1, les inspecteurs ont relevé que le revêtement du sol n'était pas intègre.
A.9 : L'ASN vous demande de caractériser le constat relevé par les inspecteurs. Vous lui indiquerez les actions correctives menées.
Les inspecteurs ont constaté la présence d'égouttures sur le haut de la bâche d'hydrazine 1 SIR 201 BA.
A.10 : L'ASN vous demande de procéder au nettoyage des égouttures présentes sur la bâche et de mener une analyse afin de détecter leurs origines et de prendre les mesures correctives adéquates. Vous lui ferez part des mesures prises.
## Aire De Dépotage 1 Lhp Et De La Station De La Déminéralisation
Le I de l'article 4.2.1 de la décision [4] dispose que « *les fûts, réservoirs et autres contenants, ainsi que* leurs emballages, d'une part, ainsi que les aires d'entreposage de substances dangereuses, d'autre part, 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 ».
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un camion-citerne à l'arrêt sur l'aire de dépotage 1 LHP. Une étiquette sur le pare-brise mentionnait le nom de la substance contenue dans le camion-citerne (huile moteur « COOLEF »). En revanche, celle-ci ne mentionnait pas le symbole de danger correspondant au produit.
Vos représentants ont communiqué la FDS du produit « COOLEF ». Celle-ci stipule que ce produit est corrosif et fait mention d'un symbole de danger.
De plus, les inspecteurs ont noté la présence dans un local de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation de deux bidons remplis et non étiquetés. Vos représentants ont indiqué qu'il s'agit de carbonate de calcium.
A.11 : L'ASN vous demande de remédier à ces constats et de veiller à la bonne mise en œuvre des dispositions réglementaires relatives à l'étiquetage des substances et mélanges chimiques dangereux en toutes circonstances.
## B. Demande D'Informations Complementaires Locaux Sir
Dans le local SIR situé au niveau - 4 mètres du réacteur 1, les inspecteurs ont constaté la présence de petits papiers en aluminium ainsi que des traces de phosphate solide alors que vos représentants ont confirmé que le phosphate solide était manipulé à l'étage supérieur.
B.1 : L'ASN vous demande de lui transmettre votre analyse permettant de déterminer les origines de la présence de ces éléments au niveau -4 mètres du local précité.
## C. Observations
Sans objet
*****
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois**, à l'exception des demandes A1 et A4 pour lesquelles** les délais sont respectivement fixés au 31 décembre 2021 et juillet 2021, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-LYO-2020-1020%20 | Lyon, le 13 janvier 2021 Réf. : CODEP-LYO-2021-001460 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité du Tricastin Electricité de France CS 40009 26131 SAINT PAUL TROIS CHATEAUX CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire du Tricastin (INB nos 87 et 88)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-1020 des 22 et 23 décembre 2020 Thème : « E5 : Suivi en service des équipements sous pression (ESP) et des récipients à pression simples
(RPS) implantés dans le périmètre des INB »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et son article L. 593-33
[3] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[4] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [5] Décision BSEI 13-125 du 31 décembre 2013
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu les 22 et 23 décembre 2020 sur la centrale nucléaire du Tricastin sur le thème « Suivi en service des ESP et RPS implantés dans le périmètre des INB ».
Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait le thème « Suivi en service des ESP et RPS implantés dans le périmètre des INB »
et s'inscrivait dans la continuité de l'audit du service d'inspection (SIR) du CNPE du Tricastin qui a été réalisé les 7 et 8 octobre 2020 par audioconférence. Les inspecteurs ont effectué une visite des salles des machines des réacteurs no 3 et no 4 et ont rencontré des représentants de certains services métiers auxquels le SIR a confié des activités liées au suivi en service des ESP et RPS implantés dans le périmètre des INB.
Les inspecteurs de l'ASN relèvent que le SIR est soutenu de façon appropriée par la direction du site et qu'il dispose de fait d'une vraie reconnaissance au sein du CNPE ainsi que de l'autorité nécessaire pour remplir ses missions.
Les installations visitées étaient dans un état satisfaisant.
## A. Demandes D'Actions Correctives Rangement Des Boîtes Contenant Des Films Radiographiques
Des boites contenant des films radiographiques présentes dans le local 2625 623 destiné aux archives des examens non destructifs (END), situé au sous-sol du restaurant CCAS, n'étaient pas rangées dans des armoires ni disposées
« sur chant ». Ceci n'est pas conforme aux exigences figurant dans la note nationale d'EDF (EDE ETC 040204 indice D).
Demande A1 : Je vous demande d'examiner l'étendue de cet écart, d'en analyser la cause et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter qu'il **ne se renouvelle.**
## Documentation Disponible Dans Le Local 2625 623
Les inspecteurs de l'ASN ont noté que seule la note nationale d'EDF référencée EDE ETC 040204 indice D était présente dans le local d'archives susmentionné. La procédure établie par le CNPE qui complète la note nationale n'y était pas, seules quelques pages volantes sans référence qualité étaient présentes.
Demande A2 : Je vous demande de mettre à disposition les informations relatives à la conservation des films radiographiques **dans les lieux où elles sont nécessaires.**
## Dispositif De Climatisation Du Local Archives End
Les inspecteurs de l'ASN ont constaté que l'installation du dispositif de climatisation du local d'archives susmentionné, où sont entreposés les films radiographiques, n'est pas terminée. Des gaines de ventilation jonchent le sol et entravent l'accès à un extincteur.
Demande A3 : Je vous demande de mettre en conformité l'installation de la climatisation du local des archives END où sont entreposés les films radiographiques.
## Marques Réglementaires Sur Les Équipements
Les inspecteurs de l'ASN ont noté que la médaille de l'ESP 3 GSS 100 ZZ n'est pas frappée des marques réglementaires depuis sa dernière requalification, réalisée le 21 mai 2010 par l'organisme habilité. Ceci n'est pas conforme aux exigences réglementaires en ce qui concerne le marquage. Demande A4 : Je vous demande d'analyser l'origine de cet écart **et de prendre les dispositions nécessaires** pour éviter qu'il ne se renouvelle. Vous vérifierez notamment si cet écart concerne d'autres équipements.
## Balisage Autour D'Un Équipement Colmaté Par Injection De Pâte Thermodurcissable
Les inspecteurs ont constaté qu'à la suite du colmatage par injection de pâte thermodurcissable d'une fuite sur l'ESP 3 APP 001 MP, l'exploitant n'avait pas mis en place de balisage de la zone environnante. Ceci n'est pas conforme au guide national de colmatage de fuites par injection de pâte thermodurcissable référencé D450712014967. Demande A5 : Je vous demande de mettre en place un balisage autour de l'ESP 3 APP 001 MP **et de** prendre les dispositions nécessaires pour éviter que cette situation ne se renouvelle. Vous vérifierez que les balisages sont en place autour des autres équipements ayant fait l'objet de colmatages par injection de pâte thermodurcissable.
## Fuite Au Travers De Deux Accessoires Sous Pression Installés En Série
Les inspecteurs ont relevé en salle des machines du réacteur no 4, la présence d'une fuite de vapeur récupérée dans une gatte. L'utilisation d'une caméra thermique a permis d'identifier l'origine de ces fuites au niveau de deux accessoires sous pression en série (4 GSS 118 VL et 4 GSS 119 VL). Cette situation est anormale puisque ce montage, à l'aide de deux accessoires sous pression en série, doit précisément permettre d'isoler un équipement défaillant pour permettre sa réparation.
Ces ESP génèrent, en cas de dysfonctionnement, des volutes de vapeur qui d'une part produisent un effet masquant, préjudiciable à la détection d'autres fuites, et d'autre part sont susceptibles d'entrainer des dégradations par corrosions d'autres équipements implantés dans leur environnement proche. Demande A6 : Je vous demande d'examiner l'étendue de cet écart, d'en analyser la cause et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter qu'il **ne se renouvelle.**
## Fuite Non Repérée Localement
Les inspecteurs de l'ASN ont noté que l'accessoire sous pression 4 APP 20 VL, qui est le siège d'une fuite goutte à goutte, a bien été identifié par l'exploitant (Demande de Travail n° 01001123) mais n'est pas repéré localement par un macaron. Ceci n'est pas conforme aux pratiques que vous avez définies sur le site. Demande A7 : Je vous demande de mettre en place le macaron manquant et de prendre les dispositions nécessaires pour éviter que cette situation ne se renouvelle. **Vous vérifierez si des DT similaires ont été** émises sur des matériels sans que des macarons n'aient été mis en place et procéderez, le cas échéant, à la mise en place des macarons requis.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Certificat D'Étalonnage
Les inspecteurs ont noté que le certificat d'étalonnage référencé FR 978830580001 de l'appareil de mesure d'hygrométrie et de température dans le local des archives END référencé 2625 623, où sont entreposés les films radiographiques, ne contenait pas la marque de l'organisme accréditeur (COFRAC en l'occurrence). Demande B1 : Je vous demande de m'indiquer pourquoi la marque de l'organisme accréditeur n'apparait pas sur le certificat d'étalonnage délivré.
## Qualification De La Société Ayant Délivré Le Certificat De L'Appareil De Mesure D'Hygrométrie Et De Température D'Étalonnage
Les inspecteurs de l'ASN ont constaté que la société qui a délivré le certificat d'étalonnage de l'appareil de mesure susmentionné ne figurait pas dans l'application qui recense les sociétés intervenant dans le cadre d'activités importantes pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté du 7 février 2012 en référence. Vos représentants n'ont pas pu préciser au cours de l'inspection si cette activité était classée AIP ou pas.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer **si cette activité est une activité classée AIP et le cas**
échéant de vérifier pourquoi cette société ne figure pas dans la base de données prévue à cet effet.
## Appareils Respiratoires Isolants Équipés D'Un Limiteur De Débit.
Les inspecteurs de l'ASN ont noté que le service de prévention des risques (SPR), en charge de la gestion pour le compte du SIR des ESP de type extincteurs et appareils respiratoires isolants (ARI) n'a pas été mesure de préciser si tous les ARI sont équipés d'un limiteur de débit. Ce dispositif limite les risques de création d'un missile en cas de « rupture de la tête de l'ARI » qui est un incident assez fréquent. Dans le cas où l'ensemble des ARI présents sur le site du Tricastin ne seraient pas équipés d'un tel dispositif, il conviendrait alors que l'exploitant veille à privilégier l'implantation des ARI qui en sont équipés dans les zones les plus sensibles vis-à-vis des dommages pouvant être causés aux éléments importants pour la protection environnants.
Demande B3 : Je vous demande de vérifier que tous les appareils respiratoires isolants (ARI) **mis en**
œuvre sur site sont équipés d'un dispositif de limiteur de débit. Dans le cas où **tel ne serait pas le cas, je**
vous demande de m'indiquer quelles dispositions vous prenez pour limiter les risques pour la sûreté de votre installation **en cas de rupture de la tête d'un ARI**.
## C. Observations Analyse Des Informations Transmises Par Le Service Conduite
Les inspecteurs de l'ASN ont noté que l'inspecteur du SIR, correspondant du service conduite, ne formalise pas l'analyse qu'il fait des informations recueillies dans le cadre des activités de surveillance confiées au service conduite via la note « Sous-traitance et surveillance » référencée D453415023947 indice 05 alors que la concaténation de ces analyses permettrait de constituer un historique intéressant des données concernées.
##
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-CAE-2020-0176%20 |
DIVISION DE CAEN
A Caen, le 07 décembre 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-059526 **Monsieur le Directeur**
du CNPE de Paluel BP 48 76 450 CANY-BARVILLE
OBJET : **Contrôle des installations nucléaires de base** CNPE de Paluel, INB n° 103, 104, 114 et 115 Inspection n° INSSN-CAE-2020-0176 du 17 novembre 2020 Prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement Réf. : [1] **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision ASN n° 2013-DC-0360 de l'ASN du 16 juillet 2013 modifiée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
[4] Décision ASN n° 2019-DC-0676 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 9 juillet 2019 fixant les valeurs limites de rejet dans l'environnement des effluents des installations nucléaires de base n° 103, n° 104, n° 114 et n° 115 exploitées par Électricité de France (EDF) dans la commune de Paluel
[5] Décision ASN n° 2019-DC-0677 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 9 juillet 2019 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de rejet d'effluents et de surveillance de l'environnement des installations nucléaires de base n° 103, n° 104, n° 114 et n° 115 exploitées par Électricité de France (EDF) dans la commune de Paluel
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection a eu lieu le 17 novembre 2020 au CNPE de Paluel sur le thème de la protection de l'environnement et en particulier des prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement ainsi que la prévention des pollutions et la maîtrise des nuisances. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 17 novembre 2020 a concerné l'application du protocole tripartite
(ASN/IRSN/CNPE), relatif à la réalisation de prélèvements et de mesures d'échantillons d'effluents liquides rejetés par le CNPE ainsi que dans son environnement. Les prélèvements sont échantillonnés afin d'inter-comparer les résultats d'analyses réalisées par vos soins selon les modalités usuelles avec ceux réalisés par des laboratoires indépendants agréés. Des échantillons témoins sont conservés à des fins de contre-expertise si nécessaire. De plus, ce type de contrôle permet de vérifier le respect des décisions n° 2019-DC-0676 en référence [4] et n° 2019-DC-0677 en référence [5] fixant respectivement les valeurs limites de rejets dans l'environnement des effluents et les modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de rejet d'effluents et de surveillance de l'environnement des installations nucléaires de base du CNPE de Paluel. La liste des points prélevés est la suivante :
- **réservoir 0KER002BA (Effluents radioactifs issus du circuit primaire),**
- **réservoir 0SEK103BA (Effluents chimiques issus du circuit secondaire),**
- **émissaire de rejet Est,**
- **station de déminéralisation (effluents en sortie),**
- **station d'épuration (effluents en sortie et boues prélevées sur lit de roseaux),**
- **piézomètres 0SEZ012PZ et 0SEZ015PZ.**
Les résultats des analyses sont attendus dans les semaines à venir. En complément de la partie prélèvement, l'inspection a concerné les suites des inspections renforcées environnement de 2019 suivantes : Inspections INSSN-CAE-2019-0097, INSSN-CAE-2019-0203, INSSN-CAE-2019-0204, des 21 et 22 mai 2019 portant sur les thèmes de la prévention des pollutions et la maitrise des nuisances, de la gestion du confinement liquide et de la maîtrise des risques non radiologiques ainsi que des prélèvements d'eau et rejets d'effluents, surveillance des rejets et de l'environnement.
L'inspection a consisté en un contrôle documentaire à distance des engagements pris par les exploitants suite aux inspections de 2019, complété par un contrôle sur site. Les thèmes suivants ont notamment été abordés :
- **la surveillance de vos prestataires intervenants dans le domaine environnement (exploitants de**
la station de déminéralisation et de la station d'épuration du CNPE),
- **la gestion du confinement liquide et de l'organisation mise en place pour la gestion des**
obturateurs aux émissaires de rejets notamment en cas de déversement accidentel ainsi que de la stratégie de confinement des eaux pluviales et des eaux d'extinction incendie,
- **les contrôles et travaux de remise en conformité du réseau d'eaux pluviales (SEO),**
- **la gestion de vos activités de contrôle d'étanchéité et de réfection des puisards, rétention,**
déshuileurs et aire de dépotage,
- **la gestion des fiches EAR (processus d'analyse avant rejets des effluents),**
- **la gestion des fuites de gaz d'hexafluorure de soufre (SF6),**
- **la gestion des substances et mélanges dangereux,**
- **plus globalement, la maintenance de vos installations valorisées pour la protection de**
l'environnement,
- **le parc à gaz.**
La visite terrain a permis d'inspecter l'huilerie et son annexe, l'atelier chaud, la station de déminéralisation, l'installation de javellisation, les locaux abritant les bâches et systèmes de gestion des effluents radiologiques et chimiques (KER/SEK) et le parc à gaz du réacteur numéro 1. Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour la protection de l'environnement apparait globalement satisfaisante. Le CNPE de Paluel a mené un grand nombre d'actions pour solder les engagements qu'il a pris suite aux inspections de 2019. Toutefois, l'exploitant devra veiller à finaliser le plan d'actions dans les délais prévus notamment concernant la gestion du confinement liquide, la remise en conformité du réseau SEO et des aires de dépotage du CNPE. De plus, une attention particulière doit être portée sur la tenue de l'atelier chaud.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Maitrise Des Rejets Issus Des Fosses De Neutralisation De La Station De Déminéralisation**
L'article 1.3 de l'arrêté en référence [2] dispose que : «Pour l'application du présent arrêté, les définitions suivantes sont utilisées : activité importante pour la protection : activité importante pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l'environnement), c'est-à-dire activité participant aux dispositions techniques ou d'organisation mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ou susceptible de les affecter ; » Les inspecteurs ont souhaité revenir sur l'analyse de l'évènement significatif environnement du 19 mars 2020 concernant le dépassement du flux 24h en sulfates suite à un rejet non maîtrisé de la fosse de neutralisation contenant des substances chimiques. Cet évènement a mis en évidence que la maitrise du rejet des fosses de neutralisation est uniquement basé sur une estimation par calcul des quantités de substances chimiques consommées dans l'installation de déminéralisation. Ce « bilan des matières consommées » permet donc, par calcul, de s'assurer préalablement à la réalisation d'un rejet, du respect des limites réglementaires fixées dans la décision ASN n° 2019-DC-0676 en référence [4]. En effet, il n'est pas possible de conception, de réaliser un contrôle représentatif des concentrations en substances chimiques des fosses de neutralisation avant leur rejet. Le contrôle est réalisé par prélèvement continu sur les lignes de vidange pendant le rejet, avec des résultats disponibles plusieurs jours après.
L'ASN considère donc que le calcul, basé sur une évaluation des produits consommés afin de déterminer les concentrations en produits chimiques de la fosse de déminéralisation avant rejet est une activité concourant au respect de la décision réglementaire ASN n° 2019-DC-0676 en référence [4] et qu'à ce titre cette activité devrait être considérée comme une activité importante pour la protection des intérêts protégés (AIP) selon la définition de l'article 1.3 de l'arrêté du 7 février 2012 en référence [2]
suscité.
Je vous demande de reconsidérer le classement de l'activité permettant de s'assurer du respect de la décision ASN n° 2019-DC-0676 en référence [4] en activité importante pour la protection des intérêts protégés et ainsi de lui appliquer les règles s'y référant en application de l'arrêté en référence [2].
## A.2 **Aire De Dépotage De La Station De Déminéralisation**
Le II de l'article 4.3.8 de la décision 2013-DC-0360 en référence [3] précise que : « Les installations de chargement et de déchargement sont pourvues d'un dispositif d'arrêt d'urgence qui permet d'interrompre les opérations de transfert **».**
Les inspecteurs ont relevé l'absence de dispositif d'arrêt d'urgence au niveau de l'aire de dépotage de la station de déminéralisation. De plus les inspecteurs ont noté que le report des alarmes de niveau haut présentes sur les réservoirs de substances dangereuses était inopérant. Ces écarts, qui avaient déjà fait l'objet d'une demande en lettre de suite de l'inspection environnement de 2019, fragilise votre organisation vis-à-vis du risque de débordement de substances dangereuses lors des opérations de dépotage.
Vos représentants ont indiqué que les dépotages étaient toujours réalisés avec la présence de deux intervenants afin d'être en mesure de surveiller le niveau des bâches en cours de remplissage en temps réel et ainsi pouvoir interrompre le dépotage si besoin. Vos représentants ont également indiqué que la remise en conformité de l'aire de dépotage était prévue dans les engagements pris à la suite de l'inspection de 2019, notamment pour traiter les défauts remettant en cause son étanchéité ainsi que celle des caniveaux associés. A cette occasion, tous les systèmes concourant à la prévention des débordements seront installés.
Cependant les inspecteurs notent que l'organisation, mise en place en tant que mesure compensatoire transitoire, n'est décrite par aucun document ou gamme opératoire. Etant donné le report d'échéance à fin 2022 pour la réalisation des travaux sur l'aire de dépotage de la station de déminéralisation, ils estiment que l'organisation transitoire de sécurisation des dépotages doit être décrite et documentée. Je vous demande de mettre à jour vos gammes opératoires de dépotage utilisées à la station de déminéralisation pour tenir compte des spécificités de celle-ci et notamment de l'organisation spécifique mise en place en compensation des systèmes inopérants ou inexistants. Je vous demande également de me préciser le calendrier de remise en conformité de l'aire de dépotage.
## A.3 **Respect Des Engagements Et Surveillance Des Prestataires**
Les inspecteurs ont contrôlé les activités de surveillance mises en œuvre par EDF concernant les actions d'intervenants extérieurs en charge de l'exploitation de la station d'épuration ainsi que sur les activités d'entretien des déshuileurs. Ils ont noté une amélioration de l'exploitation et de la surveillance de la station d'épuration du site avec la mise en place d'un nouveau programme de surveillance.
Ils ont également vérifié la déclinaison des nouvelles fiches d'actions de surveillance qui ont été mises en place pour les activités d'entretien des déshuileurs. De plus, à la suite de l'inspection environnement de 2019, vous aviez pris l'engagement de modifier contractuellement le délai d'intervention de votre prestataire intervenant dans le cadre des vidanges du déshuileur de site en cas d'atteinte du niveau maximal (max2). En effet, le délai d'intervention actuellement applicable n'est pas cohérent avec les contrôles d'absence de tritium qui doivent être réalisés avant tout rejet. Cet engagement, qui devait être soldé au 30 novembre 2019, n'a toujours pas été retranscris contractuellement. Vos représentants ont expliqué que le renouvellement du contrat et donc la réécriture du cahier des clauses techniques particulières étaient en cours et devrait être acté prochainement.
Je vous demande de contractualiser le délai d'intervention pour vidange du déshuileur de site en cohérence avec les exigences permettant d'éviter d'éventuel débordement sans réalisation des contrôles réglementaires. Vous voudrez bien mettre en place une organisation permettant d'identifier les engagements non tenue dans les délais annoncés et de nous en informer.
## A.4 **Local Xa0505**
Les inspecteurs ont noté, dans le local XA0505 où se trouvent les pompes du circuit SEK1**, la présence**
de liquide stagnant au pied du massif des pompes. Lors de l'inspection INSSN-CAE-2018-0192 du 29 mai 2018, la même situation avait été observée et vous aviez indiqué qu'après nettoyage, les contrôles réalisés n'avaient pas mis en évidence la réapparition d'eau. Vous en aviez conclu qu'une inétanchéité des circuits pouvait être exclue. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter des éléments d'explication sur la présence de cette eau.
Je vous demande de me préciser la nature et l'origine de l'eau stagnante présente dans le local XA0505 notamment au pied du massif des pompes du circuit SEK. Je vous demande également de m'informer des actions que vous allez mettre en œuvre afin d'éviter que cela ne se reproduise.
1 SEK : circuit de recueil, de contrôle et de rejet des effluents du circuit secondaire
## A.5 **Entreposage De Matières Inflammables**
Une armoire coupe-feu, implantée en face de l'huilerie, à l'extérieur, est utilisée pour entreposer des échantillons de carburant prélevés dans les moteurs diésels des groupes électrogène de secours du CNPE. La comptabilisation des quantités de carburant entreposé dans l'armoire ne permet pas de garantir le respect du seuil maximum de carburant autorisé dans l'armoire à un instant donné et fixé à 100 litres.
Je vous demande de revoir votre méthodologie de comptabilisation du carburant entreposé dans l'armoire afin de respecter à tout instant sa capacité maximale.
## B **Compléments D'Information** B.1 **Confinement Liquide**
Les inspecteurs ont contrôlé la déclinaison des actions et engagements que le CNPE a pris suite à l'inspection environnement de 2019 concernant la thématique du confinement liquide en cas de déversement de substances dangereuses, le confinement des eaux pluviales et le confinement des eaux d'extinction incendie. Les inspecteurs ont questionné vos représentants à propos de la finalisation de certaines études et travaux devant être remis dans les mois à venir afin de solder les engagements pris. L'ASN insiste sur la nécessité de disposer d'études conclusives et d'échéanciers précis pour les travaux et actions qui resteraient à transmettre. Sont concernés en particulier, la gestion de la portion du réseau SEO situé à l'ouest du bas de site non confiné, la surveillance des réseaux d'eaux pluviales et les vérifications du cheminement des eaux d'extinction incendie vers le sous-sol des bâtiments valorisés comme rétention interne ainsi que la mise en place de modifications organisationnelles ou matérielles permettant de garantir le confinement en cas de pluie. Plus spécifiquement, concernant la gestion globale du confinement liquide sur le site, le CNPE a fait le choix de valoriser son réseau d'évacuation des eaux pluviales (SEO) par l'installation d'obturateurs à différents point stratégiques et aux niveaux des émissaires. Cette gestion conduit le CNPE à disposer d'une zone non obturable sur une portion de voirie située à l'ouest du bas de site. Afin d'éviter des déversements accidentels sur cette portion de voirie, des dispositions transitoires ont été mises en place.
Les inspecteurs ont notamment contrôlé les dispositions d'organisation de la circulation des transports de matières dangereuses sur le site. L'organisation actuelle des transports est pertinente mais repose uniquement sur une note d'information. Vos représentants ont indiqué être en train de décliner cette organisation au travers des notes de gestion du transport interne.
B.1.1 : Je vous demande de me transmettre les notes de gestion du transport interne lorsque celle-ci seront mises à jour avec les dispositions d'organisation de gestion du transport des substances dangereuses.
Concernant la gestion de la portion de voirie non confinable située à l'ouest en bas de site, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que le dossier devant être remis le 15 décembre 2020 apportera les justifications techniques et économiques qui conduisent le CNPE à ne pas confiner cette zone. Les inspecteurs ont rappelé le cadre réglementaire et la nécessité d'avoir un positionnement clair vis-à-vis d'une demande de dérogation au titre de l'article 6.1 de la décision n° 2013-DC-0360.
B.1.2 : Je vous demande de préciser, dans le dossier devant être remis prochainement, votre positionnement vis-à-vis de la réglementation et d'une éventuelle demande de dérogation au titre de l'article 6.1 de la décision n° 2013-DC-0360 pour les zones non obturables de votre
## Réseau Seo.
Concernant la gestion du confinement des eaux d'extinction incendie, les inspecteurs ont examiné la note d'étude fournie traitant de la conformité. Les inspecteurs regrettent que les surfaces drainées par chacune des portions de réseau SEO obturables ne soient pas indiquées dans le document. En effet, l'hypothèse prise en compte dans la méthodologie pour intégrer la pluviométrie est de considérer 10 litres de pluie par mètres carrés. Sans connaitre la surface drainée de chaque réseau SEO, il n'est pas possible de vérifier les conclusions présentées.
B.1.3 : Je vous demande de mettre à jour votre étude en intégrant les surfaces drainées par chacune des portions de réseau SEO.
## B.2 **Remise En Conformité Du Réseau Seo**
Lors de l'inspection de 2019, il avait été relevé que le programme de maintenance du réseau SEO avait été décliné tardivement, que de nombreux défauts relevés lors des inspections visuelles n'avaient pas fait l'objet d'une analyse de nocivité et que des défauts remettant en cause la conformité du réseau n'avaient pas fait l'objet d'une remise en état dans les délais prescrits. Ces écarts avaient alors conduit à mettre en place un plan d'action de remise en conformité à échéance d'octobre 2020.
Vous nous avez fait part, en préparation de l'inspection, fin octobre, d'une demande de report de l'échéance sur la remise en conformité du réseau SEO. Cette demande était accompagnée d'un état des lieux de l'avancement des contrôles, de la caractérisation des défauts et de leurs remises en état ainsi que d'une hiérarchisation du traitement des défauts par zone avec une demande de report d'échéance à mai 2021 pour les défauts majeurs et à fin septembre 2021 pour les défauts mineurs.
Les inspecteurs ont rappelé à vos représentants que ce réseau SEO était fortement valorisé dans la stratégie de confinement liquide de votre CNPE et qu'il était impératif de le remettre en conformité dans les plus brefs délais.
Je vous demande de prendre des engagements fermes pour la remise en état de votre réseau SEO en priorisant les zones aux plus forts enjeux de confinement puisque celui-ci est valorisé dans votre stratégie de confinement liquide sur le CNPE.
## B.3 **Fonctionnement Et Maintenance Du Déshuileur De Site**
Lors de l'inspection de 2019, les inspecteurs avaient relevé que des défauts traversant mettant en cause l'étanchéité du déshuileur avaient été détectés lors de contrôles réalisés en 2015. Vous aviez pris, en réponse à la lettre de suite de cette inspection, l'engagement de traiter ces défauts avant la fin de l'année 2019. Les inspecteurs ont demandé à consulter les dossiers de réalisation de travaux relatifs à ces réparations. Vos représentants ont indiqué que seule une réparation provisoire avait été effectuée en janvier 2020. De plus, vos représentants ont informé les inspecteurs que des problématiques de fonctionnement du déshuileur de site avaient récemment été identifiées. En effet, la cellule de traitement des effluents ne permet pas d'obtenir l'efficacité de traitement requise afin de respecter les prescriptions de la décision en référence [4]. Des concentrations en hydrocarbures de l'ordre de 22 mg/l ont été enregistrées alors que l'attendu est à 10 mg/l. En conséquence, des évacuations de ces effluents en filière déchets dangereux ont été réalisées. Vos représentants ont indiqué qu'un by-pass au niveau de la cellule de traitement était suspecté et que des travaux étaient prévus prochainement. De plus, ils ont indiqué aux inspecteurs que des afflux massifs d'hydrocarbures depuis le déshuileur de la tranche n°3 étaient suspectés. Ils ont également précisé que le traitement définitif des défauts d'étanchéité du déshuileur serait effectué à l'occasion des travaux relatifs à cette sous-performance. Je vous demande de me préciser le plan d'actions élaboré pour rétablir l'efficacité du déshuileur de site. Vous voudrez bien me préciser le planning des activités prévues ainsi que le solde de la réfection définitive de l'étanchéité du déshuileur.
## B.4 **Rejets Gazeux : Disponibilité De La Station Météorologique**
Les inspecteurs ont questionné vos représentants sur la disponibilité de la station météorologique permettant d'effectuer les rejets gazeux dans les conditions météorologiques prescrites. Vos représentants ont indiqué que la station météorologique avait fait l'objet d'une indisponibilité de report des données météorologiques en salle de commande le 26 mai 2020. Les inspecteurs ont souhaité savoir si des rejets gazeux avaient été réalisés ce jour-là. Cette information n'a pas pu être fournie le jour de l'inspection.
Je vous demande de me préciser si des rejets gazeux ont été réalisés le 26 mai 2020 durant l'indisponibilité de la station météorologique.
## B.5 **Maitrise Des Fuites De Gaz D'Hexafluorure De Soufre (Sf6)**
Les inspecteurs se sont intéressés à la déclinaison du plan d'actions défini nationalement pour la résorption des fuites de gaz SF6. Vos représentants ont, à cette occasion, expliqué que des tests étaient en cours afin d'utiliser un nouveau procédé de réparation à base de résine pour traiter les fuites présentes sur les postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui contiennent du gaz SF6 sous pression. B.5 : Je vous demande de me tenir informé des résultats de ces essais et de l'éventuelle décision d'utilisation de ce nouveau procédé de réparation.
## B.6 **Atelier Chaud**
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont visité l'atelier chaud afin de vérifier le respect des prescriptions pour l'entreposage des produits chimiques. A cette occasion, ils ont pu observer les situations suivantes qui, même si elles ne relèvent pas du domaine environnement, doivent faire l'objet d'une analyse, caractérisation et/ou traitement de votre part. Les inspecteurs ont relevé que la vitre de la cabine de décontamination vapeur 0SBE030CW était fissurée et remettait en cause son étanchéité. B.6.1 : Je vous demande de vérifier si cet équipement est apte à fonctionner tout en assurant sa fonction de confinement des matières radioactives.
Un chantier de découpe des mécanismes de commandes des grappes (MCG) était installé au sein de l'atelier chaud. Ce chantier consistant à découper les mécanismes avec une scie sabre était partiellement isolé du reste de l'atelier chaud par un sas. Les mécanismes de commande de grappes sont irradiants et constituent des points chauds radiologiques classés « zone orange ». Cependant, ce chantier n'était pas couvert et pouvait en cas de mise en suspension de matière radioactive contaminer l'ensemble de l'atelier chaud. Vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier ces conditions d'intervention et l'analyse de risque du chantier.
B.6.2 : Je vous demande de me communiquer l'analyse de risque de ce chantier ainsi que les conditions d'intervention des intervenants. Je vous demande également de me justifier les raisons conduisant à ne pas isoler le chantier du reste de l'atelier et de me présenter les résultats des contrôles radiologiques de contamination effectués dans l'atelier chaud pendant et après les opérations de découpage des MCG. Certaines zones et/ou chantier présent dans l'atelier chaud font l'objet d'un zonage propreté radiologique différent. Un saut de zone est donc présent, cependant aucun appareil de contrôle de la contamination de type MIP10 n'était à disposition comme cela est prévu par votre référentiel radioprotection. De plus, le seul appareil de type MIP 10 qui était présent à l'atelier chaud était inopérant. B.6.3 : Je vous demande de veiller au respect strict du référentiel radioprotection au sein de l'atelier chaud. Vous veillerez à ce que le matériel de contrôle radiologique présent dans les installations soit dans un bon état de fonctionnement. C **Observations**
Sans Objet
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 réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON |
INSSN-STR-2020-0879 | Montrouge, le 08/01/2021 Référence courrier : **CODEP-DCN-2020-059994**
Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cattenom Electricité de France BP n° 41 57570 CATTENOM
OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Cattenom Inspection INSSN-STR-2020-0879 du 25/11/2020 Thème : R.1.6 Elaboration et respect de la doc. d'exploitation/maintenance RÉF. : **[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] **Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations**
nucléaires de base [Arrêté INB]
[3] **Note EDF référencée D5320NO01IN509159 [5] [NO1/4] : Prise en compte du référentiel**
parc
[4] **Note EDF référencée D5320/NO/03/IN/893137 : NO 3/3 : Modalités applicables aux**
programmes de maintenance préventive
[5] **Note EDF référencée D5320NA01SQ901039 [8] [NA153] : Gestion du chapitre VI**
[6] **Note EDF référencée EMEFC070271 [C] : Protocole de validation à blanc générique des**
consignes
[7] **Note EDF référencée D5320NO09SQ995180 6 NO95 : Note d'organisation n°9/5 –**
Organisation du groupe « Facteurs organisationnels et humains » sur le site de Cattenom
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu à l'article L.592-21 du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 25 novembre 2020 au Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Cattenom sur le thème
« Elaboration et respect de la documentation d'exploitation/maintenance ».
Cette inspection a porté sur l'intégration du référentiel documentaire et sur la vérification et la mise à jour des documents d'exploitation et notamment ceux relatifs à la conduite incidentelle et accidentelle. Elle s'est déroulée sous la forme d'un contrôle à distance1.
Je vous communique, ci-après, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en œuvre par le site pour répondre aux exigences réglementaires associées au déploiement des modifications des installations et de leurs modalités d'exploitation autorisées. Elle a notamment conduit l'ASN à confronter l'état réel des installations à celui requis par la démonstration de sûreté nucléaire pour les réacteurs du site à l'état documentaire VD3 (3 ème visite décennale) et de vérifier ainsi l'intégration de certains dossiers d'amendement (DA) tels que le DA Sûreté, le DA VD3 Lot A optimisé, le DA VD3 Lot B, le DA DUS ou encore le DA CIA BK dans les documents opératoires du CNPE notamment les consignes et fiches d'action de conduite locales. Les inspecteurs ont ainsi examiné l'organisation du site pour assurer la gestion des évolutions du chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) consacré aux règles de conduite incidentelle et accidentelle (CIA), le processus de validation de ces documents CIA, l'utilisation du forum CIA de partage de retour d'expérience entre les centrales nucléaires du parc EDF et la résorption des anomalies. Par ailleurs, les inspecteurs ont également examiné certaines modalités d'accomplissement de plusieurs actions locales à réaliser en situation d'accident, les modalités d'identification des écarts et contrôlé, par sondage, les orientations prises par le CNPE au regard des dispositions prescrites au chapitre VI du titre II de l'arrêté en référence [2]. Au vu de ces examens, les inspecteurs retiennent que l'intégration documentaire a bien avancé sur le site ; cependant quelques fiches d'anomalies restent à résorber et les dispositions mises en oeuvre pour la mise à jour des documents ainsi que pour assurer la traçabilité des actions d'intégration nécessitent des améliorations. En effet les informations reportées dans les outils mis en place sur le CNPE et l'utilisation qu'en font vos représentants ne permettent pas toujours de s'assurer de la réalité des actions accomplies à la suite d'une demande de dérogation aux programmes de base de maintenance préventive (PBMP) ou lors de la découverte d'une anomalie dans les documents opératoires de la conduite incidentelle et accidentelle. Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place de la conception à la mise en application des règles de conduite incidentelle et accidentelle, en particulier, le traitement des écarts, le déploiement sur site des différentes modifications et la prise en compte du facteur socio-organisationnel et humain (SOH). Des actions sont attendues de votre part concernant la prise en compte de la déclinaison des SOH sur le site notamment sur l'applicabilité de plusieurs documents opératoires et lors de leur validation locale. Le processus de validation par simulation en local (VSL), l'application « à blanc » de consignes et de fiches faisant suite aux différentes modifications opérées sur le site, ont révélé des écarts qui ont nécessité leur résorption par le CNPE en relation avec les services centraux d'EDF (DIPDE). Le processus de traitement des écarts affectant ces documents requiert une réactivité des services centraux d'EDF lorsque des évolutions de ces documents sont requises avant la mise en œuvre des référentiels d'exploitation modifiés afin de permettre à EDF de démontrer qu'il respecte ses RGE, comme prescrit à l'article 1.2 de l'arrêté en référence [2]. Cependant les inspecteurs ont relevé que le site participe à l'alimentation du retour d'expérience sur le forum CIA mais n'assure pas un suivi suffisant de son traitement par les services centraux d'EDF notamment pour les fiches d'anomalie de type 0 (anomalies locales) pour savoir si la modification mérite ou non une adaptation locale. Il en résulte que le processus de retour d'expérience en termes de conduite incidentelle et accidentelle n'est pas suffisamment réactif ni complet. La traçabilité des échanges entre les services centraux d'EDF et le site ainsi que la traçabilité des documents issus des validations des consignes et fiches locales requises notamment par le système de gestion intégrée d'EDF, pour certains des exemples examinés, nécessitent un suivi plus rigoureux. Enfin, cette inspection a été l'occasion pour les inspecteurs de mesurer le bon niveau de professionnalisme de vos représentants ainsi que leur réactivité dans la transmission d'informations complémentaires à l'issue de l'inspection. Par ailleurs, compte tenu de la situation sanitaire actuelle, les inspecteurs soulignent positivement la préparation et l'organisation de cette inspection par le CNPE. Il ressort de cette inspection du 25 novembre 2020 que l'organisation mise en place par le site pour assurer l'intégration du référentiel documentaire et la gestion du chapitre VI des règles générales d'exploitation
(RGE) est satisfaisante dans son ensemble. Cependant il est attendu de votre part des améliorations sur certains points.
## A. Demandes D'Actions Correctives Intégration Des Documents Prescriptifs Issus Des Services Centraux
La note de gestion du prescriptif en référence [3] **encadre l'organisation mise en place sur le CNPE de**
Cattenom pour assurer le pilotage, la maîtrise et le reporting de l'intégration des documents prescrits par vos services centraux et également le déploiement des dossiers d'amendement (DA) aux règles générales d'exploitation (RGE). Elle prévoit la mise en œuvre des DA en interface avec le déploiement des modifications matérielles des installations afin de garantir la cohérence entre l'état réel des installations et celui pris en compte dans la démonstration de sûreté nucléaire et les RGE qui déclinent cette démonstration.
Lorsque le travail d'intégration d'un document prescrit par vos services centraux identifie des erreurs dans celui-ci ou une nécessité de dérogation à ces documents, vous faites remonter à vos services centraux une demande d'évolution documentaire (DED) ou une demande de dérogation. Les inspecteurs ont consulté certaines DED émises par vos services et ils ont constaté des défauts de tracabilité dans le suivi de ces demandes. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté qu'une DED avait été traitée au bout de 4 ans2 **et que**
dans l'attente du traitement de cette DED, le document prescrit n'était pas intégré sur votre site.
A l'issue de l'inspection, vos représentants nous ont informé que les dispositions de suivi des DED et des dérogations adressées à vos services centraux, sont identifiées dans la note en référence [4] et que les dérogations acceptées ou refusées sont abordées en réunion avec les métiers et figurent dans un tableau de suivi des dérogations. Toutes les demandes adressées à vos services centraux qu'elles soient acceptées ou refusées sont enregistrées dans un outil de suivi ECM.
Vos représentants ont précisé qu'il n'y a pas d'organisation spécifique pour les DED ou les demandes de dérogation refusées.
Pour autant, cette organisation n'ayant pas été présentée en inspection et certains éléments de traçabilité n'ayant pas pu être retrouvés pour certains dossiers, les inspecteurs s'interrogent sur la réelle et bonne application de ces dispositions de votre organisation et de la qualité du suivi en place. Demande A.1 : Je vous demande de veiller à la bonne application de votre organisation en matière de suivi des DED et des demandes de dérogation. Cette organisation doit vous permettre de suivre toutes les évolutions documentaires transmises aux services centraux d'EDF (UNIE) afin de respecter les échéances d'intégration. Depuis 2005, EDF développe et déploie dans ses unités d'ingénierie une démarche pour intégrer la prise en compte des facteurs organisationnels et humains dans la conception des modifications : « la démarche SOH » permet ainsi de considérer les effets socio-organisationnels et humains d'une modification dès la « phase d'instruction stratégique ». L'enjeu pour EDF est d'assurer les performances escomptées d'une évolution du parc nucléaire existant par une prise en compte correcte des situations de travail susceptibles d'être affectées par cette évolution. Ainsi pour tout dossier de modification de portée nationale, une analyse de sensibilité SOH est réalisée par vos services centraux en charge de la conception de la modification pour déterminer s'il y a un impact faible, modéré ou fort en terme de facteur organisationnel et humain. En fonction de l'évaluation, vos services centraux valident les différentes actions qui peuvent se traduire par une venue sur un site pour partage et recueil d'information de l'exploitant, mais aussi la mise en place de formation. Cette démarche est donc portée par vos services centraux et pour le CNPE, la « démarche SOH » se limite à appliquer les actions définies dans l'analyse de sensibilité SOH (formation, réunion de partage…). Pour le site de Cattenom, la déclinaison de la « démarche SOH » est explicitée dans la note en référence [7]. Lorsqu'un nouveau référentiel ayant un impact sur le chapitre IV des RGE est déployé, deux solutions peuvent se présenter au site :
- **soit le référentiel et les modifications sont d'ampleur et la démarche SOH a été prise en compte à**
la conception du référentiel (exemple : VD3, DA GSK, CIA BK, DUS) et les formations sont déployées avec un cadrage national vers les populations cible : opérateurs, agents de terrain, chefs d'exploitation, etc… ;
- **soit le référentiel et les modifications sont mineures et/ou locales et la « démarche SOH » nationale**
n'a pas jugé pertinent de réaliser une formation spécifique sur le sujet. Dans ce cas, si les modifications ont un impact sur le chapitre VI des RGE, le pilote des modifications du chapitre VI du site peut décider de réaliser une information à destination des populations cibles concernées par les modifications.
Les inspecteurs ont noté que les modifications des documents constituant le chapitre VI des RGE ne font pas l'objet systématiquement d'analyse SOH et que les correspondants des modifications du chapitre VI des RGE du site n'ont jamais ressenti le besoin de monter des formations dédiées ; ils éditent des « fiches de communication » et des présentations des nouvelles modifications qui le nécessitent. Ils n'ont jamais ressenti non plus le besoin de faire appel aux correspondants « Facteur humain » du site peut-être par méconnaissance de l'apport qu'ils peuvent leur apporter. Cette analyse aurait pu être utile par exemple dans le cadre de la modification « Boremètre RCV » compte tenu de l'existence d'un risque d'exposition radiologique induit par cette modification, et de la nécessité d'analyser la faisabilité des actions demandées dans certaines fiches locales de lignage (RFLL, RFLE). Plus généralement, et au vu des constats réalisés lors de l'inspection du 25 novembre, les inspecteurs estiment que cette analyse SOH devrait être appliquée aux évolutions du chapitre VI qui nécessitent des évolutions sur les actions à réaliser en local, pour identifier les difficultés de réalisation de ces actions. De plus la forme de l'analyse SOH que serait amené à réaliser le pilote du chapitre VI des RGE dans le cadre de la « démarche SOH » n'est pas formalisée. Ceci introduit un biais dans l'appropriation des documents opératoires (consignes et fiches locales), la faisabilité des actions demandées et la sécurité des agents de terrain amenés à intervenir en local lors d'une conduite en situation incidentelle/accidentelle. Demande A.2 : Je vous demande de mettre en place une démarche formalisée pour pouvoir identifier parmi les modifications du chapitre VI des RGE intégrées par votre site et qui n'ont pas fait l'objet d'une analyse par vos services centraux celles qui nécessitent une analyse SOH locale et celles qui n'en nécessitent pas. Des critères d'identification et une trame d'analyse devront être définis.
## Gestion Du Retour D'Expérience - Utilisation Du Forum Cia
Les inspecteurs ont examiné le forum CIA et l'utilisation qui en est faite par le site. Ce forum est un outil de partage des anomalies détectées par les sites lors de la mise en oeuvre des documents de conduite incidentelle ou accidentelle et des réponses apportées par les services centraux d'EDF pour corriger ces anomalies. Les inspecteurs ont noté que le site de Cattenom participe à l'alimentation du forum, et qu'un travail d'intégration des fiches émises, en lien avec les services centraux EDF, avait été entrepris. Ils ont néanmoins relevé qu'un certain nombre de fiches d'écarts étaient encore actives. Par ailleurs, certaines fiches d'écarts en cours notamment les fiches de type 0 (anomalies non-avérées et anomalies locales) ne font l'objet d'aucun traitement spécifique de la part du site alors que ces dernières mériteraient éventuellement des adaptations locales. Demande A.3 : Je vous demande d'effectuer une revue de l'ensemble des fiches d'anomalies émises par la centrale nucléaire de Cattenom sur le forum CIA afin de prioriser leur traitement. Vous présenterez, en lien avec vos services centraux, un plan d'actions visant à finaliser le traitement de ces fiches dans un délai raisonnable et l'échéancier correspondant.
## Validation De L'Analyse Soh Des Concepteurs D'Edf (Dipde Et/Ou Cnepe)
Lors des modifications documentaires de portée nationale, les centres d'ingénierie d'EDF (DIPDE et/ou CNEPE) réalisent une analyse SOH afin de déterminer l'impact sur les différents CNPE. Cependant il est de bonne pratique de valider cette analyse SOH reçue des centres d'ingénierie d'EDF pour une meilleure appropriation locale. Demande A.4 : A défaut d'apporter la démontration de l'inutilité de cette démarche, je vous demande de formaliser et de me transmettre votre processus de validation ou d'appropriation de l'analyse SOH reçue des centres d'ingénierie d'EDF.
Vous voudrez bien me faire part de vos réponses concernant ces points dans un délai maximum **de deux** mois **ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour**
les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma parfaite considération.
Le chef de la division de Strasbourg, Pierre BOIS |
INSSN-OLS-2020-0731 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-059131 Orléans, le 3 décembre 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Chinon BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon Inspection n° INSSN-OLS-2020-0731 du 24 novembre 2020 « Prélèvement d'eau et rejets d'effluents »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2015-DC-0527 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 20 octobre 2015 fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents des installations nucléaires de base n° 94, n°99, n°107, n°132, n°133, n°153 et n°161 exploitées par Electricité de France-Société anonyme (EDF-SA) sur la commune d'Avoine (département d'Indre-et-Loire)
[3] Décision ASN n° 2015-DC-0528 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 20 octobre 2015 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvement et de consommation d'eau, de rejets d'effluents et de surveillance de l'environnement des installations nucléaires de base n° 94, n°99, n°107, n°132, n°133, n°153 et n°161 exploitées par Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) sur la commune d'Avoine (département d'Indre-et-Loire)
[4] Décision ASN n° 2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base, modifiée par la Décision n° 2016-DC-0569 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 29 septembre 2016.
[5] Protocole pour la réalisation de prélèvements et de mesures sur des effluents liquides et/ou gazeux ou dans l'environnement dans le cadre d'inspections de l'Autorité de sûreté nucléaire pour la surveillance des installations nucléaires de base n° 107 et 132
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 24 novembre 2020 au CNPE de Chinon sur le thème « Surveillance des rejets et de l'environnement avec prélèvements ». Sans attendre le résultat des analyses qui seront pratiquées sur ces prélèvements, je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée du 24 novembre 2020 au CNPE de Chinon concernait le thème de la surveillance des rejets et de l'environnement. En vue d'analyses radiologiques et physico-chimiques prévues dans les décisions en référence [2] et [3], les inspecteurs ont fait procéder à la réalisation de prélèvements d'échantillons en plusieurs points du site et de son environnement. Les gestes techniques de prélèvements ont été effectués par du personnel d'EDF ou des laboratoires MAPE et/ou IRSN sous le contrôle (en partie) des inspecteurs de l'ASN. Les laboratoires retenus pour la réalisation de cette inspection ont été parties prenantes pour l'élaboration du document [5] et, de ce fait, pour son application lors de la présente inspection. Les prélèvements ont été partitionnés en trois échantillons. Le premier, destiné à être analysé par les laboratoires de l'exploitant, le second par les laboratoires choisis par le CNPE de Chinon pour cette inspection (l'IRSN pour les analyses radiologiques et le laboratoire MAPE pour les analyses physicochimiques) et le troisième qui, le cas échéant, servira pour une contre-expertise en cas de désaccord sur les résultats d'analyse. Ces derniers échantillons ont été scellés en présence des inspecteurs et sont conservés par le CNPE de Chinon. Les inspecteurs ont vérifié la conformité et l'état des piézomètres 0SEZ002PZ et 0SEZ116PZ. Ils ont également vérifié la durée nécessaire au CNPE pour mettre à disposition des inspecteurs le recueil des produits chimiques présents sur le site et vérifier son adéquation par sondage et notamment avec les produits présents dans l'huilerie. Au vu de cet examen, les inspecteurs ont noté la disponibilité et la bonne implication des agents mobilisés lors de cette inspection. Ils ont été satisfaits de l'organisation mise en place pour la réalisation des prélèvements. Cependant, ils ont constaté que le recueil des produits chimiques précise les quantités maximum de produits pouvant être présentes sur le site mais non la quantité réellement présente. Ils ont également constaté que les quantités d'huiles stockées dans l'huilerie ne correspondaient pas à la quantité répertoriée dans l'extraction des données du logiciel GMO2.
## A. Demandes D'Actions Correctives Recueil Des Produits Chimiques
La décision [4] indique au paragraphe III de l'article 4.2.1 du chapitre II du titre IV : « *L'exploitant tient* à jour un registre indiquant la nature, la localisation et la quantité des substances dangereuses dét*enues ainsi qu'un plan* général des entreposages ». Lors de l'inspection, les inspecteurs ont demandé aux représentants du CNPE de leurs mettre à disposition le recueil des produits chimiques afin de vérifier en temps réel la quantité et les types de produits chimiques présents sur le site. Vos représentants ont été en mesure de fournir aux inspecteurs ce recueil rapidement. Suite à la consultation de ce document, il s'avère que la liste prévoit tous les types de produits présents sur le site avec leurs quantités maximum autorisées, mais il a été impossible de justifier aux inspecteurs la quantité réelle de chaque produit présente le jour de l'inspection. Demande A1 : je vous demande de prendre les mesures nécessaires **afin d'être en capacité de** fournir la liste reprenant la quantité réelle des produis chimiques présente sur le site en cas d'incident. Vous me transmettrez les mesures prises en ce sens.
##
Afin de vérifier par sondage, les quantités présentes de produits chimiques sur le site, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment de l'huilerie afin de vérifier la quantité d'huile présente par rapport au volume maximum indiqué dans le recueil des produits chimiques. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs une quantité d'huile présente dans le bâtiment estimée à environ de 27000 l pour un maximum autorisé de 32000 l, en lien avec le volume de rétention du bâtiment, et qu'un suivi en réel des quantités était effectué à l'aide du logiciel GMO2.
Afin d'effectuer un contrôle des quantités réellement présentes, les inspecteurs ont demandé une extraction de ce fichier et ont procédé à un contrôle par sondage. Dans l'extraction, il est indiqué pour l'article codifié CON0100B9 (Huile mobile DTE 10 EXCEL46, bidon de 20 l), une quantité de 190 l. Les inspecteurs ont constaté la présence d'un fût de 208 l plus un bidon de 20 l, ce qui n'est pas en cohérence avec les quantités indiquées dans l'extraction de GMO2. Il en est de même pour l'article codifié CON01000E6 (Huile turbine TERESSTIC T46) où l'extraction relate un volume de 5814 l, alors que les inspecteurs ont constaté la présence de deux cuves de 6300 l, l'une remplie au ¾, soit environ 4725 l et l'autre remplie à moitié, correspondant à 3150 l, soit au total 7825 l, donc bien audelà des 5814 l. Des constats du même type ont été notés pour d'autres types d'huiles. En conséquence, au vu de ces incohérences, mais avec toujours une sous-estimation de la quantité réelle présente, les inspecteurs n'ont pas la certitude que le volume maximum de 32000 l autorisé dans l'huilerie et respecté. Demande A2 : je vous demande de suivre avec précision les quantités d'huile présentes **dans** le bâtiment de l'huilerie et de vous assurer du respect du volume autorisé dans le bâtiment. Vous me transmettrez les mesures prises en ce sens.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Analyse des échantillons prélevés et transmission des résultats L'ensemble des prélèvements prévus en amont de l'inspection ont pu être effectués. Pour ce faire, l'équipe d'inspection s'est parfois séparée en deux groupes d'inspecteurs. Les inspecteurs ont fait procéder à la réalisation de prélèvements d'échantillons en plusieurs points du site et de son environnement : - à la station B en amont, - au canal de rejet SEO, - dans le réservoir T (KER 003 BA), - dans le réservoir Ex (SEK 002 BA), - au niveau de deux piézomètres (0 SEZ 116PZ et 0 SEZ 002PZ), - dans la station de rejet principal d'effluents radioactif. Il a également été procédé à la récupération de prélèvements, des campagnes réglementaires précédentes issues du bâtiment des auxiliaires nucléaires des réacteurs 1 et 2, d'une fraction d'eau des barboteurs tritium, repérés 1KRT116MA et 2KRT116MA sur la période du 15 au 22 novembre 2020.
Demande B1 : je vous demande de transmettre à l'ASN (division d'Orléans et direction de l'environnement et des situations d'urgence) les résultats d'analyse du lot d'échantillons qui vous a été remis, dans les conditions fixées par le protocole en référence [5]. Je rappelle que ce protocole [5] requiert que « sans attendre les conclusions de l'ASN,
l'exploitant peut transmettre ses éventuelles remarques à l'ASN sur les résultats d'analyse, accompagnées des justifications nécessaires. »
## Suivi De La Température Du Piézomètre 0 Sez 002 Pz
Lors du prélèvement au niveau du piézomètre 0 SEZ 002 PZ, le préleveur du laboratoire MAPE a constaté une température de l'ordre de 22 °C, ce qui paraît élevée par rapport aux températures couramment constatées dans les eaux souterraines, plutôt comprises entre 12 et 14 °C quelle que soit l'époque de l'année. Lors du prélèvement, il s'est avéré que la quantité d'eau présente dans la nappe était très faible et a conduit à effectuer le prélèvement en deux reprises. Demande B2 : je vous demande de me justifier ce qui **conduit à observer une température de** l'eau souterraine au niveau du 0SEZ002PZ plus élevée que les températures observées au niveau d'autres ouvrages de prélèvement à la même période et les raisons pour lesquelles la nappe d'eau est très fa**ible à ce niveau.**
## C. Observations
Piézomètres C1 : Les inspecteurs ont constaté que les deux piézomètres où des prélèvements ont été effectués étaient protégés par des bouchons verrouillés par un cadenas. C2 : En fin d'inspection, les représentants de l'exploitant ont eu le réflexe de préciser au laboratoire MAPE qu'il ne pouvait pas précédé aux transports des échantillons des effluents radioactifs car ceuxci devaient subir un contrôle au préalable dans le cadre des règles générales d'exploitation du transport interne. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-LYO-2020-1011 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 12 octobre 2020 N° Réf. : CODEP-LYO-2020-049414 ORANO Cycle
**Direction de la chimie de l'uranium**
BP 29 26701 PIERRELATTE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaire de base (INB)**
Usines de conversion Philippe Coste de Pierrelatte (ex COMURHEX) - INB n° 105 Thème : « Visite générale - St 900, inspection suite à événement » Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2020-1011 du *29 septembre 2020* Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 26 mai 2014 relatif à la prévention des accidents majeurs dans les installations classées mentionnées à la section 9, chapitre V, titre Ier du livre V du code de l'environnement [3] Décision ASN n°CODEP-LYO-2015-024792 du 30 juin 2015 du président de l'ASN portant prescriptions relatives à l'exploitation des installations classées pour la protection de l'environnement de conversion de l'uranium naturel, situées dans le périmètre de l'INB n°105, exploitée par la société AREVA NC [4] Arrêté du 4 octobre 2010 relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 29 septembre 2020 sur les usines de conversion de l'hexafluorure d'uranium (UF6) du site nucléaire Orano de Pierrelatte, sur le thème « visite générale de la Structure 900 ». À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée du 29 septembre 2020 a porté sur les modalités d'exploitation et l'état des équipements de la Structure 900 (St 900) de traitement des effluents liquides uranifères de l'usine Philippe Coste, installation classée pour la protection de l'environnement (ICPE) au sein du périmètre de l'INB n°105. Seules certaines fonctions de cette installation sont encore exploitées : la boucle « U » de traitement des effluents divers uranifères et la partie défluoration de la boucle « R » de régénération de la potasse. En effet, la fonction de récupération de l'uranium des effluents potassiques de tout le procédé de l'usine Philippe Coste est désormais réalisée à l'unité 64. L'unité 68 de traitement des effluents liquides non uranifères qui devait régénérer et défluorer la potasse provenant de l'unité 64 accuse d'importants retards de mise en service et l'exploitant a maintenu en fonctionnement la partie de la boucle « R » de la St 900 qui aurait dû être arrêtée. Cette situation est délicate du fait de l'état de vieillissement important des installations de la St 900, des flux de potasse nettement supérieurs aux données de conception de la St 900 et des transferts quotidiens de potasse entre l'unité 64 et la St 900 à l'aide de camions citernes. Il est à noter que l'opération de régénération des effluents potassiques des différentes unités de l'usine Philippe Coste est indispensable à son fonctionnement. Cette inspection fait notamment suite à l'événement significatif pour l'environnement, déclaré à la demande de l'ASN le 21 septembre 2020, et relatif à une fuite de solution acide lors d'une opération de décolmatage d'un filtre rotatif à toile de la St 900. Cette inspection visait à mieux comprendre les conditions dans lesquelles a été réalisée l'opération de décolmatage du filtre, à contrôler l'état général des installations de la St 900, ses conditions d'exploitation et son entretien dans le contexte dégradé décrit précédemment. Les inspecteurs ont visité l'ensemble des installations intérieures et extérieures de la St 900. Ils ont également examiné des comptes rendus de contrôles et d'essais périodiques des principaux équipements de l'installation et se sont intéressés aux contrôles et travaux prévus par l'exploitant afin de prolonger l'exploitation de la St 900 jusqu'à la mise en service de l'unité 68, au 3ème trimestre de 2021 au plus tôt.
Les conclusions de cette inspection ne sont pas satisfaisantes. Les inspecteurs ont observé des équipements de la St 900 vétustes, une configuration qui n'a pas évolué et qui implique des pratiques peu adaptées aux standards actuels de confinement et un niveau de propreté général insuffisant. A cela s'ajoute une situation générale de production très tendue conduisant à une diminution de la maîtrise des risques dans la gestion de non-conformités ou de difficultés techniques. Ainsi, les inspecteurs ont relevé que l'exploitant n'avait réalisé aucune analyse de risques préalable à l'opération de décolmatage du filtre à l'acide nitrique à l'origine de l'événement significatif et n'avait accompagné sa réalisation d'aucun document opérationnel ni de surveillance particulière. Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que l'état des installations n'apportait pas les garanties suffisantes en termes de confinement et de rétention des substances dangereuses et radioactives mises en œuvre dans l'installation. L'exploitant devra remettre à niveau la St900 pour fiabiliser son procédé, comme il l'a prévu, mais aussi pour limiter les risques de déversement et de dispersion de substances dangereuses et d'effluents. Dans l'optique d'une poursuite d'exploitation de la St 900 au-delà des délais annoncés, l'exploitant devra alors faire une étude de conformité globale de la St 900 et la remettre à niveau en conséquence. Les inspecteurs ont également relevé des écarts dans le traitement des fiches FIFA (« fiche d'information fast action ») visant à informer et traiter les écarts au référentiel de l'installation et des manques dans le traitement des écarts en général. L'ASN sera vigilante à ce que vos contraintes en termes de volume de production ne dégradent pas le niveau de sûreté d'exploitation de ces installations. L'ASN souligne l'importance **de la** mise en service de l'Unité 68 dans les délais annoncés **et dans des conditions satisfaisantes afin** de limiter la durée d'exploitation de la boucle « R » **de la St 900.**
## A. Demandes D'Actions Correctives Opération De Décolmatage Du Filtre Rotatif À Toile (F908) De La St 900
Selon l'annexe 1 de l'arrêté 26 mai 2014 [2], des procédures et des instructions sont mises en œuvre pour permettre la maîtrise des procédés et l'exploitation des installations en sécurité. Les phases de mise à l'arrêt et de démarrage des installations, d'arrêt, de même que les opérations d'entretien et de maintenance, même sous-traitées, font l'objet de telles procédures. Votre système de gestion de la sécurité (SGS) fait par ailleurs appel au processus FEM/DAM (Fiche d'Evaluation de Modification / Demande d'Autorisation de Modification) de l'établissement.. Selon l'article 7.3.4 de la décision du 30 juin 2015 [3], tous les travaux d'extension, de modification, de maintenance ou d'interventions dans les installations ou à proximité des zones présentant des risques d'incendie, d'explosion ou de dégagement de produits toxiques sont réalisés notamment après constitution préalable d'un dossier définissant notamment leur nature, les risques présentés, les conditions de leur intégration au sein des installations ou unités en exploitation ainsi que les dispositions de conduite et de surveillance à adopter. L'article 7.3.4.1 précise que les travaux conduisant à une augmentation des risques ne peuvent être effectués qu'après délivrance d'un « permis d'intervention » et éventuellement d'un « permis de feu » et en respectant une consigne particulière. Le « permis d'intervention » et éventuellement le « permis de feu » et la consigne particulière doivent être établis et visés par l'exploitant ou une personne qu'il aura nommément désignée et formée à cette activité. Les inspecteurs ont relevé que l'opération de décolmatage du filtre rotatif F908 en le mettant en rotation dans une solution d'acide nitrique diluée, en lieu et place de la potasse à filtrer, afin que la solution aqueuse dissolve les matières colmatant la toile, avait été réalisée sans suivre le processus FEM/DAM, sans analyse de risques, sans consigne particulière, sans traçabilité de la décision de faire cette opération, et sans surveillance adaptée. L'opération normalement requise est de changer la toile du filtre. Cette opération nécessitant plusieurs jours d'arrêt, l'exploitant a préféré reprendre une ancienne pratique pour ne pas arrêter la St 900. De plus, cette pratique n'est pas conforme aux dispositions de l'article 25 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4] car elle consistait à mettre une solution acide dans un équipement associé à une rétention ne récupérant par ailleurs que des substances basiques. A noter qu'il était initialement prévu de changer la toile du filtre rotatif durant l'arrêt du mois d'août mais que cette opération de maintenance préventive avait été reportée faute de temps et d'effectifs suffisants. Demande A1 : Je vous demande de respecter votre SGS, de réaliser une analyse de risques et de rédiger des consignes formalisées pour toute opération exceptionnelle à risque, conformément aux références réglementaires citées précédemment. Demande A2 : **Je vous demande d'analyser les dysfonctionnements organisationnels qui ont** conduit à réaliser cette opération en dehors de tout référentiel et de définir des mesures pour éviter le renouvèlement de ces écarts. Vous alimenterez cette analyse des éventuelles autres situations similaires.
## Gestion Des Rétentions
Les inspecteurs ont relevé qu'à la suite des événements pluvieux récents, les rétentions extérieures de la St 900 (notamment R927, R940, R929, R918, R923) ainsi que les capacités destinées à récupérer ces eaux étaient pleines. Cette situation n'est pas conforme aux dispositions de l'article 25 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4] car, en l'état les rétentions ne peuvent plus assurer leur fonction et doivent donc être considérées indisponibles. A noter que cette situation a été observée à plusieurs reprises par l'ASN. La gestion et le contrôle des ouvrages rétentionnés de la St 900 font l'objet de l'exigence définie (ED) n° 90.01. Cette situation était identifiée par l'exploitant et tracée dans les comptes rendus de rondes de la St 900. Toutefois, ce non-respect récurrent d'exigence réglementaire et de l'ED 09.01 n'a pas fait l'objet de l'ouverture d'une fiche dans la base CONSTAT au titre de la gestion des écarts appelée par le SGS de l'usine Philippe Coste ni d'une déclaration d'événement significatif pour l'environnement. Demande A3 : **Je vous demande de vidanger ces rétentions, conformément aux dispositions** de la décision du 30 juin 2015 [3], dans les meilleurs délais, et **de mettre en œuvre des dispositions** compensatoires dans l'attente de leur vidange. Demande A4 : **Je vous demande de déclarer un événement significatif pour l'environnement** relatif à l'indisponibilité de ces rétentions. Vous traiterez dans le compte rendu associé, le sujet de la récurrence de la situation à chaque épisode **pluvieux.**
4 Les inspecteurs ont mesuré, à l'aide de papier pH, un pH d'environ 9 dans les eaux contenues dans la rétention R940, alors que les mesures de pH réalisées dans les autres rétentions indiquaient un pH de 7 environ. Il est à noter que la rétention R940 contenait un volume très important d'eau. Demande A5 : **Je vous demande de justifier cette valeur de pH et de prendre des dispositions** pour ne pas polluer les eaux pluviales recueillies dans la rétention R 940. Les inspecteurs ont relevé que le caniveau qui récupère les éventuels écoulements sur les aires 53, 56, 58 accueillant les fluorines en décantation était percé par des végétaux y poussant. Ils ont également relevé que si un contrôle visuel renforcé de ces aires était bien réalisé tous les trois ans, celui-ci ne prenait pas en compte le caniveau. Par ailleurs les inspecteurs s'interrogent sur le fait que ces aires assurent bien leur fonction de rétention. En effet, dans la partie Est des aires, les pentes semblent conduire un éventuel écoulement vers la chaussée plus à l'Est et non vers le caniveau. Les fûts disposés sur ces aires contiennent des fluorines en cours de décantation, c'est-à-dire qu'une part encore significative de leur volume (environ un quart du volume) est occupée par de la potasse qui sera ensuite aspirée avant que le fût de fluorine ne soit transféré vers les bennes dédiées. A noter que les fûts utilisés pour transporter les fluorines sont relativement endommagés du fait des nombreuses manutentions dont ils font l'objet. L'opération d'aspiration de la potasse décantée dans les fûts de fluorines est réalisée sur cette même aire, sans aucun équipement de rétention spécifique. Demande A6 : Je vous demande de vous positionner sur la fonction de rétention de ces **aires,** du caniveau et de la rétention associée. Vous indiquerez quelles dispositions permettent de respecter l'article 25 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4]. Demande A7 : Si le caniveau est susceptible de recevoir un écoulement de potasse, je vous demande de contrôler son intégrité **et d'engager les travaux nécessaires dans les meilleurs délais.** Demande A8 : Si le caniveau est susceptible de recevoir un écoulement de potasse, je vous demande de prévoir un contrôle périodique de ce caniveau au même titre que les autres ouvrages rétentionnés et conformément à la procédure ORANO Cycle du Tricastin relatives aux contrôles des ouvrages rétentionnés (TRICASTIN-11-000462). Demande A9 : Je vous demande d'analyser les raisons pour lesquelles cette anomalie n'a pas été détectée plus tôt et si d'autres ouvrages rétentionnés du périmètre de l'INB n°105 sont concernés par la même problématique. Les inspecteurs ont relevé que la fosse maçonnée R922 qui fait office de rétention pour la cuve R921 qui recueille notamment tous les écoulements au sol et les effluents de lavage des équipements de la St 900 comportait une lame de liquide. L'exploitant a indiqué qu'un dysfonctionnement de la pompe de la cuve R921 avait conduit récemment à des projections au-dessus de cette dernière et donc dans sa contre-fosse. Demande A10 : **Je vous demande de vidanger la rétention R922 et de décliner les contrôles** demandés par la procédure ORANO Cycle du Tricastin relatives aux contrôles des ouvrages rétentionnés (TRICASTIN-11-000462) suite à sollicitation de rétention. **Vous veillerez à ce que** le système de pompage de la cuve R921 ne conduise plus à des projections d'effluents. Les inspecteurs ont relevé que le sol et les caniveaux au sol de l'intérieur de la St 900 ne permettaient pas de capter tous les écoulements qui pourraient s'y produire. En effet, lors de l'événement déclaré le 21 septembre, quelques litres de la solution acide qui a fui du filtre rotatif se sont écoulés à l'extérieur du bâtiment sous un portail. De même, la zone de sortie des fûts de fluorines est une zone ouverte à partir du niveau du sol et des effluents pourraient éventuellement s'y écouler vers l'extérieur. Demande A11 : Je vous demande de prendre des dispositions pour que tout écoulement dans la St 900, quelle que soit la zone, soit bien collecté par les caniveaux et conduits dans la cuve R921, conformément aux dispositions de l'article 25 de l'arrêté du 4 octobre 2**010 [4].**
## Confinement Et État Général Des Équipements Présents Dans L'Installation 5
Selon l'article 7.3.5.5 de la décision du 30 juin 2015 [3], dans les locaux où sont manipulés des produits uranifères, l'exploitant prend toutes les dispositions nécessaires pour limiter les risques de dissémination de matières radioactives vers le milieu environnant. Les locaux intérieurs de la St 900 sont classés en zone à production possible de déchets nucléaires (ZPPDN). Les inspecteurs ont observé que les équipements et le bâtiment de la St900 ne permettaient pas un confinement adéquat des substances dangereuses et potentiellement radioactives :
- Certaines zones du bardage de la St 900 sont ouvertes ou les passages sous les portes vers l'extérieur sont importants.
- Les anciens équipements ayant contenus de l'uranium de retraitement (URT), désormais arrêtés, ont été vinylés au moment de leur retrait d'exploitation. Les nappes en vinyle sont désormais en lambeaux et ne remplissent plus aucune fonction de confinement.
- D'autre part, l'exploitant a monté un sas souple (sans ventilation) autour du filtre tangentiel FT906 du fait de pertes de confinement de matières nucléaires mais celui-ci ne remplit pas les critères de confinement attendus. Il dispose notamment d'une simple porte dont les deux parties ne se recouvrent pas.
- Un sas vinyle a été monté au niveau du bas du silo de chaux R928 du fait de dispersion de chaux dans cette zone. Ce sas n'entoure que très partiellement le silo et ne remplit donc sa fonction que partiellement. De plus, les opérateurs doivent taper sur le bas du silo pour permettre l'écoulement de la chaux dans la trémie de distribution. Par conséquent, le cône inférieur du silo est bosselé et déformé. L'exploitant a indiqué prévoir de « plaquer » cette zone pour la renforcer.
- Le filtre à tambour rotatif F908 est régulièrement nettoyé à grande eau, les effluents de lavage s'écoulent de l'étage jusqu'au rez-de-chaussée sans être canalisés.
- La rétention située sous l'ancienne cuve « URT R911», qui n'est plus exploitée depuis plusieurs années, contient du liquide dont le pH est supérieur à 10.
- Il y a de nombreuses flaques de liquide basique (ph supérieur à 10) au sol.
Demande A12 : Je vous demande de mettre en place des sas de confinement conformes et adaptés aux risques de dispersion de matières uranifères ou de substances dangereuses dans la St 900 autour des équipements qui le nécessitent. Demande A13 : Je vous demande de recouvrir de vinyle neuf les équipements URT le nécessitant et de vérifier régulièrement leur état. Demande A14 : **Je vous demande de limiter ou d'aménager les pratiques qui conduisent à la** dispersion de potasse, de KDU ou de chaux dans les installations de manière à les limiter tant que possible. Demande A15 : Je vous demande d'étudier la faisabilité de nettoyer régulièrement la St 900. Les inspecteurs ont relevé que les fûts de fluorines sont sortis depuis l'intérieur de la St 900, qui est une zone à production possible de déchets nucléaires (ZPPDN), vers les aires de décantation extérieures, qui sont des zones à déchets conventionnels (ZDC), sans nettoyage ou vérification préalables ni contrôle de radioprotection. Cette pratique n'est pas conforme à l'article 7.3.5.5 de la décision du 30 juin 2015 [3] et à vos procédures de sortie de ZPPDN. Demande A16 : **Je vous demande de respecter vos procédures de sortie de ZPPDN pour les fûts** de fluorines sortant de la St 900 **et la décision du 30 juin 2015 [3].** L'exploitant a indiqué qu'il venait de lancer un plan de contrôle et de remise à niveau des équipements de la St900 en vue de fiabiliser le procédé pour les mois de production restant et tant que l'Unité 68 n'est pas en service. Il a présenté le contenu de cette action aux inspecteurs. Ces derniers ont relevé que ce plan d'action visait exclusivement la fiabilité des équipements et non la conformité réglementaire de la St 900 dans son ensemble. Demande A17 : Je vous demande d'intégrer une vérification de la conformité des installations, notamment au vu des demandes formulées dans cette lettre de suites, et d'engager les mesures correctives ou compensatoires correspondantes. Vous me ferez part des résultats de ces contrôles et des actions de remise à niveau engagées.
## Gestion Des Écarts
La procédure « FIFA », référencée TRICASTIN-18014743, appelée par votre SGS, spécifie que la FIFA est destinée à informer le chef d'installation de toute non-conformité ou écart par rapport à son référentiel d'installation dans les meilleurs délais et en aucun cas l'information ne devra dépasser 36 heures depuis la détection. Les inspecteurs ont relevé que le compte-rendu du contrôle de l'aire 58 réalisé le 19 juillet 2018 n'avait été émis que le 15 octobre 2018 seulement alors qu'il recensait des non conformités, notamment des fissures. En conséquence, l'exploitant a ouvert une FIFA (« fiche d'information fast action ») pour prendre en compte les écarts le 12 novembre 2018, soit 4 mois après leur détection. Demande A18 : **Je vous demande de prendre des dispositions pour que les non-conformités** relevées par les prestataires en charge de réaliser des contrôles et essais périodiques, faisant l'objet d'exigences définies, vous remontent dans des délais rapides et compatibles avec une prise en compte adaptée des écarts. Les inspecteurs ont consulté la FIFA n°382 ouverte le 20 septembre 2019 à la suite de contrôles d'asservissements liés aux détections de niveau haut des cuves R908B, R903, R927 et R905, de la St 900 non réalisés lors des CEP et relatifs, respectivement, aux exigences définies 09.05, 09.07, 09.08 et 09.100. La FIFA acte que certains asservissements n'avaient pas pu être vérifiés car ils n'étaient plus opérationnels du fait des modifications faites sur les installations. Toutefois, le compte-rendu du contrôle de l'asservissement, toujours en fonction, du détecteur de niveau haut de la cuve R903 avec la pompe P9088 et la vanne 09XV23 de potasse régénérée, mentionne qu'il n'a pas été réalisé et doit être replanifié. Or la FIFA ne prend pas en compte cette action qui n'a finalement pas été réalisée. Demande A19 : Je vous demande de réaliser le contrôle périodique de **l'asservissement du** détecteur de niveau haut de la cuve R903 avec la pompe P9088 et la vanne 09XV23, conformément à l'exigence définie 09.07. Demande A20 : Je vous demande d'analyser les raisons pour lesquelles **l'action nécessaire sur** l'asservissement du détecteur de niveau haut de la cuve R903 n'a pas été prise **en compte dans** le traitement de la FIFA et d'en tirer le retour d'expérience. La procédure « FIFA », référencée TRICASTIN-18014743, appelée par votre SGS, spécifie qu'une fois que la FIFA est en la possession du chef d'installation (ou son délégataire), celui-ci doit décider des suites immédiates à donner afin de définir les mesures compensatoires à prendre pour répondre à la nonconformité et maintenir l'installation à son niveau de sécurité / sûreté. Le chef d'installation (ou son délégataire) se prononce sur l'ouverture ou non d'un « constat ». Si non, il justifie sa décision sur le formulaire. Selon la note du processus PM2 de traitement des événements, référencée TRICASTIN-12-000708, un écart est le non-respect d'une exigence définie ou le non-respect d'une exigence fixée par le système de management interne (SMI) de l'exploitant susceptible d'affecter les dispositions mentionnées au deuxième alinéa de l'article L.593-7 du code de l'environnement.
Les inspecteurs ont consulté la FIFA n°613 ouverte le 30 juin 2020 consécutive au contrôle périodique de la cuve R936 du 29 juin 2020. Celle-ci reprend les constats faits par le contrôleur : « *divers points, zones* de corrosion observés ainsi que des déformations de la virole, 2 points sous la côte d'alerte - *réservoir HS, prévoir retrait* d'exploitation ». Le chef d'installation par intérim statue le 24 juillet 2020 sur l'absence de nécessité d'ouvrir un constat et ne justifie pas sa décision. Il n'indique pas non plus son analyse de la situation et les mesures à prendre en conséquence. Plusieurs autres FIFA consultées par les inspecteurs n'ont pas non plus fait l'objet d'un constat dans la base de données des écarts et ce sans la justification attendue. Demande A21 : Je vous demande de respecter votre processus PM2 de gestion des écarts ainsi que la procédure relative aux FIFA. Vous vous assurerez de l'ouverture d'une fiche « CONSTAT **» lorsque l'écart le nécessite.** Les inspecteurs ont consulté les procès-verbaux de rondes quotidiennes de la St 900. Ils ont relevé que les non-conformités des rétentions y étaient bien identifiées. Toutefois, le pH de l'eau contenue dans ces rétentions n'est pas indiqué contrairement à ce qui est demandé dans le formulaire. De même les vérifications demandées au verso du formulaire de ronde ne sont pas renseignées. Demande A22 : Je vous demande de prendre des mesures pour vous assurer que les formulaires de rondes de la St 900 sont renseignés et contrôlés **exhaustivement.**
## Gestion Des Modifications 7
Les inspecteurs ont consulté la FEM/DAM référencée TRICASTIN-18-013826 relative au traitement des effluents de l'Unité 68 à la St 900. Celle-ci a été ouverte le 18 juin 2018. Cette FEM/DAM n'est toujours pas clôturée alors que la modification est opérationnelle depuis deux ans. Ainsi, certaines recommandations de la fiche de suivi des recommandations (FSR) « après » modification n'ont pas été déclinées sans que cela n'ait été détecté. L'exploitant a indiqué ne pas avoir d'outil lui permettant de suivre le niveau d'avancement du traitement des FEM/DAM ouvertes et des recommandations associées. Par ailleurs, la case « ED » qui déclenche le contrôle technique de la bonne réalisation d'une recommandation n'est jamais cochée alors que certaines recommandations concernent des exigences définies (les rétentions par exemple). Demande A23 : Je vous demande de décliner toutes les recommandations des FSR et de clôturer cette FEM/DAM selon votre processus. Demande A24 : **Je vous demande de balayer les recommandations et leur lien éventuel avec une** exigence définie. Le cas échéant, vous réaliserez le contrôle technique attendu. Demande A25 : **Je vous demande de mettre en place une organisation vous permettant de** suivre le niveau d'avancement du traitement des FEM/DAM **ouvertes et des recommandations** associées.
## Gestion Des Déchets
L'article 5.1.1 de la décision [3] dispose que l'exploitant doit prendre toutes les dispositions nécessaires dans la conception, l'aménagement, et l'exploitation de ses installations pour assurer une bonne gestion des déchets de son entreprise et en limiter la production.
Selon l'article 5.1.3 de la décision [3], l'entreposage des déchets doit être est limité au strict minimum sur l'usine de conversion d'ORANO Cycle Pierrelatte, tenant compte des fréquences d'élimination des filières agréées. La quantité maximale présente ne doit pas excéder la quantité maximale équivalente à deux expéditions par filière, sous réserve de la disponibilité de la filière. Les inspecteurs ont relevé la présence de plusieurs dizaines de sacs de déchets fermés sans aucun étiquetage, visiblement de déchets nucléaires compactables, au sol au milieu de la St 900. Aucune zone de la St 900 n'est indiquée comme étant une aire à déchets. L'exploitant a indiqué qu'il était en attente de caisses pour faire évacuer ces déchets. Demande A26 : **Je vous demande d'étiqueter et de faire évacuer ces déchets de la St 900 dans** les meilleurs délais. Demande A27 : Si une aire à déchets nucléaires est nécessaire dans la St 900, je vous **demande,** après avoir fait une analyse de risques, de définir un emplacement aménagé et signalé ainsi que les règles de gestion associées. Par ailleurs, des équipements démontés sont posés au sol des différents étages de la St 900. Ils sont vinylés mais ne présentent aucune indication sur la nature des objets qu'ils contiennent. Demande A28 : Je vous demande de caractériser ces objets et de les évacuer vers les filières adaptées. Les inspecteurs ont relevé la présence d'une benne, visiblement de déchets métalliques, ouverte, située de l'autre côté de la rue par rapport à la St 900 sans aucun indication sur son contenu et le caractère conventionnel ou nucléaire des objets qu'elle contient. Demande A29 : Je vous demande d'apposer un étiquetage approprié sur cette benne, de vous assurer qu'elle est dans un endroit adapté et de faire en sorte qu'elle soit maintenue fermée lorsqu'elle n'est pas utilisée.
## B. Demandes De Compléments D'Information Gestion Des Rétentions
Les eaux de rinçage du filtre à tambour, de lavage des équipements, les condensats, d'autres effluents et tout ce qui s'écoule au sol de l'intérieur de la St 900 sont conduites, via des caniveaux dans le sol de la St 900, dans la cuve R 921. Celle-ci est située en-dessous du niveau du sol dans la fosse maçonnée R922.
Demande B1 : Je vous demande de vérifier que la configuration de cette rétention permet de respecter les dispositions de l'article 25 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4] **en termes de volume visà-vis des volumes des équipements de la St 900.**
L'opération d'aspiration de la potasse décantée des fluorines est réalisée fût ouvert sur l'aire 53.
Demande B2 : Je vous demande de m'indiquer comment c**ette opération est réalisée, les**
risques associés ainsi que les mesures prises en vue d'éviter un déversement de potasse au sol.
## Contrôles Et Essais Périodiques (Cep)
Les cuves R934 et R936 sont soumises à un programme d'inspection et à un plan d'inspection au titre de l'article 4 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4]. Les comptes rendus des contrôles visuels et d'épaisseur (par ultrasons) de la cuve R 936 de 150 m³ d'effluents liquides uranifères de juin 2019 et juin 2020 signalent tous les deux des valeurs d'épaisseur inférieures à la « cote d'alerte » de 4 mm (épaisseurs minimales mesurées : 3,1 mm, épaisseur nominale : 6 mm). Ils signalent également des zones d'oxydation et une déformation de la virole au niveau de la virole V2 côté ouest du réservoir. L'entreprise prestataire a statué en 2019 que le contrôle était non conforme. L'exploitant n'a pas été en mesure d'indiquer quelle était le critère d'épaisseur minimale acceptable selon son référentiel. L'exploitant a indiqué qu'il exploitait encore cette cuve R936 de 150 m³ d'effluents mais qu'au vu de cette situation, il avait priorisé l'utilisation de la cuve R934 dont les contrôles sont conformes. Cette décision a été actée dans la FIFA 318 du 8 juin 2019 consécutive au CEP de la cuve de juin 2019 : « résultat en dehors de la zone de tolérance, favoriser l'exploitation du R934 et rétention conforme en permanence ». Or, cette cuve R 936 était pleine le jour de l'inspection du fait de l'abondance des effluents en attente de traitement. A noter que sur la FIFA n°613 ouverte le 30 juin 2020 consécutivement au contrôle périodique de la cuve R936 du 29 juin 2020, le contrôleur a spécifié qu'il fallait prévoir son retrait d'exploitation.
Demande B3 : Je vous demande de statuer sur la conformité de cette cuve en **regard des**
exigences de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4] et de votre référentiel et sur son devenir. **Dans la** négative, je vous demande d'arrêter l'exploitation de cette cuve. Les massifs des cuves R934 et R936 sont soumises à programme d'inspection et plan d'inspection au titre de l'article 6 de l'arrêté du 4 octobre 2010 [4]. Les comptes rendus des contrôles visuels et d'épaisseur (par ultrasons) de la cuve R 934 de 150 m³ d'effluents liquides uranifères de juin 2019 et juin 2020 signalent tous les deux la présence de multiples fissures dans la finition du socle en béton de la cuve.
## Demande B4 : Je Vous Demande De M'Indiquer Comment Vous Avez Traité Cette Information Ainsi Que Votre Analyse Du Risque Associé À Cette Situation.
L'exploitant n'a pas été en mesure de présenter de comptes rendus de contrôles périodiques d'épaisseurs ou d'intégrité des cuves R903, R904, R 905, R908B, R921, et du filtre à tambour rotatif F908. A noter que la cuve R905, anciennement utilisée pour entreposer de la potasse neuve concentrée est désormais utilisée pour entreposer de la potasse à régénérer, en complément de la cuve R904. A noter que la cuve ouverte d'effluents R921 semble déformée.
Demande B5 : Je vous demande de me transmettre les comptes rendus des derniers contrôles périodiques d'épaisseurs ou d'intégrité des cuves R903, R904, R 905, R908B, R921 et du filtre à tambour rotatif F908.
## Point Divers
Les inspecteurs ont échangé avec le conducteur de la St 900 en poste lors de l'inspection. S'il semblait connaître parfaitement les installations, il n'en connaissait pas entièrement le référentiel écrit (modes opératoires, conduites à tenir, exigences définies). Vous êtes actuellement en train de former du personnel pour exploiter la St 900 en « régime 5/8 ».
Demande B6 : Je vous demande de vous assurer que **tout le personnel en poste à la St 900**
connaisse et sache utiliser le référentiel écrit de la St 900. Les inspecteurs ont relevé que dans la base de programmation des opérations de maintenance et des CEP, les cuves R934 et R936 étaient regroupées sous un même poste technique. Ceci est source de confusion dans le traitement des suites des contrôles et opérations réalisés sur ces cuves.
Demande B7 : **Je vous demande de veiller à disposer d'un poste technique par équipement sur**
la base de données.
## C. Observations
A la suite de l'inspection, le 6 octobre 2020, l'exploitant a notifié à l'ASN la mise en œuvre des mesures suivantes :
- Evacuation de la majorité des déchets à l'intérieur de la St 900,
- Remise en état des sas de la St 900 (silo, FTR, équipement URT) en cours, - Demande pour réaliser le contrôle de radioprotection des fûts de fluorine en sortie de la St 900,
- Demande aux services généraux pour un débroussaillage du caniveau de l'aire 58 (CCR910).
Le 6 octobre 2020, comme demandé par l'ASN, l'exploitant a également déclaré un événement significatif pour l'environnement relatif à l'indisponibilité des rétentions extérieures de la St 900. Il indique dans sa déclaration qu'il va les vidanger en envoyant les effluents vers la St 100E de traitement des effluents liquides ou vers un réservoir, selon leur nature et les capacités disponibles. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division, Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-LIL-2020-1016 | Lille, le 23 décembre 2020 Référence courrier CODEP-LIL-2020-062839 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité B.P. 149 59820 GRAVELINES
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Gravelines - INB n° 96, 97 et 122 Inspection n° **INSSN-LIL-2020-1016** effectuée le **3 novembre 2020** Thème : "Récolement de la mise en demeure n° CODEP-DCN-2020-030395 du 4 juin 2020" Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V. [2] Décision n° 2107-DC-0616 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base
[3] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[4] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence [1], une inspection a eu lieu le 3 novembre 2020 dans le centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Gravelines concernant le récolement de la mise en demeure n° CODEPDCN-2020-030395 du 4 juin 2020.
Je vous communique, 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.
## Synthese De L'Inspection
Le 11 février 2020, EDF a informé l'ASN de la détection d'un écart affectant les moteurs des tambours filtrants de la source froide des six réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines. En cas d'explosion à proximité de la centrale nucléaire, cet écart aurait pu conduire à perdre les moyens de refroidissement à long terme du combustible des six réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines.
Cet écart constitue un manquement à des dispositions des décrets d'autorisation de création des réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines et à la décision n° 2015-DC-0518 de l'ASN du 20 août 2015. Du fait de l'environnement industriel autour de la centrale nucléaire de Gravelines, notamment de la présence du terminal méthanier de Dunkerque, ces textes disposent que la centrale nucléaire doit pouvoir faire face à une explosion d'origine externe de forte intensité. EDF a modifié ses installations pour le réacteur 5 afin de traiter cet écart, avant son redémarrage du printemps 2020, et s'est engagée à le faire, avant le 31 octobre 2020, pour les cinq autres réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines. L'ASN a néanmoins décidé d'encadrer le délai de résorption de cet écart par une mise en demeure.
Le 4 juin 2020, l'ASN a mis EDF en demeure de se conformer aux dispositions règlementaires, en matière de protection contre le risque d'explosion d'origine externe, imposées par les décrets d'autorisation de création des réacteurs 1, 2, 3, 4 et 6 de la centrale nucléaire de Gravelines et par sa décision du 20 août 2015 relative à la maîtrise des risques liés au terminal méthanier de Dunkerque.
Pour ce faire, l'exploitant a mis en place, au niveau des moteurs des tambours filtrants, une casemate métallique résistante à l'explosion d'origine externe selon un planning, transmis dans le cadre de la phase contradictoire associée à procédure de mise en demeure, dont l'échéance courait jusqu'au 31 octobre 2020 pour l'ensemble des moteurs des tambours filtrants de la source froide des six réacteurs de la centrale nucléaire de Gravelines. Bien qu'EDF ait informé l'ASN, dès le 24 juillet 2020, du déploiement effectif de la modification, les inspecteurs ont souhaité attendre l'échéance de la mise en demeure avant d'en vérifier le respect par l'exploitant.
L'inspection du 3 novembre 2020 visait donc à réaliser le récolement de cette mise en demeure n° CODEPDCN-2020-030395 du 4 juin 2020. Les inspecteurs ont contrôlé la conformité règlementaire de la modification que constitue la casemate métallique, la conformité du déploiement de cette modification ainsi que sa bonne intégration dans le référentiel d'exploitation. Ce contrôle a été complété par une visite sur le terrain au niveau des réacteurs 5 et 6. Les inspecteurs soulignent la bonne préparation de cette inspection, aussi bien au niveau de la mise à disposition des documents que de la présence d'interlocuteurs pertinents pour répondre à leurs interrogations concernant le déploiement de la modification et sa maintenance ultérieure. Seul un échange avec le service
"conduite" n'a pu avoir lieu, faute de temps. Des demandes de compléments sont donc formulées concernant le suivi en exploitation.
L'ensemble de l'inspection s'est déroulé dans le respect des gestes barrières liés à la crise sanitaire de la COVID-19. Ainsi, les documents ont été mis à disposition de manière informatique, les intervenants étaient présents en nombre réduit et les interlocuteurs des services centraux d'EDF joignables par audioconférence.
L'analyse du cadre règlementaire par l'ASN confirme celle menée par l'exploitant concluant au caractère non notable de la modification, en application de la décision [2]. Les casemates initialement conçues pour respecter le référentiel "vents extrêmes", dont le déploiement est prévu à l'occasion de la 4ème visite décennale des réacteurs, ont fait l'objet d'une adaptation pour y inclure la tenue à l'explosion externe. Cela a impliqué un renforcement de leur ossature. Les documents consultés au cours de l'inspection n'ont pas permis de justifier que l'ensemble du référentiel "explosion externe" avait été pris en compte. Ce manque de traçabilité de la modification, à la main de vos services centraux, nécessite des compléments.
Concernant le déploiement de la modification sur site, les inspecteurs soulignent le suivi rigoureux du service SCOM (structure commune) en charge de cette activité. La documentation à sa charge, consultée par sondage, n'appelle pas de remarque particulière des inspecteurs. Les adaptations rendues nécessaires par les interactions avec le génie civil ont été justifiées et traitées conformément à l'organisation en place. Des compléments sont attendus concernant une justification de la conformité de l'approvisionnement des caillebotis, dont les éléments n'étaient pas présents dans le rapport de fin de fabrication mis à disposition. En marge du récolement de la mise en demeure, il a été constaté un écart à l'article 2.4.4 de la décision incendie [3] du fait de l'absence de mise à la terre des casemates métalliques protégeant les moteurs des tambours filtrants de la source froide des réacteurs 1 et 3. Les inspecteurs ont été informés, depuis l'inspection, de la résorption de l'écart sur le réacteur 3 et notent votre engagement à résorber cet écart sur le réacteur 1 au plus tôt.
L'exploitation de ce matériel va évoluer au cours du temps. Ainsi, celui-ci ne sera considéré comme un élément important pour la protection des intérêts (EIP)1 au titre de l'arrêté INB [4] qu'à compter de la 4ème visite décennale des réacteurs. Dans l'attente, les inspecteurs ont vérifié que ces matériels feraient bien l'objet d'une maintenance régulière. Ainsi, le service MTE (machines tournantes électriques), en charge de la maintenance, a d'ores et déjà rédigé deux gammes locales de maintenance sur la base du guide d'entretien et d'exploitation fourni par le concepteur des casemates. Ces gammes locales sont associées à la maintenance globale des tambours filtrants réalisée à chaque arrêt de réacteur pour maintenance. Lors de la visite terrain, les inspecteurs se sont rendus en station de pompage des réacteurs 5 et 6 et ont pu constater, par sondage, le respect du plan des casemates installées ainsi que des exigences relatives aux adaptations rendues nécessaires par les interactions avec le génie civil. Ils ont pu également constater l'éloignement des zones dédiées à l'entreposage des charges calorifiques par rapport aux casemates. Les inspecteurs ont constaté la présence d'une potence, à côté d'une des casemates, qui n'était pas en position de sécurité et qui peut constituer un agresseur potentiel de la casemate en cas de séisme. Ils ont, par ailleurs, constaté, à cette occasion, des dégradations au niveau du calorifuge des tuyauteries du système de ventilation de la station de pompage (DVP) passant au-dessus de deux des casemates. Ces deux points font l'objet de demandes de compléments dans la suite de ce courrier.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Sans objet.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Conformément au I de l'article 2.4.1 de l'arrêté INB [4], *"l'exploitant définit et met en œuvre un système de* management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1". Les demandes de compléments formulées seront à traiter conformément à cet article.
## Conformité Des Matériaux Utilisés Par Rapport Au Cahier Des Charges
Les inspecteurs ont consulté le rapport de fin de fabrication des casemates et ont vérifié, par sondage, le respect des pièces approvisionnées par rapport au plan. Ce rapport ne fournit pas d'informations quant à l'épaisseur de 3 mm des caillebotis prévus par le plan. Les mesures réalisées sur le terrain semblent néanmoins cohérentes avec les épaisseurs de caillebotis prévues par le plan.
Je vous demande de justifier que les caillebotis approvisionnés pour le toit des casemates sont conformes au plan. Il conviendra d'assurer la traçabilité de cette justification dans les documents relatifs au déploiement de la modification.
## Intégration Du Référentiel "Explosion Externe" Dans Le Cahier Des Clauses Techniques Particulières
Le cahier des clauses techniques particulières initial (CCTP) D3052170221081 indice B prend en compte le référentiel "vents extrêmes" et les spécifications techniques associées. Il ne prend pas en compte le référentiel "explosion externe" et les spécifications techniques associées. Le CCTP n'a pas fait l'objet d'un indiçage mais un avenant au contrat a été émis par vos services centraux pour l'intégrer. Cet avenant n'a pu être consulté au cours de l'inspection.
## Demande B2 Je Vous Demande De Transmettre Une Copie De L'Avenant Au Contrat Susvisé.
D'après les échanges, les prescriptions techniques "explosion externe" sont différentes des prescriptions techniques "vents extrêmes". Selon vos services centraux, celles-ci ont une approche purement calculatoire et le fait que les cas de chargement soient bien intégrés à la note de calcul est suffisant en terme de justification. Lors de l'audioconférence, vos services centraux, malgré plusieurs reformulations des inspecteurs, n'ont pas apporté d'explication sur l'absence de note technique, sous assurance de la qualité, concernant la vérification du référentiel "explosion externe".
Je vous demande de transmettre une démonstration écrite du respect de l'ensemble du référentiel applicable à l'"explosion externe". Je demande, par ailleurs, que vos services centraux me précisent, par votre intermédiaire, ce que prévoit leur système de management intégré concernant cette typologie de modification de cahier des charges.
## Suivi En Exploitation
Les casemates sont équipées de portes pour permettre l'accès aux moteurs sans dépose de celles-ci. Ces portes ne sont pas fermées à clé. Leur maintien en position fermée est nécessaire pour que les casemates assurent leur fonction de protection.
Je vous demande de m'indiquer si des consignes sont prévues pour s'assurer du maintien en position fermée des portes des casemates.
Une étude thermique a été menée pour confirmer que les casemates n'étaient pas susceptibles de perturber le refroidissement naturel des moteurs, aussi bien en condition de fonctionnement normal qu'en condition accidentelle. Cette note conclut à des températures calculées qui incluent également la situation de canicule. Ces températures calculées n'ont pas fait l'objet d'une vérification lors du déploiement des casemates pour ce qui est des températures atteintes en fonctionnement normal. Les prises de températures réalisées à la demande des inspecteurs, lors de la visite terrain à l'intérieur d'une casemate des réacteurs 5 et 6, n'ont pas révélé de température supérieure à la température calculée dans la note. Ces mesures n'ont néanmoins pas été réalisées sur la base d'une procédure et ne peuvent donc être considérées comme représentatives des températures atteintes à l'intérieur des casemates.
Je vous demande de me confirmer que la température atteinte en fonctionnement normal, à l'intérieur de chaque casemate, est bien inférieure à celle calculée dans l'étude thermique. Je vous demande, par ailleurs, de m'indiquer s'il y a lieu d'avoir un suivi de la température dans le cadre de l'exploitation, notamment dans le cadre de la consigne générale d'exploitation "Grand Chaud". La règle de prévention du risque "séisme événement" en exploitation D 5130 PA XXX VAI 00 02 décrit la manière dont est pris en compte ce risque sur le site et précise notamment que :
- toute activité d'exploitation doit systématiquement faire l'objet d'une analyse de risques, liée à l'activité, abordant le risque séisme-événement dès lors qu'un matériel est installé dans un local contenant du matériel EIP classé au séisme. Cette analyse de risques doit être tracée ;
- les parades identifiées dans l'analyse de risques seront mises en œuvre lorsque la durée de l'activité pendant laquelle les matériels sont requis, est strictement supérieure à 7 jours.
Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté la présence d'une potence qui n'était pas en position de garage et pourrait être agresseur, en cas de séisme, des moteurs des tambours filtrant qui sont des EIP. Dès la 4 ème visite décennale des réacteurs, les casemates devenant EIP, la potence sera agresseur potentiel de cellesci. Par ailleurs, les accompagnants n'ont pas été en mesure d'expliquer le rôle de cette potence.
Je vous demande de m'indiquer le rôle de la potence et de justifier du respect de la règle de prévention du risque "**séisme événement".**
## Tuyauteries Du Système De Ventilation
Les inspecteurs ont constaté l'endommagement du calorifuge des tuyauteries DVP, qui pourrait être lié à des activités de manutention des moteurs pour maintenance, sans que cela ait pu être confirmé au cours de l'inspection.
Je vous demande de m'indiquer si ces tuyauteries DVP, situées à proximité des casemates, sont EIP et de me confirmer le bon état de celles-ci à l'endroit où le calorifuge est endommagé. Vous veillerez, par ailleurs, à m'indiquer l'activité à l'origine de ces dégradations et les mesures prises pour éviter le renouvellement de ces dégradations.
## C. Observations C.1 - Présence De Papier Absorbant Au Niveau De La Pompe De Graissage Des Moteurs D'Un Des Tambours Filtrants Du Réacteur 6
Les inspecteurs ont relevé la présence de papier absorbant au niveau de la pompe de graissage, laissant supposer la présence d'une fuite au niveau de cette pompe.
Vous voudrez bien me faire part, **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L.125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le Chef du Pôle INB,
| Signé par |
|-------------|
Jean-Marc DEDOURGE |
INSSN-LYO-2020-0502 | Lyon, le 23 novembre 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-055401 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de **Saint Alban**
Electricité de France BP 31 38555 SAINT MAURICE L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint Alban (INB n os 119 et 120)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-0502 du 3 novembre 2020 Thème : « R.8.3 Déchets »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB [3] Décision n° CODEP-DCN-2019-042529 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 14 novembre 2019 autorisant Electricité de France à modifier de manière notable ses centrales nucléaires
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection a eu lieu le 3 novembre 2020 sur la centrale nucléaire de Saint Alban sur le thème de la gestion des déchets. Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
Au cours de l'inspection du 3 novembre 2020, les inspecteurs de l'ASN ont contrôlé par sondage l'organisation mise en place pour assurer la gestion des déchets radioactifs et conventionnels, ainsi que les modalités prises pour garantir le respect de la réglementation afférente. Ils ont plus particulièrement vérifié : la mise en œuvre des exigences réglementaires relatives aux activités importantes pour la protection (AIP) des intérêts protégés relatives au conditionnement des déchets, la réalisation d'audits et de vérifications indépendantes et la prise en compte du retour d'expérience en matière de gestion des déchets. Enfin, ils ont visité les locaux de conditionnement et d'entreposage des déchets radioactifs du bâtiment de traitement des effluents (BTE) ainsi que la salle de commande déportée de l'installation de conditionnement des résines échangeuses d'ions de faibles et moyennes activités dite « machine mercure », autorisée par la décision de l'ASN en référence [3].
Au vu de cet examen, les inspecteurs considèrent que la mise en œuvre des AIP relatives à la gestion des déchets, les modalités d'exploitation de la machine mercure et la tenue des locaux de conditionnement et d'entreposage des déchets radioactifs du BTE sont globalement satisfaisantes. Néanmoins, des actions d'amélioration sont attendues concernant notamment la gestion des compétences et qualifications nécessaires pour la réalisation et le contrôle technique des AIP relatives à la gestion des déchets ainsi que concernant la complétude du registre des déchets entreposés dans le BTE.
## A. Demandes D'Actions Correctives Mise En Œuvre Des Aip Relatives À La Gestion Des Déchets
Lors de l'inspection, la mise en œuvre opérationnelle des AIP relatives à la gestion des déchets a été examinée par les inspecteurs. Ils ont vérifié par sondage le respect des exigences définies associées à ces AIP ainsi que la réalisation effective du contrôle technique et des actions de vérification par sondage requis par les articles 2.5.3 et 2.5.4 de l'arrêté en référence [2]. Ils se sont assurés de la traçabilité de ces activités, contrôles et vérifications. Ils ont également contrôlé que les personnes réalisant ces opérations disposent des compétences et qualifications nécessaires conformément à l'article 2.5.5 de l'arrêté en référence [2]. La note référencée D5380NTPT01767 indice 2 du 28 janvier 2020 relative à l'organisation de la gestion des AIP déchets précise que les personnes réalisant une AIP ou en assurant le contrôle technique disposent des compétences techniques nécessaires. Elle renvoie notamment aux cahiers des clauses techniques particulières (CCTP) relatifs au conditionnement et à l'entreposage des déchets radioactifs et conventionnels applicables aux prestataires en charge d'une partie de ces activités, et à la note référencé D5380NSPT00044 relative à la formation et l'habilitation de la section « combustible / déchets » du site concernant les activités directement réalisées par EDF (notamment le conditionnement des déchets radioactifs en coques béton). Les inspecteurs ont constaté que la note susmentionnée ne fixe pas les compétences et qualifications nécessaires à la réalisation et au contrôle technique des AIP relatives à la gestion des déchets pour le personnel EDF. En effet, cette note n'évoque pas les AIP relatives à la gestion des déchets et liste uniquement, pour chaque profil type de la section « combustible / déchets » les formations obligatoires et recommandées à suivre, les formations spécifiques à la gestion des déchets étant simplement recommandées. Les inspecteurs ont toutefois constaté, à l'occasion d'un contrôle réalisé par sondage, que les personnes réalisant et contrôlant les AIP relatives à la gestion des déchets avaient bien suivi les formations techniques appropriées. Demande A1 : Je vous demande de formaliser les compétences et qualifications nécessaires pour la réalisation et le contrôle technique des AIP relatives à la gestion de déchets effectuées par du personnel EDF. **Vous veillerez également à vous assurer que les compétences et qualifications nécessaires à la** réalisation et au contrôle technique des AIP sont suffisamment définies dans les CCTP pour les intervenants extérieurs réalisant ces opérations. De plus, la note référencée D5380NTPT01767 indice 2 susmentionnée ne définit pas d'objectif précis en ce qui concerne la vérification par sondage des AIP relatives à la gestion des déchets. En effet, le taux de sondage et la périodicité de cette vérification n'est pas fixée. Si les inspecteurs ont constaté qu'une vérification par sondage des AIP relatives à la gestion des déchets a bien été réalisée en 2020 sur un échantillon de colis de déchets radioactifs et de bordereaux de suivi de déchets conventionnels dangereux, le taux de sondage retenu apparait inférieur à celui observé sur d'autres centrales nucléaires exploitées par EDF.
Demande A2 **: Je vous demande de définir des objectifs pour la vérification par sondage des AIP** relatives à la gestion des déchets (taux de sondage et périodicité).
## Gestion Des Dérogations Au Référentiel D'Exploitation Du Bte
Les inspecteurs ont examiné le registre des déchets entreposés dans le BTE. Au 2 novembre 2020, 41 coques non bouchées, toutes conditionnées par la machine mercure, étaient entreposées dans le BTE. Le référentiel d'exploitation du BTE référencé D5380NTDN01255 indice 7 fixe une limite d'entreposage à 20 coques en attente de bouchage, limite portée à 30 unités lors des campagnes mercure. Cette limite de 30 coques en attente de bouchage n'était donc pas respectée avec 41 coques non bouchées entreposées. Vos représentants ont indiqué que le dépassement de cette limite de 30 coques non bouchées avait été anticipé préalablement au début de la campagne mercure. Une fiche de position de l'ingénierie déchets référencée FPTE20/002 indice 0 du 1er octobre 2020 permet l'entreposage de plus de 30 coques non bouchées. Cette fiche de position a été validée en interne au service en charge de la gestion des déchets mais sans consultation de la filière indépendante de sûreté ni du service en charge de la maîtrise des risques liés à l'incendie. Demande A3 : Je vous demande de renforcer votre organisation en prévoyant notamment la consultation de la filière indépendante, et le cas échéant, du service chargé de la maîtrise des risques liés à l'incendie, pour toute dérogation au référentiel d'exploitation du BTE. Vous m'informerez de la date de retour à une situation conforme d'entreposage des coques non bouchées dans le BTE.
## Registre Des Déchets Entreposés Dans Le Bte
L'article 6.5 de l'arrêté en référence [1] prévoit que l'exploitant « *tient à jour une comptabilité précise des* déchets produits et entreposés dans l'installation, précisant la nature, les caractéristiques, la localisation, le producteur des déchets, les filières d'élimination identifiées ainsi que les quantités présentes et évacuées ».
Lors de l'examen du registre des déchets entreposés dans le BTE en date du 2 novembre 2020, les inspecteurs ont identifié les points suivants :
- le registre des déchets entreposés dans le BTE est constitué de plusieurs fichiers informatiques : un fichier spécifique pour les coques conditionnées par la machine mercure, un fichier pour les autres coques béton et un fichier pour les autres déchets nucléaires. Cette multitude de fichiers pour constituer le registre des déchets produits et entreposés dans l'installation nuit à sa lisibilité et rend plus délicate l'appréciation du respect des limites d'entreposage ;
- quatre coques béton contenant des filtres pré-bloqués sont entreposées, depuis 2003 pour trois d'entre elles et 2010 pour la dernière. D'une part, ces coques spécifiques ne sont pas comptabilisées dans le nombre de coques non bouchées entreposées dans le BTE, d'autre part, ces coques contenant des filtres pré-bloqués ne sont plus utilisées sur le site. Si ce type de filtres n'a plus vocation à être utilisé sur les installations, l'expédition de ces coques doit être privilégiée. Dans l'attente, ces coques doivent être comptabilisées dans le nombre de coques en attente de bouchage et prises en compte pour statuer sur le respect de la limite fixée dans le référentiel d'exploitation du BTE pour les coques non bouchées ;
- pour certains conteneurs, la masse des déchets contenus n'est pas indiquée ou la date d'introduction du déchet le plus ancien n'est pas précisée ;
- un fût d'huile de 200 litres, présent dans le BTE lors de la visite des installations, n'est pas pris en compte dans le registre affiché à l'entrée du local huilerie.
Demande A4 : Je vous demande d'améliorer la complétude du registre des déchets entreposés dans le BTE. S'agissant des coques contenant des filtres pré-bloqués, vous vous positionnerez quant à leur expédition et les comptabiliserez dans le nombre de coques en attente de bouchage entreposées. Vous me communiquerez les décisions prises et les échéances associées.
## Locaux De Conditionnement Et D'Entreposage Des Déchets Radioactifs Du Bte
Lors de la visite des locaux de conditionnement et d'entreposage des déchets radioactifs du BTE, les inspecteurs ont constaté qu'une consigne temporaire d'exploitation du broyeur, datée du 10 mars 2015, est affichée à l'entrée du local abritant cet équipement. Cette consigne, réputée temporaire, prévoyait sa pérennisation sous un an. Demande A5 : Je vous demande de vérifier la pertinence de cette consigne et de la pérenniser sous le format le plus approprié. Le fût d'huile de 200 litres présent dans le BTE et non pris en compte dans le registre affiché à l'entrée du local à vocation d'huilerie n'est pas étiqueté. Seul un affichage indiquant qu'une demande d'analyse est en cours est apposé sur ce fût.
Demande A6 **: Je vous demande de déterminer, dans les meilleurs délais, la nature et les caractéristiques** des déchets contenus dans ce fût. Les inspecteurs ont constaté que le dernier contrôle trimestriel de l'armoire coupe-feu abritant des solvants située sur la mezzanine du BTE a été réalisé le 27 décembre 2019 selon la fiche de contrôle apposée sur l'armoire. Toutefois, une mention manuscrite précise qu'un nouveau contrôle a été réalisé le 2 novembre 2020, la veille de l'inspection, sans que la fiche relative à ce contrôle soit présente. L'absence de réalisation d'un contrôle de périodicité trimestrielle pendant 10 mois n'est pas satisfaisante.
Demande A7 **: Je vous demande de renforcer le suivi des contrôles des armoires coupe-feu présentes** dans les installations. Concernant spécifiquement l'armoire coupe-feu abritant des solvants située sur la mezzanine du BTE, vous me transmettrez la fiche relative à son contrôle du 2 novembre **2020.**
## Audits Et De Vérifications Indépendantes Relatifs À La Gestion Des Déchets
L'organisation d'EDF prévoit que la sûreté nucléaire soit assurée par une filière opérationnelle et une filière indépendante. Le périmètre des activités de la filière indépendante de sûreté (FIS) comprend notamment la sûreté nucléaire, l'environnement, la radioprotection et le transport interne, ce qui englobe la gestion des déchets. Lors de l'inspection, les inspecteurs ont consulté les rapports des vérifications indépendantes menées par la FIS en 2019 et 2020 concernant la gestion des déchets. La majorité de ces vérifications portait sur la mesure de l'efficacité des actions décidées à la suite des événements significatifs pour l'environnement (ESE) déclarés en 2018 et 2019 et sur la prise en compte effective d'anciennes recommandations de la FIS. Ces vérifications, qui ont notamment permis de détecter certaines anomalies concernant l'efficacité des actions décidées à la suite des ESE, sont approfondies et correctement documentées. La vérification indépendante doit toutefois être complémentaire au contrôle des activités métiers qui doit être réalisé par la ligne opérationnelle et ne peut en aucun cas s'y substituer, conformément aux exigences du référentiel managérial d'EDF référencé D455019006140 indice 0 du 24 juin 2019 relatif au « noyau de cohérence des métiers de la filière sûreté ». L'évaluation de l'efficacité des actions mises en œuvre dans le cadre du processus de traitement des écarts fait partie intégrante de ce processus et a essentiellement vocation à être réalisée par la filière opérationnelle.
Demande A8 : Je vous demande de veiller à ce que l'évaluation de l'efficacité des actions mises en œuvre dans le cadre du processus de traitement des écarts soit davantage réalisée par la filière opérationnelle. En tout état de cause, l'implication de la FIS dans les processus opérationnels(par exemple, le traitement des écarts) ne doit pas se faire au détriment de son programme d'audits et de vérifications indépendantes.
## Prise En Compte Du Retour D'Expérience
Les inspecteurs ont examiné la mise en œuvre des actions correctives décidées à la suite de la survenue de l'événement significatif environnement relatif au déclenchement d'une alarme de contrôle radiologique en sortie de site lors du passage d'une caisse de déchets conventionnels le 4 janvier 2018. Cette caisse contenait des tubes fluorescents classés comme déchets conventionnels provenant de zones à production possible de déchets nucléaires (ZppDN). La réglementation prévoit, pour des cas spécifiques, que des déchets produits dans une ZppDN peuvent être gérés comme des déchets non radioactifs s'il est démontré qu'ils n'ont pu, en aucune façon et à aucun moment, être contaminés ou activés. Certains tubes fluorescents provenant de ZppDN
sont concernés par ces dispositions. Ce n'est pas le cas des tubes fluorescents provenant des bâtiments réacteurs compte-tenu du risque d'activation en raison du flux neutronique. Cette spécificité concernant les tubes fluorescents provenant des bâtiments réacteurs n'était pas correctement prise en compte et est à l'origine de l'événement du 4 janvier 2018 susmentionné. Les principales actions engagées à la suite de cet événement portaient sur le rappel des exigences applicables et la modification de la gamme d'intervention ad-hoc. La note relative à la gestion des déchets conventionnels référencée D5380PRENV00009 indice 6 précise que seuls les locaux des bâtiments réacteurs sont soumis au flux neutronique (BR). Les inspecteurs ont toutefois constaté que le modèle de compte-rendu d'activité présenté au paragraphe 6 de la gamme référencée D5380GISR00204 indice 5 relative à la gestion des tubes fluorescents indique que les tubes issus du bâtiment réacteur ou de tout autre zone soumise au flux neutronique doivent être traités comme déchets nucléaires. Lors de l'inspection, vos représentants ont confirmé que seuls les tubes fluorescents provenant des bâtiments réacteurs sont susceptibles d'être activés. La mention d'autres zones soumises au flux neutronique dans la gamme susmentionnée est susceptible de générer des incompréhensions et des erreurs dans la gestion des tubes fluorescents provenant de ZppDN.
Demande A9 : Je vous demande de clarifier la liste des zones soumises au flux neutronique puis de mettre à jour en conséquence la note référencée D5380PRENV00009 et la gamme référencée D5380GISR00204.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
L'une des actions décidée à la suite de l'événement significatif environnement relatif au déclenchement d'une alarme de contrôle radiologique en sortie de site lors du passage d'une caisse de déchets conventionnels le 4 janvier 2018 consistait à présenter, avant le 30 juin 2018, en comité « sécurité / radioprotection /
environnement » les résultats d'une étude pour améliorer la détection des portiques de l'aire à déchets conventionnels du site, la réalisation de cette étude constituant déjà une action décidée à la suite d'un précédent événement.
A l'occasion d'une mesure de l'efficacité de cette action corrective, vous avez détecté que l'étude réalisée portait sur les portiques de contrôle radiologique situés à la sortie de site et non ceux de l'aire à déchets conventionnels. Cette étude a permis d'identifier des améliorations qui ont été mises en œuvre sur les portiques situés en sortie de site. Une nouvelle action a été initiée afin de compléter l'étude réalisée avant le 30 juin 2020 pour y intégrer les portiques de l'aire à déchets conventionnels. Elle conclut que les portiques de l'aire à déchets conventionnels sont aptes à assurer correctement leur fonction. Toutefois, une remise à niveau globale des portiques de contrôle radiologique des véhicules est en cours de déploiement sur le site. Elle vise notamment à harmoniser les technologiques de portiques en place. Dans ce cadre, l'actuel portique de l'aire à déchets conventionnels sera remplacé en 2021 par le portique actuellement situé en entrée de site.
Demande B1 **: Je vous demande de m'informer de la fin de la remise à niveau globale des portiques de** contrôle radiologique des véhicules du site.
## C. Observations
C1. Les inspecteurs ont constaté que le suivi des paramètres importants pour le respect du domaine de validité de l'agrément n° 11BX relatif au conditionnement des coques par la machine mercure est réalisé de façon rigoureuse et satisfaisante.
Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par :
Richard ESCOFFIER |
INSSN-LYO-2020-0532 | Lyon, le 11/12/2020 Référence courrier : **CODEP-DCN-2020-054326**
Monsieur le Directeur **du centre nucléaire de**
p**roduction d'électricité du Bugey** Electricité de France BP 60120 01155 LAGNIEU Cedex OBJET : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
CNPE du Bugey - **INB n°** 89 Inspection INSSN-LYO-2020-0532 du 29/10/2020 Thème : « **R.1.6 Elaboration et respect de la documentation d'exploitation et de**
maintenance »
RÉF. : **In fine** Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu à l'article L.592-21 du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 29 octobre 2020 au Centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) du Bugey sur le thème « Elaboration et respect de la documentation d'exploitation et de maintenance » avant le quatrième réexamen périodique du réacteur n°4. Je vous communique, ci-après, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 29 octobre 2020 avait pour objectif de contrôler l'organisation mise en œuvre par le site pour le déploiement des modifications des installations et de leurs modalités d'exploitation autorisées avant le quatrième réexamen périodique du réacteur n°4. Elle a notamment conduit les inspecteurs, d'une part, à confronter l'état réel des installations à celui requis par la démonstration de sûreté nucléaire pour les réacteurs à l'état du palier technique et documentaire PTD2 (VD3) et, d'autre part, à vérifier l'intégration de certains dossiers d'amendement (DA) tels que le DA relatif à la mise en service des diesels d'ultime secours (DUS) ou encore le DA relatif à la conduite incidentelle et accidentelle du bâtiment combustible (BK) dans les documents opératoires du CNPE notamment dans les consignes et fiches d'action de conduite. Les inspecteurs ont ainsi examiné l'organisation du site pour assurer la gestion des évolutions du chapitre VI des règles générales d'exploitation (RGE) consacré aux règles de conduite incidentelle et accidentelle (CIA), le processus de validation de ces documents, l'utilisation du forum CIA de partage de retour d'expérience entre les centrales nucléaires du parc EDF et la résorption des anomalies associées. Ils ont également examiné certaines modalités d'accomplissement d'actions locales à réaliser en situation d'accident, les modalités d'identification des écarts et contrôlé, par sondage, les orientations prises par le CNPE au regard des dispositions prescrites au chapitre VI du titre II de l'arrêté en référence [2].
Il ressort de cette inspection que :
- l'organisation mise en place par le site pour assurer l'intégration du référentiel documentaire et la gestion du chapitre VI des RGE est satisfaisante dans son ensemble mais reste perfectible sur certains points, objets de demandes ci-après ;
- l'intégration documentaire a pris un retard significatif et que beaucoup de fiches d'anomalies ne sont pas encore résorbées.
## A. Demandes D'Actions Correctives Modalités D'Intégration Des Documents Prescriptifs Issus Des Services Centraux
La note en référence [3] encadre l'organisation mise en place par le CNPE du Bugey pour assurer le pilotage, la maîtrise et le reporting de l'intégration des documents prescrits par vos services centraux et également le déploiement des dossiers d'amendement (DA) aux règles générales d'exploitation (RGE). Elle prévoit notamment les séquences de mise en œuvre de ces DA, en interface avec le déploiement des modifications matérielles des installations afin de garantir la cohérence entre l'état réel des installations et celui pris en compte dans la démonstration de sûreté nucléaire et les RGE qui déclinent cette démonstration. Le processus du CNPE pour encadrer le déploiement des référentiels dont la mise en œuvre est prescrite par les services centraux d'EDF, requiert la création d'un plan d'action (PA) spécifique à la réception du courrier prescriptif envoyé par les services centraux et une déclinaison locale en action « Caméléon » systématique par l'Intégrateur Local Documentation (ILD). Ensuite le responsable produit/métier doit procéder à une analyse pour voir si le CNPE du Bugey est concerné. Si c'est le cas, un passage en commission d'évolution du référentiel documentaire local (CEREL) est programmé. Ces PA sont ensuite transférés aux services « métiers » concernés qui encadrent leurs actions d'élaboration de la documentation et de réalisation des éventuelles modifications des installations associées par des demandes de travaux (DT). Chaque DT est ensuite déclinée en « tâches élémentaires » par ces mêmes services. Il ressort de l'examen des inspecteurs que, pour le réacteur n°4, qu'un nombre sensible de DT et donc de PA ne sont pas clos. Le CNPE est donc en retard pour l'intégration du prescriptif requis avant sa quatrième visite décennale.
Par ailleurs, l'organisation de l'intégration du prescriptif prévoit une phase d'étude d'impact des PA. Celleci doit être réalisée par le responsable métier avant le passage en CEREL. Pour le réacteur n°4, toutes les études d'impact relatives aux évolutions documentaires préalables à la quatrième visite décennale n'ont pas été réalisées à ce stade. En l'absence de ces études d'impact, l'achèvement de l'intégration documentaire et la déclinaison des DA précités ne peuvent être constatés. Ainsi, à ce stade, vous n'êtes pas en mesure de démontrer que vous respectez bien l'ensemble des dispositions retenues dans les règles générales d'exploitation ou dans le rapport de sûreté, alors que ceci est exigé par l'article 1.2 de l'arrêté en référence [2]. Demande A1 : Je vous demande de définir et de mettre en œuvre un plan d'action **afin de résorber** les retards d'intégration documentaire du réacteur n° 4 du Bugey. Ce plan d'action devra conduire à l'intégration de **toutes les évolutions avant le début du rechargement en combustible du réacteur** n° 4. Demande A2 : Je vous demande de réaliser les analyses d'impact requises lors de l**'intégration** documentaire pour les adaptations à mettre en place pour chaque réacteur du CNPE **en renforçant** les modalités de pilotage et de contrôle associées.
## Gestion Du Retour D'Expérience - Utilisation Du Forum Cia
Les inspecteurs ont examiné le forum CIA et l'utilisation qui en est faite par le site. Ce forum est un outil de partage des anomalies détectées par les sites lors de la mise en oeuvre des documents de conduite incidentelle ou accidentelle et des réponses apportées par les services centraux d'EDF pour corriger ces anomalies. Les inspecteurs ont noté que le site du Bugey participe à l'alimentation du forum, et qu'un travail d'intégration d'une centaine de fiches, en lien avec les services centraux EDF, avait été entrepris. Ils ont néanmoins relevé que le nombre de fiches d'écarts encore actives (statut « analyse en cours » ou « à valider ») était important, y compris s'agissant de fiches émises il y a quelques années. Or, dans le cadre de l'intégration des évolutions documentaires associées au quatrième réexamen périodique, toutes les fiches d'anomalies doivent être traitées et les anomalies résorbées avant le rechargement des réacteurs à l'issue de leur quatrième visite décennale. En effet, le rechargement marque l'entrée en application du nouveau référentiel. Demande A3 : Je vous demande d'effectuer une revue de l'ensemble des fiches d'anomalies émises par la centrale nucléaire du Bugey, **relative au réacteur n° 4, sur le forum CIA afin de prioriser leur** traitement. Vous présenterez, en lien avec vos services **centraux, un plan d'actions visant à finaliser** le traitement de ces fiches avant le rechargement du réacteur à l'issue de sa quatrième visite décennale. Les inspecteurs ont examiné le processus de validation des consignes de conduite incidentelle et accidentelle. En amont de la prescription d'une nouvelle consigne par les services centraux d'EDF, ces derniers demandent parfois aux sites d'effectuer une validation « à blanc » (VAB) de la consigne afin de tester son opérabilité et, le cas échéant, de faire évoluer la consigne avant qu'elle ne soit prescrite aux sites.
A la suite de la prescription d'une nouvelle consigne par les services centraux, le site décline la consigne de référence prescrite en consignes de tranche pour tenir compte des spécificités de chaque réacteur. La note en référence [5] mentionne que la vérification de l'applicabilité des consignes CIA porte en particulier sur l'intégration des remarques éventuelles issues des VAB. Les inspecteurs ont constaté que la plupart des signalements adressés à vos services centraux à l'issue des validations « à blanc » concernent des évolutions jugées nécessaires par les utilisateurs des règles et des consignes. Pour autant, ces évolutions ne sont pas toujours prises en compte par vos services centraux lors des mises à jour importantes des référentiels d'exploitation notamment dans la prise en compte des différentes modifications. Dans ces conditions, le caractère applicable des documents de conduite en situation d'incident ou d'accident pourrait être remis en cause. Demande A4 : Je vous demande d'effectuer une revue de l'ensemble des **signalements émis par la** centrale nucléaire du Bugey sur le forum CIA à **la suite des validations à blanc des consignes** relatives **au réacteur n° 4, afin de prioriser leur traitement. Vous présenterez, en lien avec vos** services centraux, un plan d'actions visant à finaliser le traitement de ces fiches avant le rechargement du réacteur à l'issue de sa quatrième visite décennale.
## Validation Des Documents Opératoires Utilisés En Conduite Incidentelle Accidentelle (Cia)
Les inspecteurs ont constaté que la consigne relative au refroidissement de la piscine BK et à la ventilation du local dans lequel elle se trouve et qui vise à gérer une situation dans laquelle aucune voie du système de refroidissement de la piscine de désactivation ne serait disponible, amendée en juillet 2020 à la suite de l'intégration DA CIA BK, n'a pas été testée. Les documents opératoires doivent faire l'objet de validations sur le terrain afin d'identifier et de corriger les éventuelles anomalies. Ces validations doivent également permettre d'identifier les risques encourus par les intervenants lors de la réalisation des actions prévues dans les documents opératoires. Demande A5 : Je vous demande **d'effectuer une revue de l'ensemble des consignes, amendée à la** suite de l'intégration de DA, pour lesquelles une validation à blanc sur le terrain n'a pas été **réalisée.** Vous présenterez un plan d'action et un éch**éancier de réalisation afin de résorber ces écarts.** Demande A6 : Au regard des retards de traitement des signalements et de validation **par simulation** en local, je vous demande de mener une analyse de risque vis-à-vis de ces écarts relatifs aux consignes CIA applicables au stade PTD2.
## B. Demandes D'Informations Complémentaires Gestion Des Accidents Graves
Lors de l'instruction des modifications associées au quatrième réexamen périodique des réacteurs de la centrale nucléaire du Bugey pour la gestion des accidents graves, EDF s'était engagé à réaliser des essais d'opérationnalité des dispositions permettant l'étalement à sec du corium puis son renoyage. EDF s'est notamment engagé à réaliser un test d'ouverture de chaque trappe de noyage du corium en complément des contrôles ou actions réalisés au titre du programme de base de maintenance préventive (PBMP). Vous avez annoncé aux inspecteurs que vous aviez réalisé des tests d'opérabilité des trappes sur le réacteur n° 2 qui est actuellement à l'arrêt et que vous aviez également installé un clapet anti-retour sur la sortie du drain extérieur. Vous prévoyez de procéder aux mêmes tests et modifications matérielles lors de l'arrêt du réacteur n° 4. A cette occasion, le relevé d'exécution d'essai effectué sur le réacteur n° 2 sera repris avec une montée d'indice pour le réacteur n° 4. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre **le relevé d'exécution d'essai d'opérabilité des** trappes de noyage du corium, **effectué sur le réacteur n°** 2.
## Maintien De L'Intégrité Vis-À-Vis De L'Incendie
Lors de l'inspection des installations, les inspecteurs ont noté que des travaux étaient en cours dans un des locaux du bâtiment électrique du réacteur n°4 référencé - W327 - Entrepont de câblage - Voie B. Ces travaux ont conduit au transpercement d'un mur situé en limite d'un secteur de feu. Cette rupture de sectorisation doit être compensée par l'installation de moyens temporaires afin de garantir le maintien de l'intégrité vis-à-vis de l'incendie. Or, les inspecteurs ont constaté que ces moyens temporaires avaient été déposés au pied du mur et qu'aucun intervenant n'était présent dans la zone du chantier. Cette perte d'intégrité aurait pû contribuer à la propagation d'un feu dans des locaux électriques sensibles. Demande B2 : Je vous demande de m'informer **des actions correctives réactives matérielles mises** en oeure et des actions de sensibilisation entreprises auprès des intervenants.
## C. Observations
Considérant la situation sanitaire actuelle, les inspecteurs soulignent positivement la préparation et le déroulement de cette inspection. Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, sauf mention particulière, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle REP **de la division de Lyon**
Singé par :
Richard ESCOFFIER
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V [2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [Arrêté INB]
[3] Note EDF réferencée D5110NT16280 : Organisation et gestion des documents textes et plans
[4] Note EDF référencée SMILEP4INS2203 [C] : Parc - Elaborer et mettre à jour les procédures CIA
[5] Note EDF réréfencée D5110NT09219 [3] : Elaboration et validation des procédures incidentelles et accidentelles du Chapitre VI des RGE
[6] Note EDF référencée EMEFC070271 [C] : Validation à blanc des consignes de référence du Chapitre VI des RGE
[7] Note EDF référencée EMEFC111305 [B] : Validation des consignes de références du Chapitre VI des RGE sur simulateur |
INSSN-MRS-2020-0657 | DIVISION DE MARSEILLE
CODEP-MRS-2020-048768 Marseille, le 13 octobre 2020 Monsieur le directeur général ITER Organization Route de Vinon-sur-Verdon CS 90 046 13067 St Paul Lez Durance Cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no **INSSN-MRS-2020-0657 du 6 octobre 2020 à ITER (INB 174)**
Thème « Inspection générale »
Réf. **: [1] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires**
de base
[2] Lettre ASN CODEP-MRS-2019-023927 du 4 juin 2019 Monsieur le directeur général, Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 59613 du code de l'environnement, et conformément à l'article 3 de l'accord entre le Gouvernement de la République française et l'Organisation internationale ITER publié par le décret no **2008-334 du 11 avril**
2008, une inspection de l'INB 174 a eu lieu le 6 octobre 2020 sur le thème « Inspection générale ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de l'INB 174 du 6 octobre 2020 portait sur le thème « Inspection générale ». L'équipe d'inspection s'est principalement intéressée à la poursuite des activités sur le cryostat mis en place dans le bâtiment Tokamak. La jupe basse est désormais mise en place dans sa position définitive et le cylindre inférieur a également été placé et en cours de soudage. Le suivi et les contrôles du secteur 6 de la chambre à vide, premier secteur livré sur le site au cours de l'été, en provenance de Corée du Sud, ont également fait l'objet de vérifications. Des procédures liées aux activités de soudage et l'organisation mise en place pour les contrôles non destructifs de ces soudures ont été examinées. La formalisation du suivi des activités et le traitement des écarts ont également fait l'objet de vérifications. Les inspecteurs ont effectué une visite du chantier de construction, en particulier des activités sur le cryostat, dans le bâtiment tokamak, et du secteur 6, entreposé dans le hall d'assemblage. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que l'organisation mise en place pour les travaux sur le cryostat apparait globalement satisfaisante. Des demandes de compléments d'information ont été formulées, en particulier sur le suivi et le traitement des écarts. Les vérifications réalisées sur le secteur 6 de la chambre à vide n'appellent pas de remarque.
## A. **Demandes D'Actions Correctives**
Cette inspection n'a pas donné lieu à demande d'actions correctives.
## B. **Compléments D'Information** Traitement Des Non-Conformités
L'équipe d'inspection s'est intéressée au traitement des écarts relevés sur l'installation. Un écart a notamment été relevé, à la suite de la mise en place des cales entre les appuis hémisphériques et la 1ère section du cryostat, et concernent un espacement partiel supérieur à l'exigence de 1 mm sur certains appuis. Cet ensemble participe à la fonction de supportage du tokamak. Les causes de cet écart et l'évaluation des actions correctives sont en cours d'analyses. B1.Je vous demande de me transmettre les évolutions de la fiche de non-conformité concernée dès que les causes de cet écart auront été identifiées et dès que les actions correctives auront été retenues. Vous transmettrez également la justification technique de l'action corrective retenue et justifierez le critère « espace maximum d'1 mm » pour le positionnement de la jupe du cryostat et le supportage des appuis hémisphériques Au regard de cette non-conformité, les inspecteurs se sont intéressés aux écarts relevés lors de la fabrication de ces cales, préalablement à leurs mises en places. Il apparait que des écarts ont été acceptés sans qu'aucune action corrective n'ait été jugée nécessaire. L'acceptation « en l'état » dans le traitement des écarts est régulière sur le projet. L'ASN ne remet pas nécessairement en cause cette acceptation mais s'interroge sur :
- **l'analyse de l'impact des cumuls d'écarts d'importance mineure sur un même ensemble ou système,**
acceptés sans mesure corrective,
- **un éventuel risque que l'impact sur le planning soit pris en considération de manière prioritaire**
pour le traitement de certaines non-conformités au détriment des impacts sur la sûreté.
À cet égard, je vous rappelle que l'article 2.7.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [1] dispose qu'« **en complément du** traitement individuel de chaque écart, l'exploitant réalise de manière périodique une revue des écarts afin d'apprécier l'effet cumulé sur l'installation […] » B2. **Je vous demande de me transmettre une analyse globale des non-conformités au regard de**
l'impact potentiel des cumuls d'écarts d'importance mineure acceptés sans mesure corrective sur un même ensemble. Vous analyserez également l'éventuel risque de la prise en compte prépondérante de l'impact planning sur le traitement retenu.
Lors des échanges sur le traitement des écarts liés aux travaux de mise en place des équipements tels que le cryostat, il a été indiqué que des dispositions allaient être mises en place pour améliorer l'efficacité du traitement des non-conformités. B3. **Je vous demande de m'indiquer les dispositions qui seront retenues pour améliorer**
l'efficacité du traitement des écarts, en justifiant de l'origine de ces besoins. Vous m'indiquerez également la méthodologie retenue pour évaluer l'efficacité de ces dispositions.
## Qualification Pour Les Contrôles Non Destructifs
L'équipe d'inspection a effectué des vérifications sur les procédés de soudage et leurs qualifications ainsi que sur les contrôles de ces soudures. Dans une procédure de ressuage d'un intervenant extérieur indien, il est apparu une exigence de préparation des rapports par un personnel qualifié COFREND niveau 2, sans mention de l'acceptation d'un niveau d'équivalence. La vérification des qualifications de personnels de cette société a montré qu'ils étaient qualifiés sur une base ASNT SNT-TC-1A, qui n'est pas spécifiquement COFREND. B4. **Je vous demande de m'indiquer le niveau d'équivalence de ces deux qualifications. Vous**
conclurez sur l'existence d'un écart de qualification compte tenu de l'exigence spécifique COFREND.
## Suivi Du Décollement Des Appuis Antisismiques
L'équipe d'inspection a effectué des vérifications sur l'avancement du traitement des écarts sur le soulèvement des appuis antisismiques situés aux angles du complexe tokamak. Ces écarts avaient fait l'objet de demandes lors de l'inspection du 23 mai 2019 [2]. B5. **Je vous demande de me transmettre les éléments sur le suivi mis en place et les prochaines**
échéances de contrôle et les actions correctives envisagées.
## C. **Observations**
Cette inspection n'a pas donné lieu à observations. Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai qui n'excédera pas deux mois. Je vous demande d'identifier clairement les engagements que vous seriez amené à prendre et de préciser, pour chacun d'eux, une échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (**www.asn.fr**). Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur général, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN
5/5 |
INSSN-OLS-2020-0684 | CODEP-OLS-2020-049559 Orléans, le 12 octobre 2020 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de SAINT-LAURENT-DESEAUX
BP 42 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN
Objet : Contrôle des équipements sous pression nucléaires (ESPN)
CNPE de Saint-Laurent, INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0684 du 22 septembre 2020
« Application de l'arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux ESPN »
Réf. : [1] Titre IX du Livre V du code de l'environnement (parties législative et réglementaire)
[2] Arrêté du 30 décembre 2015 modifié relatif aux équipements sous pression nucléaires [3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [4] Arrêté du 3 septembre 2018 modifiant certaines dispositions applicables aux ESPN et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection
[5] Arrêté du 10 novembre 1999 modifié relatif au circuit primaire principal et aux circuits secondaires principaux des REP
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, des équipements sous pression nucléaires et des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB en référence [1], une inspection annoncée a eu lieu le 22 septembre 2020 au CNPE de Saint-Laurent sur le thème du suivi en service des équipements sous pression nucléaires soumis à l'arrêté ministériel du 30 décembre 2005 modifié. Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 22 septembre 2020 a notamment concerné l'organisation du CNPE de Saint-Laurent pour assurer le suivi des équipements sous pression nucléaires (ESPN) au titre de l'arrêté [2] modifié. Les inspecteurs ont examiné par sondage la mise en œuvre des programmes de base des opérations d'entretien et de surveillance (PBES) de ces équipements, ainsi que le complément local à ces programmes. Les inspecteurs ont également consulté plusieurs dossiers descriptifs et dossiers d'exploitation ESPN, afin de vérifier la présence des documents requis et la réalisation des opérations d'entretien et de requalification, conformément aux échéances règlementaires. La dernière partie de l'inspection a été consacrée au suivi de la gestion prévisionnelle des emplois et des compétences (GPEC) du personnel intervenant dans le cadre de la surveillance des opérations de maintenance réalisées sur l'accessoire de sécurité « soupape pilotée SEBIM ».
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour répondre aux exigences réglementaires relatives au suivi en service des ESPN apparait globalement satisfaisante. Toutefois, l'exploitant devra améliorer le renseignement des documents de suivi d'intervention. Par ailleurs, des constats concernant le suivi de la GPEC du personnel intervenant dans le cadre de la surveillance des opérations de maintenance réalisées sur l'accessoire de sécurité « soupape pilotée SEBIM »
et la surveillance de ces opérations ont été formulés.
## A. Demandes D'Actions Correctives Dossiers Réglementaires Espn
L'article R557-14-2 du [1] précise que « […] les équipements sont maintenus constamment en bon état et vérifiés aussi souvent que nécessaire […] » et que « l'exploitant « […] *rassemble, conserve et tient à disposition des agents mentionnés à* l'article L. 557-46 les informations sur les équipements nécessaires à la sécurité de leur utilisation, à leur entretien, à leur contrôle et à leur éventuelle réparation […] ». Les inspecteurs ont examiné par sondage la complétude des dossiers réglementaires des ESPN. Ils ont constaté que le dossier d'exploitation de l'équipement 1 REN 001 RF comportait plusieurs comptes rendus d'inspections périodiques (IP) indiquant des pressions de service et des pressions d'épreuve incohérentes.
En effet, la pression de service de cet équipement étant de 153 bar, la pression d'épreuve doit être de 183,6 bar. Sur certains comptes rendus d'IP, la pression de service indiquée est de 183,6 bar et la pression d'épreuve de 210 bar. Vos représentants ont expliqué aux inspecteurs qu'il s'agissait d'une erreur. Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que lors de l'IP réalisée en 2013 sur cet équipement, une corrosion a été identifiée par l'inspecteur. Une demande d'intervention a été émise à la suite de ce constat. Lors de l'IP réalisée en 2015, l'inspecteur a constaté que cette corrosion était toujours présente et que la demande d'intervention émise en 2013 n'avait pas été suivie d'effet. Cet écart a été résorbé en 2015. Lors de l'IP réalisée en 2018, l'inspecteur a constaté une trace d'oxydation pour laquelle aucune demande d'intervention n'a été émise. Cet écart a été laissé en l'état. Ces deux constats relatifs à l'équipement 1 REN
001 RF n'ont pas été pris en compte dans le complément local.
En consultant le dossier d'exploitation de l'équipement 1 EAS 001 RF, les inspecteurs ont constaté que les comptes rendus d'IP mentionnent que l'état du faisceau tubulaire de cet équipement est conforme alors que ce dernier n'est visible que partiellement. Les procès-verbaux de requalifications périodiques ne comportent pas cette erreur.
L'équipement 1 RIS 046 TY a fait l'objet de la modification PNXX1265. L'isométrie de la ligne et le PBES
900 RIS - 459 - 14 ind 0 n'ont pas été mis à jour. Demande A1 : je vous demande de **mettre en place une organisation qui permettra de vous assurer** de la **réalisation des points suivants** : - **vérification de la cohérence entre les informations contenues pour un même équipement**
dans les différents documents permettant d'assurer son suivi en service ;
- justification **et prise en compte dans le complément local aux PBES des écarts constatés** ; - mise à jour des dossiers réglementaires et du complément local. Vous me rendrez compte des actions engagées en ce sens. L'article 2.5.5 de l'arrêté [3] précise : « Les *activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions* de vérification et d'évaluation sont réalisés par des personnes ayant les compétences et qualifications nécessaires. A *cet effet,*
l'exploitant prend les dispositions utiles en matière de formation afin de maintenir ces compétences et qualifications pour son personnel et, en tant que de besoin, les développer, et s'assure que les intervenants extérieurs prennent des dispositions analogues pour leurs personnels accomplissant des opérations susmentionnées ».
L'exploitant a présenté aux inspecteurs l'organisation du CNPE mise en place pour s'assurer du respect des dispositions de l'article précité ainsi que le tableau de suivi des formations des agents en charge de la surveillance des opérations de maintenance réalisée sur le matériel « soupape pilotée SEBIM ». Ce suivi est assuré par le service SMC.
Les inspecteurs ont consulté les carnets individuels de formation de 5 intervenants. L'attestation de la formation APMRB7174 (remplacement et maintenance têtes de soupapes SEBIM RCP par têtes PRG2000) suivie par l'un des intervenants en avril 2019 ne figure pas dans son carnet individuel de formation.
Dans le tableau de suivi des formations, la ligne correspondant aux formations suivies par un autre intervenant n'est pas à jour des formations réalisées par ce dernier. Par ailleurs, les attestations de capacité délivrées par l'unité de professionnalisation pour la performance industrielle (UFPI) d'EDF ne justifient pas de la compétence des agents formés. Elles précisent que seul l'exploitant est responsable de l'habilitation de ses agents, par le biais de mesures d'accompagnement adaptées notamment. L'attestation de capacité d'un troisième intervenant (stage préparation et suivi d'intervention des soupapes SEBIM APMRB7175) du 26 janvier 2018 présente des points à améliorer (renseigner un DSI et mettre en œuvre le dossier national de réalisation de travaux lors d'une action de surveillance) par le biais d'un compagnonnage sur les premiers arrêts de tranche avec un chargé de surveillance intervention « SEBIM »
expérimenté. Aucune trace de la mise en place de cette mesure d'accompagnement ne figure dans le carnet individuel de formation de l'intervenant. En outre, aucune habilitation dans le cadre de la surveillance des interventions sur le matériel « soupape pilotée SEBIM » ne lui a été délivrée. D'une manière générale, aucun des carnets individuels de formation consultés ne présente de document lié à un compagnonnage ou une habilitation dans le cadre de la surveillance des interventions sur le matériel « soupape pilotée SEBIM ».
Demande A2 **: je vous demande de vous assurer que le suivi GPEC des intervenants dans le cadre**
de la surveillance des opérations de maintenance réalisées sur l'accessoire de sécurité « **soupape**
pilotée SEBIM » est régulièrement mis à jour et que les personnels intervenant **dans ce cadre sont**
compétents et qualifiés.
## Surveillance Des Opérations De Maintenance Réalisées Sur L'Accessoire De Sécurité « Soupape Pilotée Sebim »
L'art. 2.2.3. − I. précise : « - La surveillance de l'exécution des activités importantes *pour la protection réalisées par un* intervenant extérieur doit être exercée par l'exploitant, qui ne peut la confier à un prestataire […]. » Les inspecteurs ont consulté 9 dossiers de réalisation de travaux et dossiers de suivi d'intervention relatifs à la maintenance du matériel « soupape pilotée SEBIM ». Dans le dossier de suivi d'intervention 2RCP020AR il est indiqué que le point d'arrêt lié à l'opération 110 a été levé par un intervenant EDF le 23 octobre 2019.
La levée de ce point d'arrêt nécessitait de se rendre sur le lieu d'intervention dans le bâtiment réacteur
(BR). Les inspecteurs ont demandé à votre représentant de consulter le registre des entrées dans le BR afin de vérifier si cet intervenant s'était bien rendu dans le BR à cette date. Vos représentants ont informé les inspecteurs qu'il ne s'était pas rendu dans le BR ce jour-là. Demande A3 : je vous demande d'analyser les causes de cet écart. Vous me préciserez si d'autres cas d'irrégularité **ont été détectés, notamment en lien avec ce salarié. Vous me transmettrez les** éléments sous deux semaines. Demande A4 **: je vous demande de mettre en place des dispositions pour vous assurer que les** exigences de l'article 2.2.3 de l'arrêté [3] sont respectées **et pour vous assurer que ce type** d'anomalie (point d'arrêt levé sans présence effective sur le chantier) ne se reproduise.
## B. Demande D'Informations Complémentaires Dossiers De Réalisation De Travaux Et Dossiers De Suivi D'Intervention
Les repères fonctionnels indiqués dans les dossiers susvisés sont ceux des soupapes SEBIM et non ceux des détecteurs pilotes objets des interventions.
Demande B1 **: je vous demande de me préciser les actions que vous comptez mettre en place pour**
vous assurer que les pièces attendues dans les dossiers de réparations notables et non notables soient clairement identifiées pour en faciliter la consultation.
## C. Observations
Sans objet 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 réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-CAE-2020-0179 |
DIVISION DE CAEN
À Caen, le 24 août 20209 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-042004 Monsieur le Directeur du CNPE de Penly BP 854 76 370 NEUVILLE-LES-DIEPPE
OBJET : **Contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB**
CNPE de Penly - INB nos **136 et 140**
Inspection n° INSSN-2020-0179 du mardi 18 août 2020 Surveillance du service d'inspection des utilisateurs Réf. : **[1] - Code de l'environnement, notamment son chapitre VII du titre V du livre V et**
L. 593-33
[2] - Arrêté ministériel du 20 novembre 2017 modifié relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples
[3] - Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [4] - Décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 modifiée relative aux services inspection reconnus [5] - Guide professionnel EDF pour l'élaboration des plans d'inspection (référence D455014 029144 - indice 01) [6] - Note de management processus élémentaire MP8.MRP-02 « Élaborer et mettre en œuvre les plans d'inspection » (référence D5039-MQ/MP000014, indice 02)
[7] - Décision BSERR no **2017-028 du 9 mars 2017 approuvant le « Guide national de**
colmatage de fuites par injection de pâte thermodurcissable », élaboré par EDF pour les centrales REP du parc nucléaire français
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des appareils à pression implantés dans le périmètre d'une INB en référence [1], une inspection a eu lieu le mardi 18 août 2020 au CNPE de Penly sur le thème de la surveillance du service d'inspection des utilisateurs (SIU). J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du mardi 18 août 2020 a concerné le service d'inspection des utilisateurs (SIU) du CNPE de Penly. Dans cet objectif, les inspecteurs ont examiné plusieurs dossiers d'exploitation d'équipements sous pression (ESP), ainsi que des comptes rendus d'inspections périodiques menées sur des ESP. Ils se sont également intéressés au processus de mise à jour des plans d'inspection, puis à l'implication du SIU dans une opération de colmatage de fuite réalisée en 2019. Enfin, ils se sont rendus dans différents locaux afin d'examiner l'état d'équipements ayant fait l'objet d'une requalification périodique récente.
Au vu de cet examen par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre sur le site pour assurer le respect de la décision n° 13-125 du 31 décembre 2013 apparaît satisfaisante. Toutefois, le SIU devra apporter des éléments de réponse aux demandes et observations formulées ci-après.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Modalités De Révision Des Plans D'Inspection**
Selon le point 5.1.3.3 de l'annexe I de la décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 [4], il incombe au service d'inspection d'élaborer, mettre en œuvre et réviser les plans d'inspection des équipements sous pression. À cet effet, le service d'inspection doit disposer et mettre en œuvre une procédure de révision des plans d'inspection. Ceux-ci sont révisés au minimum à chaque évolution significative de la sévérité du milieu ou de la susceptibilité aux dommages prises en compte pour leur élaboration.
Au sein du CNPE de Penly, le respect de ces exigences est assuré par la note de management « Élaborer et mettre en œuvre les plans d'inspection » [6], qui comprend bien un paragraphe consacré à la révision des plans d'inspection. Ce paragraphe présente plusieurs types d'événements susceptibles de provoquer une révision des plans d'inspection, associés à des délais de mise en œuvre de cette mise à jour.
Les inspecteurs ont néanmoins relevé que cette liste se limite aux délais prévus dans le guide professionnel
[5]. Elle ne précise pas, par exemple, les délais de révision en vue d'intégrer le retour d'expérience (REX)
tiré des contrôles réalisés ou d'avaries survenues sur les ESP des réacteurs du palier 1300.
Je vous demande de compléter la documentation décrivant les modalités d'établissement et de révision des plans d'inspection en associant un délai maximal de mise en œuvre à chaque événement appelant une révision.
## A.2 **Mise À Profit Du Retour D'Expérience Dans Le Processus De Révision Des Plans D'Inspection**
Votre note de management « Élaborer et mettre en œuvre les plans d'inspection » [6] prévoit que les plans d'inspection sont révisés par le service d'inspection de manière à intégrer le REX local des contrôles réalisés (découverte de nouveaux modes de dégradation, de non-conformité au plan de l'équipement, etc.).
Les inspecteurs se sont donc intéressés à la manière dont vos représentants ont exploité le REX issu d'événements ayant affecté des ESP en 2019 et 2020. En particulier, ils ont examiné le traitement réservé à un événement concernant l'échangeur désigné sous la référence 2APG111RF.
En juillet 2019, le service d'inspection a été informé d'une fuite présumée au niveau du faisceau de tubes de cet échangeur. Les investigations menées par la suite ont confirmé la corrosion et la fissuration de plusieurs tubes, qui ont été bouchés afin de supprimer les fuites.
Interrogés sur les enseignements tirés de cet épisode, vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces fuites ont été localisées au niveau de zones sensibles1 **déjà déterminées dans le plan d'inspection. En**
effet, le plan d'inspection de l'équipement 2APG111RF impose que les zones en question soient soumises à des contrôles d'étanchéité de type LT (test d'étanchéité à l'hélium) à des périodicités variant selon les zones de 72 mois à 144 mois.
Ceci est conforme au guide professionnel [5] qui précise que « chaque zone sensible fait l'objet d'un contrôle destiné à s'assurer de l'absence de défaut lié au mode de dégradation associé **». Il est également ajouté que «** la localisation, l'étendue des zones sensibles et la périodicité des contrôles correspondants sont précisées dans le plan d'inspection **».** Le SIU a considéré qu'aucune nouvelle zone sensible n'a été mise en évidence dans ce dossier, que les contrôles d'étanchéité de type LT étaient adaptés au mode de dégradation identifié dans l'analyse des causes de l'événement et n'a pas jugé nécessaire de réviser le plan d'inspection de l'équipement.
Les inspecteurs relèvent néanmoins que le service d'inspection s'est interrogé sur la nature des contrôles à réaliser, mais n'a pas étendu son raisonnement à la périodicité fixée dans le plan d'inspection. Ce retour d'expérience aurait en effet pu amener à une réflexion sur la périodicité des contrôles et, éventuellement, conduire à resserrer ces périodicités. Les inspecteurs estiment donc que l'exploitation de ce REX pour la révision des plans d'inspection a été incomplète.
Je vous demande de veiller à l'exploitation complète du retour d'expérience dans le processus
## De Révision Des Plans D'Inspection D'Équipement. A.3 **Documentation Et Traçabilité Des Activités Importantes Pour La Protection**
L'article 2.5.6 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié [3] prévoit que « *les activités importantes pour* la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies ». Les inspecteurs ont contrôlé les conditions de réalisation d'une intervention de colmatage d'une fuite ayant affecté l'équipement 1GSS211SN. Réalisée en 2019, cette intervention était soumise aux exigences d'un guide national approuvé par la décision ministérielle [7]. En particulier, ce guide précise à son paragraphe 3.2.1 que « les interventions de colmatage sont à considérer comme des activités importantes pour la protection (AIP) ».
Les inspecteurs ont ainsi consulté une note technique établie préalablement à l'intervention. Cet examen a montré qu'elle était complète et permettait de former une appréciation sur le projet. En particulier, ses éléments incluaient une justification de l'intervention, la démonstration de la qualification des intervenants pressentis, une fiche de données initiales conforme au guide EDF. Cette note a été validée par le SIU, conformément au paragraphe 4 du guide EDF précité.
Ils ont ensuite examiné le dossier final du colmatage en vue de vérifier que les exigences de la note technique avaient été respectées. Cet examen a indiqué les faits suivants :
- **le guide national [7] prévoit qu'un échantillon du matériau de colmatage soit prélevé aux fins de**
contre-analyse par un laboratoire agréé (pour vérification du caractère PMUC2 **du lot utilisé). Or,**
le rapport d'essai établi par le laboratoire agréé n'a pu être présenté aux inspecteurs ;
- **le guide mentionne qu'un temps d'attente minimal de 08h00 après l'injection du dernier bâton est**
nécessaire pour laisser le temps à la pâte de polymériser. Il ajoute que le régime de travail ne pourra pas être rendu avant l'expiration de ce délai. Or, le dossier de suivi d'intervention (DSI)
ne comporte pas l'heure d'injection du dernier bâton, ni l'heure de restitution du régime de travail. Il ne permet donc pas de vérifier *a posteriori* **le respect du temps d'attente fixé par le guide ;**
- **la note technique détaille les pressions d'injection de la pâte thermodurcissable. Le DSI ne**
présente pas les valeurs de pression mesurées lors de l'intervention. Il ne permet donc pas de vérifier que les conditions prévues ont été respectées. La même observation peut être formulée quant aux valeurs du couple de serrage appliqué au dispositif.
Ces observations sont contraires aux dispositions de l'arrêté ministériel du 07 février 2012, qui prévoient qu'une AIP fasse l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de vérifier *a posteriori* **que**
ses exigences définies ont été respectées.
De plus, le guide national approuvé par la décision [7] impose que « la mise en œuvre du procédé de colmatage est réalisée conformément au dossier validé **». Une traçabilité correcte des paramètres mesurés lors de** l'intervention est nécessaire pour justifier après coup le respect du dossier de conception. Je vous demande de veiller de manière rigoureuse au respect de l'article 2.5.6 de l'arrêté ministériel du 07 février 2012 modifié en documentant et en veillant à la traçabilité des activités importantes pour la protection.
## A.4 **Modalités De Validation D'Un Dossier De Réinjection**
Le guide national approuvé par la décision [7] définit une réinjection comme « une opération de colmatage mise en œuvre lors de la réapparition d'une fuite sur un équipement déjà colmaté ».
À l'occasion d'une visite terrain hebdomadaire, le SIU du CNPE de Penly a constaté l'apparition d'une nouvelle fuite sur la sonde 1GSS211SN, qui avait déjà fait l'objet du colmatage évoqué au point précédent.
Une réinjection du dispositif a été donc réalisée le 16 janvier 2020.
Les inspecteurs ont consulté le dossier établi afin de permettre cette réinjection.
Ils ont d'abord constaté que le dossier de réinjection n'avait pas été visé par le service d'inspection, alors que le guide EDF prévoit une validation systématique de ce dossier. Vos représentants ont invoqué un oubli et assuré que le dossier avait bien été examiné et approuvé avant l'intervention. Les échanges en séance ont effectivement montré que les agents du service connaissaient bien le dossier et se l'étaient approprié, ce qui accrédite l'argument du simple oubli.
Néanmoins, une lecture du dossier a mis en évidence qu'il était incomplet. En particulier, un élément important ne figurait pas au dossier : l'analyse préalable identifiant l'origine de la nouvelle fuite et permettant de justifier l'absence de nocivité de cette dernière pour l'équipement colmaté et de définir les parades dans le but d'éviter la réapparition d'une fuite.
Je vous demande de veiller au caractère complet et recevable des dossiers établis pour autoriser la réinjection des dispositifs de colmatage.
## B **Compléments D'Information** B.1 **Suivi Des Échéances D'Inspections Périodiques**
En 2019, un non-respect d'échéances d'inspections périodiques a été observé par le service d'inspection et déclaré à l'ASN. Bien que l'un des équipements concernés soit hors périmètre de reconnaissance du SIU et même si ces anomalies ne peuvent être qualifiées de récurrentes, les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur leur réaction devant ces signaux faibles.
Vos représentants ont présenté aux inspecteurs les causes identifiées de ces dépassements d'échéances, qui concernent principalement les équipements exploités « tranche en marche » (TEM). Ils ont également indiqué travailler actuellement avec le projet TEM sur des modalités de travail comprenant un renforcement de la surveillance par le SIU, une meilleure implication dans le suivi des échéances et une plus grande assiduité du SIU aux réunions hebdomadaires TEM.
Les inspecteurs retiennent donc que la définition et la mise en place d'actions correctives sont en cours. Je vous demande de me tenir informé des actions définies et mises en place pour garantir le respect des échéances d'inspections périodiques. Au besoin, et conformément au point 5.1.3 de l'annexe I de la décision BSEI n° 13-125 du 31 décembre 2013 [4], ces dispositions devront être documentées dans le système de management du système d'inspection d'utilisateurs.
## C **Observations**
Cette inspection n'a donné lieu à aucune observation.
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 réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de division, Signé par Laurent PALIX |
INSSN-OLS-2020-0680 | CODEP-OLS-2020-045351 Orléans, le 18 septembre 2020 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de SAINT-LAURENTDES-EAUX
BP 42 41220 SAINT-LAURENT-NOUAN
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux– INB n° 100 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0680 du 27 août 2020
« Inspection de chantier - divergence »
Réf. : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence, concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection inopinée a eu lieu le 27 août 2020 au CNPE
de Saint-Laurent-des-Eaux sur le thème « Inspection de chantier - divergence ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet avait pour thème « inspection de chantier - divergence ». Il s'agissait notamment de s'assurer, par sondage, de la bonne réalisation de certaines activités annoncées conformes dans la demande d'autorisation de divergence transmise par EDF dans le cadre de l'arrêt pour simple rechargement du réacteur n° 1.
Les inspecteurs ont effectué des contrôles dans différents locaux du bâtiment réacteur (BR), du bâtiment combustible (BK), du bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), du bâtiment électrique (BL), des locaux du système de réfrigération intermédiaire (RRI) et du système d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG). Au vu de cet examen par sondage, il ressort que certaines activités indiquées conformes par EDF dans sa demande d'autorisation de divergence n'étaient pas réalisées, que des écarts n'avaient pas été détectés ou que les justifications de certains écarts identifiés n'existaient pas, notamment en lien avec le traitement d'écarts de conformité.
D'autres activités étaient toutefois conformes aux informations transmises par EDF. Les inspecteurs ont également noté une forte réactivité de la part du CNPE pour transmettre, après cette inspection notamment, les éléments identifiés comme bloquants pour la délivrance de l'autorisation de divergence par l'ASN.
## A. Demande D'Actions Correctives Traitement Des Écarts De Conformité
Un écart de conformité (EC550) concernant des défauts de freinage sur la boulonnerie des brides d'aspiration des pompes EAS (système d'aspersion enceinte) existe sur différents réacteurs du parc nucléaire EDF. Lors des inspections de chantiers réalisées au cours de l'arrêt du réacteur n° 1, les inspecteurs ont constaté des défauts notamment sur la boulonnerie d'une bride de la pompe 1EAS002PO. Un plan d'actions a été ouvert par le CNPE pour enregistrer, analyser et traiter ces défauts. La remise en conformité était programmée sur l'arrêt et la demande d'autorisation de divergence déposée par le CNPE
dans le cadre du redémarrage du réacteur n° 1 indiquait que l'activité était réalisée et conforme. Cependant, lors de leur contrôle, les inspecteurs ont à nouveau constaté la présence de défauts, déjà identifiés auparavant. Ces défauts portaient sur deux boulons dont les freinages étaient positionnés côté lamage, ce qui ne permet pas d'assurer le bon couple de serrage. Postérieurement à l'inspection, le CNPE a justifié que les 18 boulons présents et conformes (sur les 20 boulons installés) étaient suffisants pour assurer la tenue de la bride d'aspiration aux conditions accidentelles. Une nouvelle remise en conformité est maintenant programmée par le CNPE sur l'arrêt de 2021. Un autre écart de conformité (EC423) concernant des défauts d'ancrages de systèmes de ventilation de matériels EIP (éléments importants pour la protection des intérêts) est présent sur différents réacteurs du parc nucléaire EDF. Différents contrôles ont ainsi été réalisés par EDF sur plusieurs systèmes de ventilation, pour s'assurer de la conformité de leurs ancrages aux plans des installations. Pour le système DVI (ventilation des locaux du système de réfrigération intermédiaire) en particulier, la demande d'autorisation de divergence du réacteur n° 1 précisait : « L*'analyse des constats sur 1DVI met en évidence la non* tenue de la voie A, la voie B est quant à elle intègre. Cet écart est pris en compte dans la note de *cumul des écarts de conformité* (ndr : du CNPE). *Les réparations auront lieu sur le cycle TEM* ». Les inspecteurs se sont notamment intéressés aux équipements de la voie B, annoncés conformes par le CNPE.
Il s'avère qu'un des supports de la gaine de ventilation du ventilateur 1DVI002ZV n'était pas conforme aux plans puisqu'il était implanté au plafond du local alors que le plan requiert une fixation au mur. Malgré cet écart au plan, le CNPE a indiqué dans un premier temps que les supports étaient conformes en s'appuyant sur le nombre et la taille des ancrages présents. Cette justification n'ayant pas été acceptée par l'ASN (les différents efforts - traction et cisaillement - repris par les ancrages dépendant directement de la géométrie du support), le CNPE a complété son analyse, postérieurement à l'inspection, en apportant des éléments de calcul complémentaires permettant de justifier la tenue en l'état de la gaine de ventilation incriminée. Même si les défauts présents sur la bride d'aspiration de la pompe 1EAS002PO ou de la gaine de ventilation DVI ont pu être justifiés a posteriori, les inspecteurs s'interrogent sur la robustesse des contrôles, effectués par EDF, et de la bonne réalisation des activités annoncées conformes à l'ASN, particulièrement dans le cadre de la résorption d'écarts de conformité. Des constats de transmission à l'ASN d'informations erronées ont déjà été faits sur le CNPE, notamment lors de l'inspection relative au passage au-delà de 110°C du fluide primaire, réalisée en 2019 sur le réacteur n° 1 et avaient abouti à la déclaration d'un événement significatif pour la sûreté. Les actions correctives définies par EDF et identifiées dans le compte-rendu de cet événement significatif ne sont manifestement pas suffisantes pour prévenir le renouvellement de ce genre d'erreur.
Demande A1 **: je vous demande** : - **d'analyser les défaillances, dans les différents contrôles réalisés par EDF, vous ayant conduit**
à considérer des activités conformes alors qu'elles n'étaient pas entièrement réalisées ou qu'il n'existait aucune justification des **écarts présents** ;
- **de définir et mettre en œuvre les mesures nécessaires pour que les informations présentes**
dans les différents bilans et demandes d'autorisation transmis à l'ASN reflètent la réalité des opérations ; je vous invite à ne pas réduire votre analyse aux seuls constats faits par l'ASN lors d'un contrôle par sondage durant cette inspection.
## B. Demande De Compléments D'Information Contrôle De Conformité Au Plan De 1Lhq403Ga
La demande d'autorisation de divergence transmise à l'ASN par le CNPE comporte des listes d'activités sur différents équipements. Parmi celles-ci, les inspecteurs ont choisi de vérifier l'activité de contrôle de conformité au plan de 1LHQ403GA, qui est un équipement auxiliaire des diesels de secours. Les inspecteurs ont ainsi comparé les dimensions des fixations installées à celles indiquées sur les plans. Il s'avère que les éléments présents sur les plans (tirant, rondelles, écrous) étaient bien présents sur l'équipement mais les dimensions des rondelles ne correspondaient pas à celles indiquées sur le plan alors que l'activité était identifiée « *réalisée et conforme* ».
Selon vos représentants, la gamme de contrôle demande de vérifier seulement le diamètre du tirant ainsi que la présence de deux types de rondelles (rondelle plate et rondelle Belleville) et de l'écrou. De ce fait, la gamme ne permet pas un contrôle de l'ensemble des exigences reprises dans les plans de l'équipement et l'installation ne peut pas être considérée conforme au plan. Le même constat a été fait sur 1LHP403GA. Des éléments d'appréciation chiffrés ont été apportés par le CNPE le lendemain de l'inspection pour la rondelle plate, mais les éléments relatifs à la rondelle Belleville n'étaient que qualitatifs.
## Demande B1 : Je Vous Demande :
- de **m'apporter les éléments justifiant la réalisation d'un contrôle partiel des exigences du plan**
de l'équipement pour en attester la conformité ;
- de me justifier la conformité des fixations de 1LHQ403GA avec les éléments en place, par des données chiffrées, notamment au regard des dimensions et du rôle des rondelles présentes et de mettre à jour les plans correspondants ; à défaut, **vous remettrez en conformité les fixations** au plus tard au prochain arrêt pour rechargement.
## C. Observations Ec 545 Défaut De Réglage Des Relais Lls 081Xs Et Lls 082 Xs
C1 : Dans le cadre du traitement de l'écart de température dans les locaux LLS (turbo alternateur de secours) du aux apports thermiques du groupe turbo alternateur, un système de ventilation a été installé sur le réacteur n° 1 en 2019. Il est apparu par la suite qu'un relais thermique comportait un réglage inadapté et pouvait conduire à l'indisponibilité du ventilateur. Les inspecteurs ont pu contrôler que les relais incriminés avaient été remplacés lors de l'arrêt pour simple rechargement de 2020.
## Ep Rcp 150 Et 160
C2 : Lors de la réalisation des essais périodiques RCP 150 et 160 permettant de contrôler la manœuvrabilité des soupapes SEBIM du circuit primaire et leur temps d'ouverture, des défauts ont été découverts sur les TPL (boutons « tourner pousser » lumineux de la salle de commande). Ces défauts sont a priori dus à un empoussièrement. Cependant, ces défauts n'ont pas permis de contrôler et de valider les critères RGE servant à vérifier la disponibilité des matériels, dès le premier essai. Les TPL ont été nettoyés par la suite et les essais périodiques ont pu être validés. Cependant, avant le nettoyage et en cas de besoin, les soupapes n'auraient pas pu être ouvertes au moment voulu, notamment en cas de situation accidentelle.
Aucune analyse de ces défauts n'avait été réalisée au jour de l'inspection. Un plan d'action a finalement été ouvert suite à l'inspection et présente une analyse détaillée des conséquences de l'indisponibilité des soupapes. Les inspecteurs notent toutefois que l'origine des défauts n'est abordé que très succinctement et qu'aucune action n'est identifiée pour en éviter le renouvellement.
## Groupes Motopompes Primaires
C3 : Lors des inspections de chantiers réalisées au cours de l'arrêt, les inspecteurs avaient constaté l'absence ou la dégradation de fixations des trappes d'accès à la chapelle des trois groupes motopompes primaires. Seule une trappe sur deux était remise en place au jour de l'inspection, la seconde restant ouverte pour la réalisation de contrôles lors de la remontée en pression du circuit primaire. Les inspecteurs ont toutefois noté que les fixations des trappes en place avaient été remises en conformité.
## Pompe Du Circuit D'Injection De Sécurité (Ris)
C4 : Lors du contrôle global de la boulonnerie de la pompe 1RIS002PO du circuit d'injection de sécurité, les inspecteurs ont constaté que les écrous présents sur le filtre hydrocyclone n'étaient pas pris sur la totalité du filetage. Cette configuration n'est pas conforme aux exigences d'EDF ni aux bonnes pratiques relatives aux boulonneries. De ce fait, la disponibilité de la pompe pouvait être remise en cause dans certaines situations. Malgré cela, le CNPE a apporté les éléments permettant de justifier que l'implantation des boulons sur le filtre hydrocyclone était suffisante pour assurer la tenue mécanique de l'assemblage.
## Cordon De Soudure Discontinu Sur Support Eas
C5 : Lors du contrôle des pompes EAS, les inspecteurs ont constaté qu'un cordon de soudure sur le support SP2027 d'une ligne EAS était discontinu sur plus de 10% de sa longueur. Postérieurement à l'inspection, le CNPE a pu justifier que les discontinuités présentes au niveau de la soudure ne remettaient pas en cause la tenue mécanique de la liaison support / tuyauterie.
## Dispositifs Anti-Battement Des Générateurs De Vapeur (Dab Gv)
C6 : Compte tenu du retour d'expérience sur les DAB lors de l'inspection relative au passage au-delà de 110°C du fluide primaire lors de l'arrêt du réacteur n° 1 en 2019, les inspecteurs ont examiné les gammes de contrôle des DAB GV et n'y ont pas relevé d'anomalie. Les inspecteurs attirent toutefois l'attention d'EDF sur le fait que la procédure nationale de maintenance utilisée ne reprend pas explicitement les exigences du PMBP (programme de base de maintenance préventive) de contrôle de propreté générale à froid des DAB, ni de vérification de la conformité du montage aux plans pour les nouveaux DAB de remplacement. Ces éléments ont toutefois pu être vérifié par ailleurs.
## Armoire Sebim
C7 : Les inspecteurs ont contrôlé l'absence de fuite au niveau de l'armoire de commande 1RCP022AR de la soupape du circuit primaire. Cette armoire présentait une fuite lors de la première remontée en pression et a fait l'objet d'une intervention pour remplacer un joint. L'examen de l'armoire n'a pas montré de fuite au jour de l'inspection et le CNPE a confirmé l'absence de fuite à 155 bars avant la divergence du réacteur.
## Armoire Lls
C8 : Les inspecteurs ont contrôlé la présence des vis moletées sur les armoires électriques LLS présentes dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires. Les vis moletées étaient effectivement présentes et les armoires étaient fermées au jour de l'inspection.
## Séparateur Asg
C9 : Le séparateur ASG a fait l'objet d'une modification de son supportage au cours de l'arrêt. Les inspecteurs ont contrôlé la conformité des supports par rapport aux plans. Seuls les ancrages au niveau du séparateur ont pu être contrôlés du fait des difficultés d'accès à l'équipement. Ces contrôles n'ont pas révélé d'anomalie.
## Justification Des Écarts Détectés
C10 : L'ASN relève la propension significative d'EDF à choisir de justifier des écarts plutôt que de s'assurer d'un contrôle rigoureux de ses matériels, rigueur qui permettrait, par une détection rapide des anomalies, des remises en conformité sur les arrêts et surtout avant détection par l'ASN.
Dans ces conditions, et pour éviter un effet falaise que génèrerait trop de retard dans la correction des écarts, l'ASN ne peut que vous encourager à assurer une surveillance rigoureuse des activités de contrôle de conformité de vos installation et à privilégier la correction réactive des écarts à leur justification.
##
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-OLS-2020-0721 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-055199 Orléans, le 16 novembre 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Électricité de CHINON BP 80 37420 AVOINE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Chinon - INB n° 107 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0721 du 27 août et des 2 et 3 septembre 2020 « Ecarts de conformité »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, des inspections inopinées ont eu lieu le 27 août et les 2 et 3 septembre 2020 au CNPE de Chinon sur le thème « écarts de conformité ». Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la résorption des écarts de conformité réalisée soit lors du cycle de production précédant l'arrêt du réacteur n°1, soit dans le cadre de l'arrêt du réacteur en 2020. Cette inspection a été réalisée par sondage mais sur des écarts de conformité jugés importants par l'ASN et devant être résorbés lors de cet arrêt. Cette inspection a été réalisée de manière partagée entre les contrôles sur le terrain et les contrôles à distance sur pièces de divers documents, accompagnés d'échanges téléphoniques avec vos représentants. Les contrôles sur le terrain ont été réalisés le 27 août et les 2 et 3 septembre 2020. Ils ont notamment été réalisés dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires, le bâtiment électrique et les locaux des pompes des systèmes de sauvegarde. Le contrôle réalisé à distance et soldant le déroulement de l'inspection s'est tenu le 29 octobre 2020. Il ressort de ces différents contrôles une bonne disponibilité de vos représentants que ce soit sur le terrain ou pour la transmission des documents demandés. Cependant, quelques questions demeurent et font l'objet de demandes complémentaires dans le présent courrier. Cette inspection a permis de constater que la plupart des écarts de conformité ayant fait l'objet d'un contrôle avait été correctement traitée. Il demeure néanmoins que des vérifications réalisées par votre prestataire ont dû être reprises après l'intervention des inspecteurs pour les ancrages des supports des systèmes de ventilation DVS.
## A. Demandes D'Actions Correctives
Au regard des actions correctives réalisées lors de l'arrêt aucune action corrective complémentaire n'est demandée concernant les écarts de conformités contrôlés par l'ASN.
## B. Demandes De Compléments D'Information
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer : - son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ; - *s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions* de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ; - *si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre.* » L'article 2.6.3 de l'arrêté [2] dispose quant à lui que « l'exploitant s'assure, dans *des délais adaptés aux enjeux,* du traitement des écarts, qui consiste notamment à […] évaluer l'efficacité des actions mises en œuvre ». Le guide de l'ASN n° 21 définit un écart de conformité « *comme un écart à une exigence définie d'un élément* important *pour la protection (EIP), lorsque cette exigence est issue de la partie de la démonstration de sûreté nucléaire* relative aux risques d'accidents radiologiques ». L'écart de conformité EC 423 identifie un possible défaut d'ancrages des supports du système de ventilation DVW. L'échéance de vérification pour traiter l'ensemble des anomalies du système DVW sur tous les paliers CPY est fixée au 31 janvier 2021. Devant les nombreuses anomalies rencontrées sur le système DVW, l'ASN a demandé que soit contrôlé l'ensemble des ancrages de tous les matériels de ventilation figurant dans le programme de maintenance (systèmes EBA, ETY, DVS et DVG, DVI, DVH et DVK) avec pour échéance le 31 décembre 2020. Pour répondre à la demande de l'ASN, les contrôles des supports de ventilation des systèmes EBA, ETY, DVS et DVG ont été réalisés à l'occasion de l'arrêt du réacteur. Les inspecteurs ont noté que la réalisation du contrôle des systèmes DVI, DVH, DVK est quant à elle programmée lors de la phase de production suivant l'arrêt mais avant l'échéance fixée à la fin de l'année. Un contrôle documentaire a été réalisé pour le système DVG. Ce contrôle a permis de constater que la conformité de certains ancrages ne pouvait pas être vérifiée compte tenu de la présence de calorifugeage (supports n° 45 à 50). Cette situation nous a amené à nous questionner sur la tenue au séisme de cette partie du système de ventilation DVG, ces six fixations se trouvant les unes à la suite des autres. Vos représentants ont précisé que les supports n°45, 47 et 49 ont été ajoutés dans le cadre du dossier de modification PNPP 1339. La tenue sismique du tronçon a été justifiée par calcul en ne tenant compte que de ces nouveaux supports. Les supports d'origine (n°46, 48, 50) n'ont pas été valorisés dans le calcul bien que ceux-ci aient été laissés en place. La conformité des nouveaux supports a été contrôlée à l'issue de la modification avant la pose du calorifuge et n'a pas montré d'anomalie. Un contrôle par sondage sur le terrain réalisé par les inspecteurs a permis de relever la configuration existante pour quatre supports du système DVS. Sur ces quatre ancrages, deux relevés se sont avérés non conformes au plan malgré le contrôle récent réalisé par votre sous-traitant. Vous avez en conséquence décidé de refaire une vérification de l'ensemble des dossiers de contrôle du système DVS afin de s'assurer de leur cohérence avec les ancrages en place. Pour les deux ancrages non conformes au plan, vous avez retenu le maintien en l'état en justifiant une meilleure robustesse que celle présentée sur les plans avec, à venir, une mise à jour de ces derniers. Demande B1 **: je vous demande de me transmettre le résultat des vérifications des dossiers de** contrôle **qui ont été réalisées sur le système DVS après l'inspection du 2 septembre 2020.**
##
Par ailleurs, il convient de noter que les inspecteurs n'ont pas pu contrôler exhaustivement les ancrages du support n° 31 du système de ventilation DVS. En effet, ce contrôle nécessitait l'usage d'un échafaudage en place pour lequel les inspecteurs ne pouvaient avoir accès qu'à la condition d'en valider la conformité. N'ayant pas l'habilitation pour se prononcer sur sa conformité, les inspecteurs n'ont pas emprunté l'échafaudage. Vos représentants ont indiqué le jour de l'inspection que des dispositions pourraient être prises en interne pour permettre aux inspecteurs un accès aux échafaudages. Demande B2 : je vous demande de me préciser les dispositions prises ou envisagées pour que les inspecteurs puissent accéder, à leur demande lors des inspections, **aux échafaudages.**
## C. Observations Ecart De Conformité Ec 375
C1 : L'écart de conformité EC 375 identifie un couple agresseur-cible entre deux armoires électriques en cas de séisme (armoires 1LLO001AR ET 1KSC00AR). Compte tenu de la configuration de ces armoires, une étude spécifique a été menée afin de déterminer le dimensionnement des pièces nécessaire pour assurer leur liaisonnement. Le délai demandé pour l'étude et la confection des pièces de liaisons a conduit à résorber l'écart de conformité vers la fin de la période d'arrêt, avant la divergence. Les inspecteurs n'ont pas relevé d'anomalie dans les plans et documents consultés.
C2 : L'écart de conformité EC 403 identifie un possible risque de déploiement de fusibles type MERSEN non qualifiés sur des départs 380 V qualifiés. Les modes de preuves de l'exécution du contrôle des fusibles en place ont été transmis aux inspecteurs. Le document support de la vérification précisait la référence des fusibles à exclure du montage. Vos intervenants ont en plus précisé le type et la marque des fusibles en place, bien que non prévu, permettant ainsi de s'assurer a posteriori de la conformité des installations. L'objectif de ce contrôle visait la conformité sur une voie au moins. Vous avez précisé que l'ensemble des fusibles sur cette période de l'arrêt de réacteur a été contrôlé sur les 2 voies, et que par conséquent l'écart de conformité a été soldé.
C3 : L'écart de conformité EC 526 identifie un possible défaut électrique sur l'alimentation des moteurs des pompes du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt (RRA). La mesure compensatoire à laquelle vous vous êtes engagé est la réalisation d'une mesure de tangente delta (mesure d'isolement), qui permet de dédouaner le moteur en fonctionnement normal pour le cycle à venir. Un contrôle documentaire a été réalisé a postériori. Ce contrôle a permis de constater la réalisation effective des mesures tangente delta et la conformité des résultats, par ailleurs approuvées par les services centraux EDF et par l'IRSN. L'écart de conformité a été soldé.
C4 : L'écart de conformité EC 533 identifie un possible défaut de conformité des plages de température de déclenchement des fusibles thermiques des clapets coupe-feu. L'objectif pour cet écart de conformité est de contrôler l'intégralité des clapets coupe-feu avant divergence pour lesquels la documentation ne permet pas de statuer sur la conformité du fusible installé, et de les remplacer en cas de non-conformité. Le contrôle documentaire montre, pour les clapets concernés (1DVC162 et 163VA - 1EVF013 à 016VA), que les fusibles en place sont conformes. L'écart de conformité a été soldé.
C5 : L'écart de conformité EC522 identifie un défaut de résistance au séisme d'armoires électriques et de châssis de relayage pour les réacteurs de 900 MWe d'EDF. Le contrôle de la réalisation des travaux pour la voie A a été réalisé lors des inspections de terrain pour les armoires suivantes : 1KSCF00AR - 1KSCD00AR - 1KSCE00AR - 1RPR100 et 101 AR - 1RPR600 et 610 AR. Ce contrôle a permis de constater la conformité au plan des liaisonnements mis en place. Vous avez précisé que les liaisonnements sont aujourd'hui en place sur les deux voies, un liaisonnement ayant été réalisé pendant la période tranche en marche précédant l'arrêt, l'autre pendant cet arrêt. Par conséquent, l'écart de conformité a été levé. Ce contrôle a également permis de constater, sans lien avec l'écart de conformité EC522, l'absence d'une vis sur le haut de l'armoire 1RPR610AR ainsi qu'un dispositif de fixation type HALFEN mal monté sur l'armoire 1KSCE00AR. Les modes de preuves montrant la correction de ces deux anomalies ont été transmis a posteriori aux inspecteurs.
C6 : L'écart de conformité EC 537 identifie une possible défaillance d'un condensateur sur les chaînes de surveillance de l'activité radiologique environnante KRT suite à un mauvais montage. Les inspecteurs ont assisté aux contrôles réalisés par un intervenant sur 2 cartes (KRT022MA et KRT042MA) dont le montage des condensateurs s'est avéré correct. L'identification du contrôle satisfaisant a été réalisée par l'apposition sur chaque carte d'une étiquette précisant le type de condensateur en place. L'objectif pour cet écart de conformité est de contrôler au moins une des deux voies. L'inspection a été complétée par un contrôle documentaire dans lequel il a été relevé qu'une voie a été contrôlée au cours de cet arrêt et qu'aucun défaut n'a été détecté. Vos représentants ont précisé que, pour l'autre voie, les 2 cartes restantes (1KRT 007 et 017MA) seront contrôlées sur le prochain cycle de production du réacteur. Vous veillerez à informer l'ASN de la correction complète de cet écart de conformité.
C7 : L'écart de conformité EC 550 identifie un possible défaut sur les freinages des brides à l'aspiration des pompes d'aspersion (EAS) de l'enceinte de confinement constituée par le bâtiment réacteur. Les inspecteurs ont vérifié in-situ ces freinages sur les brides à l'aspiration des pompes 1EAS 001 et 002 PO. Ils ont constaté la présence de freinage présentant des doutes sur leur efficacité sur la bride d'aspiration de la pompe 1EAS002PO. Un contrôle documentaire a posteriori montre la reprise de ces freinages. Ainsi, l'assemblage conforme des brides à l'aspiration pour les deux pompes EAS permet de solder l'écart de conformité.
C8 : L'écart de conformité EC 484 identifie un possible défaut sur les freinages de la visserie des matériels dit MQCA (matériels qualifiés aux conditions accidentelles). Les pompes d'injection de sécurité RIS et des pompes d'aspersion EAS sont classées MQCA. Lors de l'inspection terrain, les inspecteurs ont été informés de la reprise des freinages sur l'arrêt en cours pour la pompe 1EAS002PO. Sur 1EAS001PO une plaquette de freinage a été vue sans contact avec l'écrou de fixation. Ce freinage a été repris. L'écart de conformité a été soldé pour le périmètre des pompes RIS et EAS. Des anomalies, sans rapport avec l'écart de conformité, ont par ailleurs été relevées sur cette même pompe et dans son local. En effet, il a été relevé la présence d'eau sur son axe au niveau de la bride ayant pour origine une fuite au niveau du joint du gyrocyclone, des traces de bore sur la vanne 1EAS003VB dues à l'inétanchéité de l'ensemble corps-chapeau ainsi que du bouchon d'axe du clapet et des traces de bore sur la bride de la tuyauterie précédant la bride d'aspiration. Un contrôle documentaire a posteriori montre que toutes ces anomalies ont été corrigées. C 9 : L'écart de conformité EC 540 identifie de possible défauts d'ancrage des commandes déportées des vannes d'injection de sécurité RIS, d'aspersion enceinte EAS et de contrôle volumique et chimique du circuit primaire RCV. Vous avez procédé en juin 2020, avant l'arrêt de réacteur, au contrôle de l'ensemble des ancrages concernés par l'écart de conformité EC 540 et vous avez précisé qu'aucune anomalie n'avait été relevée. Les inspecteurs ont réalisé un contrôle sur le terrain des ancrages des vannes suivantes : 1EAS013 et 014 VB, 1RIS051 VP, 1RIS 052 VP, 1RIS78VP et 1RIS085VB. Aucune anomalie n'a été relevée. Ce contrôle a également permis de constater, sans lien avec l'écart de conformité EC 540, la présence de plusieurs sous-implantations des fixations sur les dispositifs contrôlés pour lesquels vous avez conclu à l'absence de nocivité.
Vous voudrez bien me faire part, sous 2 mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter le délai de réponse précité, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-BDX-2020-0036 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 14 août 2020 Référence courrier : CODEP-BDX-2020-040180 **Monsieur le directeur du CNPE de Civaux**
BP 64 86320 CIVAUX
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base**
CNPE de Civaux Inspection n° INSSN-BDX-2020-0036 des 29 et 30 juillet 2020 Maintenance et gestion des écarts dans le cadre de l'arrêt VP17 du réacteur 1
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ; [2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ; [3] Arrêté du 21 novembre 2014 portant homologation de la décision 2014-DC-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression.
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu les 29 et 30 juillet 2020 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Civaux sur le thème de la maintenance et la gestion des écarts dans le cadre de l'arrêt de type visite partielle pour maintenance et renouvellement du combustible n° 17
(VP1720) du réacteur 1.
Je vous communique 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.
## Synthèse De L'Inspection
Le réacteur 1 du CNPE de Civaux a été arrêté le 14 mars 2020 pour maintenance et renouvellement du combustible. L'inspection concernait le contrôle de la bonne application des dispositions de sûreté en ce qui concerne la gestion de la maintenance et la gestion des plans d'actions traités sur cet arrêt. Les inspecteurs ont sélectionné par sondage certains plans d'action, et examiné les justifications apportées et les actions de maintenance réalisées pour leur traitement. Les plans d'actions examinés par les inspecteurs sont relatifs aux matériels et systèmes suivants :
**Groupe moto pompe primaire (GMPP) 1 RCP 051 PO ;**
**Régulation du système d'eau alimentaire des générateurs de vapeur (ARE) ;**
www.asn.fr
**Circuit d'eau d'alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG) ;**
**Système d'aspersion de secours de l'enceinte (EAS) ;**
**Système de contournement de la turbine (GCT) ;**
**Système d'alimentation électrique du système de contrôle commande (LDH) ;**
**Groupe d'alimentation de secours (LHQ) ;**
**Système de traitement et de refroidissement des eaux des piscines et du réacteur (PTR) ;**
**Circuit primaire (RCP) ;**
**Système d'injection de sécurité (RIS)** **Système de refroidissement intermédiaire (RRI) ;**
**Système de traitement des effluents gazeux (TEG)**
**Système de vapeur vive principal (VVP).**
Les inspecteurs se sont également rendus sur les installations du réacteur 1 dans le bâtiment des auxiliaires nucléaires (BAN), dans le bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS) ainsi que dans le bâtiment réacteur
(BR), afin de contrôler la réalisation des travaux prévus pour le traitement de certains plans d'action. A l'issue de cette inspection, les inspecteurs considèrent que le traitement des écarts par vos services est satisfaisant. Ils soulignent la qualité des échanges qui ont permis d'apporter de nombreuses réponses au cours de l'inspection. Depuis l'inspection, des réponses satisfaisantes ont été apportées à certaines demandes formulées en réunion de synthèse, en particulier en ce qui concerne la réparation de la soupape 1 TEG 110 VY, la justification du maintien en l'état des ancrages des supports des commandes déportées des vannes 1 EAS
012 et 014 VB, la fixation du coffret 1 LDH 001 CR et la remise en conformité de l'ancrage du système RIS. Toutefois, des actions correctives doivent être apportées concernant les défauts du voile béton sur lequel le capteur 1 VPP 407 MP est fixé, la validité des flexibles d'air des groupes électrogènes de secours LHQ
et LHP ainsi que les mesures de protection des manchons compensateurs à ondes des traversées entreenceintes des systèmes ASG, PTR et RRI.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Anomalie D'Ancrage Du Capteur 1 Vpp 407 Mp
Le plan d'action n°178514 concerne la présence d'un défaut du voile béton dans la zone d'influence de l'ancrage du capteur de pression 1 VVP 407 MP. Ce plan d'action présente l'analyse et la justification de l'absence d'effet de ce défaut sur la résistance de l'ancrage du capteur et donc sa disponibilité.
Cependant, lors de la visite de l'installation, les inspecteurs ont constaté que le voile de béton sur lequel sont fixés les supports du capteur présente de nombreuses soufflures. Vos représentants n'ont pas été en mesure de confirmer l'absence de défaut caché sous les ancrages pouvant remettre en question leur tenue en cas de séisme. Vos représentants ont indiqué que cette vérification est réalisable pendant le fonctionnement du réacteur. A.1 : L'ASN vous demande de vous assurer de l'absence de défaut caché pouvant remettre en question la tenue des ancrages en cas de séisme et de l'en informer. Le cas échéant, vous procéderez à leur remise en conformité.
## Flexible 1 Lhq 402 Fl Et 1 Lhp 402 Fl
Les plans d'action n°182124 et 186707 mentionnent que vous n'avez pas été en mesure de remplacer les flexibles du circuit d'air 1 LHQ 402 FL et 1 LHP 402 FL lors des opérations de maintenance des groupes électrogènes de secours LHQ et LHP, la pièce de rechange s'étant révélée fuyarde. Lors de la visite de vos installations, les inspecteurs ont constaté que le flexible 1 LHQ 402 FL mentionne la date de fabrication 21/02/1997. A.2 : L'ASN vous demande de vous assurer de la validité des flexibles présents sur vos groupes électrogènes de secours LHQ et LHP et de procéder à leur remplacement dans les meilleurs délais, conformément à votre programme de maintenance préventive.
## Manchons Compensateurs À Ondes Des Traversées Entre-Enceintes Des Systèmes Asg, Ptr Et Rri
Le plan d'action n°177892 mentionne que le contrôle d'intégrité a révélé la présence d'impact de coups sur les ondes des manchons compensateurs des systèmes ASG, PTR et RRI situés dans l'espace entreenceinte (EEE). Vos représentants supposent que ces altérations sont liées au transit des personnels et du matériel intervenus dans le cadre des travaux de réfection du béton de l'enceinte qui ont été menés pendant l'arrêt. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs qu'aucune mesure de protection de ces matériels n'avait été définie alors que ces travaux doivent se poursuivre lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement n°18 (1VD1821). A.3 : L'ASN vous demande de définir les moyens de protection des ondes des manchons compensateurs des systèmes ASG, PTR et RRI ainsi que tout autre matériel susceptible d'être endommagé dans l'espace entre-enceinte et de vérifier leur capacité à assurer leur fonction à l'issue des travaux prévus dans l'espace entre-enceinte lors de l'arrêt pour maintenance et rechargement n°18 (1VD1821).
## B. **Demandes D'Informations Complementaires** Visite Des Installations
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé en présence de vos représentants plusieurs situations nécessitant une action de votre part préalablement au redémarrage du réacteur :
**Absence d'arrimage du flexible du cadre 1 SAR 450 RK ;** **Absence d'un arceau au niveau d'un support à proximité de la vanne 1 EAS 588 VN ;**
**Présence d'un échafaudage mobile freiné partiellement dans le local de l'échangeur**
1 RRI 054 RF ;
**Traces de bore au niveau du sol dans le BR à proximité de l'équipement 1 RCV 111 CR ;**
**Présence d'un balisage de zone surveillée situé en haut d'un escalier et obligeant son**
franchissement dans les marches ;
**Plusieurs portes coupe-feu laissées ouvertes sans raison apparente.**
B.1 : L'ASN vous demande de lui confirmer que vous avez ou que vous allez remédier à ces situations en préalable au redémarrage du réacteur. Les inspecteurs ont également fait les constats suivants :
**Présence de demandes de travaux signalées en 2018 dans le local de la pompe 1 ASG 003 PO, et**
en 2017 dans le local de la pompe 1 EAS 052 PO ;
**Présence de marques non alignées sur certains écrous du groupe électrogène de secours LHQ ;**
**Accrochage sans blocage de la lance du RIA 1 JPI 026 RJ et mauvais positionnement d'une**
échelle sur son support dans le local de l'échangeur 1 RRI 054 RF ;
**Présence de traces de corrosion sur les écrous et vis des ancrages de l'échangeur 1 RRI 052 RF ;** **Présence d'une échelle dont les ancrages ne sont pas uniformément freinés à côté du siphon**
1 JSL 514 GS ;
**Présence d'un banc de décharge batterie dans la salle des machine alors que le panneau de chantier**
est échu au 15/07/2020 ;
**Présence d'éléments d'échafaudage sans panneau d'entreposage au niveau de l'accès à la pince**
vapeur ;
**Présence d'un sac contenant des déchets au niveau de la pince vapeur, en l'absence de chantier à**
proximité ;
**Présence d'un support dont les vis d'ancrage ne sont pas uniformément freinées dans le local de**
l'équipement 1 RIS 037 VP ;
**Présence d'un support légèrement décollé du sol dans le local LC 0506.**
B.2 : L'ASN vous demande, pour chacun de ces constats, de lui communiquer votre analyse de ces situations et de lui préciser le cas échéant les mesures correctives que vous aurez apportées.
## Stratégie De Réquisition Des Batardeaux De La Piscine Br
Le plan d'action n°177409 concerne l'absence d'une des vis de fixation du joint statique du batardeau 1 PTR 007 BU. Il mentionne que la stratégie de réquisition des batardeaux lors de la mise à l'arrêt du réacteur lors de l'arrêt 1VD1821 permet de reporter la réparation lors de ce même arrêt. Les inspecteurs relèvent que les travaux réalisés sur le batardeau 1 PTR 008 BU n'ont pas permis d'atteindre les critères initialement prévus dans le dossier de la modification PNPP 4401. B.3 : L'ASN vous demande de vous assurer que la stratégie de réquisition des batardeaux lors de la mise à l'arrêt du réacteur lors de l'arrêt 1VD1821 prend en compte l'ensemble des constats effectués sur tous les batardeaux.
## Contrôles De La Tuyauterie 1 Eas N06 Ty
Le plan d'action n°181653 concerne des indications relevées lors de l'inspection télévisuelle effectuée dans le cadre de l'inspection de requalification de la tuyauterie 1 EAS N06 TY. Il mentionne que ces indications ne sont pas liées à un mode de dégradation de la tuyauterie mais sont en relation avec les gestes effectués lors de la consignation. Ce plan d'action conclut que la périodicité de suivi de ces indications fixée actuellement à 72 mois pourra être relaxée à 120 mois en fonction de leur évolution. B.4 : L'ASN vous demande de lui justifier la relaxation de la périodicité de suivi des indications de la tuyauterie 1 EAS N06 TY en lien avec la fréquence des évènements à l'origine desdites indications.
## C. **Observations** C.1 : Ancrage Des Supports Des Systèmes De Sauvegarde Eas Et Ris
Vos services centraux ont déclaré l'écart de conformité n°540 relatif à des anomalies d'ancrage des commandes déportées des robinets RIS et EAS. Les contrôles menés suite à la déclaration ont montré que vos installations sont concernées par cet écart de conformité. Conformément aux engagements de vos services centraux, vous avez procédé à la sécurisation de la voie B des réacteurs 1 et 2. Celle-ci a consisté en la remise en conformité ou en la justification du maintien en l'état des ancrages. Le jour de l'inspection, vous ne disposiez pas de la justification du maintien en l'état des ancrages des commandes déportées des vannes 1 EAS 012 et 014 VB. Depuis l'inspection, vos services ont transmis les éléments de justification à l'ASN.
## C.2 : Réparation De La Soupape 1 Teg 110 Vy
Lors de l'arrêt 1VP1720, vous avez constaté que la soupape 1 TEG 110 VY protégeant la bâche de décroissance des gaz 1 TEG 105 BA est fuyarde. Lors de l'inspection, vos représentants ont indiqué que le remplacement de la buse de la soupape serait réalisé préalablement à la divergence du réacteur. Depuis l'inspection, vos services ont transmis à l'ASN les informations justifiant la réalisation des travaux de remise en état de la soupape.
## C.3 : Fixation Du Coffret 1 Ldh 001 Cr
Le plan d'action n°175720 concerne la présence d'une épaufrure dans le voile béton au niveau de l'une des chevilles de fixation du coffret d'alimentation électrique 1 LDH 001 CR. Les inspecteurs ont constaté que la note établie par vos services centraux justifiant du maintien en l'état ne présentait pas l'estimation de la perte de l'efficacité de la fixation liée à l'épaufrure. Au cours de l'inspection, en collaboration avec vos services centraux, vos représentants ont complété la note de justification permettant le maintien en l'état de la fixation du coffret.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, **à l'exception de la demande B.1 pour laquelle vos**
éléments de réponses sont attendus préalablement à la divergence du réacteur 1, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Bordeaux SIGNE PAR
Bertrand FREMAUX |
INSSN-OLS-2020-1002 | CODEP-OLS-2020-042390 Orléans, le 27 août 2020 Monsieur le Directeur du Centre Nucléaire de Production d'Electricité de Dampierre-en-Burly BP 18 45570 OUZOUER SUR LOIRE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Dampierre-en-Burly - INB n° 84 - réacteur n° 2 Inspection 110° et divergence INSSN-OLS-2020-1002 des 7, 19 et 21 août 2020 Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1], concernant le contrôle des installations nucléaires de base, et après les inspections réalisées les 22 et 28 juillet, des inspections inopinées complémentaires ont été effectuées les 7, 19 et 21 août 2020 au CNPE de Dampierre-en-Burly sur le thème « 110° et divergence » lors de son arrêt du réacteur n° 2. Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
Dans le cadre de l'arrêt pour visite partielle du réacteur n° 2 du CNPE de Dampierre-en-Burly, les inspections des 7, 19 et 21 août 2020 avaient pour but de contrôler les travaux de maintenance sous les angles de la sûreté et la sécurité des installations.
L'inspection réalisée le 7 août 2020 avait pour objectif d'examiner la complétude des éléments justifiant l'aptitude à la remise en service des appareils du circuit primaire principal (CPP) et des circuits secondaires principaux (CSP) du réacteur n° 2 de Dampierre. Elle a eu lieu avant la remise en service des appareils, et dans le délai des 3 jours ouvrés après transmission du bilan des contrôles réalisés sur CPP/CSP, afin de juger la conformité des éléments établis. Elle a été essentiellement centrée sur la vérification de la complétude des informations transmises à l'ASN, notamment en examinant par sondage les dossiers d'intervention ainsi que les comptes rendus d'intervention, le traitement des plans d'action et en contrôlant la bonne application de certains programmes de base de maintenance préventive (PBMP). A l'issue de cette inspection, les inspecteurs ont identifié plusieurs points bloquants pour la remise en service des appareils CPP et CSP (appelée couramment « passage 110°C »). Ces points, dont une partie est détaillée dans le présent courrier en vue d'une prise en considération dans le cadre du retour d'expérience, ont été solutionnés avant le passage effectif au-delà de 110°C. Enfin, l'inspection des 19 et 21 août 2020 a été menée en complément afin de vérifier par sondage quelques points jugés bloquants quant à la délivrance de l'accord à l'engagement des opérations de recherche de criticité, puis de divergence du réacteur n° 2. Cela a notamment été le cas pour les constats en lien avec des écarts de conformité liés à la température dans certains locaux et à la tenue au séisme.
De manière générale, des écarts qualité dans le renseignement des dossiers de suivi d'intervention et des écarts matériels (non-conformités identifiées sur des matériels par rapport à leurs plans de montage) ont été observés à plusieurs reprises. Ces constatations ayant également un caractère récurrent interrogent sur la suffisance des contrôles internes visant à vérifier la conformité de vos installations par rapport aux exigences qui leurs sont applicables. Ces inspections ont également permis d'identifier des validations de données non conformes entraînant la transmission à l'ASN d'informations incomplètes dans les bilans réglementaires liés au redémarrage du réacteur n° 2.
Les écarts observés sont listés dans le présent courrier et font l'objet de demandes d'actions correctives et/ou d'informations complémentaires.
## A. Demandes D'Actions Correctives Remise En Service Du Cpp Et Des Csp Pour Passage 110°C
L'article 14 de l'arrêté du 10 novembre 1999 relatif à la surveillance de l'exploitation du CPP et des CSP des réacteurs nucléaires à eau sous pression dispose que « *l'exploitant s'assure, par une surveillance durant le* fonctionnement et par des vérifications et un entretien appropriés, que les appareils et leurs accessoires, notamment les dispositifs de régulation et de décharge, de protection contre les surpressions et d'isolement, demeurent constamment en bon état et aptes à remplir leurs fonctions en conditions normales et accidentelles ».
Dans le cadre de l'arrêt du réacteur n° 2, le CNPE a réalisé différentes activités, et notamment des opérations de maintenance sur des équipements faisant partie du CPP ou des CSP, en application de l'article 14 de l'arrêté du 10 novembre 1999. Ces opérations sont encadrées par des PBMP qui sont approuvés par l'ASN. En fin d'arrêt, avant remise en service du CPP et des CSP, le CNPE transmet à l'ASN un bilan des activités effectuées sur le CPP et les CSP en application de l'article 16 de l'arrêté du 10 novembre 1999. Lors de l'arrêt, ces activités sont également considérées conformes ou non selon les aléas rencontrés. Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, la bonne application de divers PBMP. De cette inspection, il ressort les principaux constats suivants :
- l'« *attention particulière* » qui doit être portée « *sur l'état des matériels concernés* » n'est pas toujours adaptée puisque les inspecteurs ont constaté que les vérifications d'absence de désordres au niveau des congés de raccordement n'étaient pas systématiquement réalisées lors de visites internes d'organes concernés par des problématiques de fatigue thermique ;
- pour des problématiques de disponibilité de pièces de rechange en début d'activité, le contrôle demandé par le PBMP CSP suscité - « *vérification des jeux entre axes et bagues de frottement* » - n'avait pas été réalisé sur chacune des visites internes des clapets ARE. L'ASN vous a rappelé que ces mêmes écarts avaient été déjà identifiés lors de l'arrêt du réacteur n° 1 en 2019 et auxquels vous vous étiez engagés à remédier de manière pérenne.
- des contrôles visuels externes demandés par les PBMP sont manquants du fait de la présence de calorifugeage alors que les PBMP associés à ces matériels prévoient que les zones décalorifugeables font bien partie des zones contrôlables à chaque mise à l'arrêt du réacteur, circuit en pression ;
- vous avez présenté le rapport de fin d'intervention (RFI) sur les soupapes VVP qui ne tient pas compte du contrôle de l'état général de l'installation (dont de propreté) demandé, en application du PBMP CSP cité ci-dessus, « *lors du contrôle point de tarage (RGE IX)* », qui est réalisé pour s'assurer « du bon état de l'installation […] lors de cette opération (propreté, fuites externes » ;
- les rapports d'expertise (et autres documents renseignés dans ce cadre de l'activité) n'enregistrent pas la réalisation du graissage de pièces d'assistance et des joints tel que demandé pour les soupapes VVP.
Des éléments précités, il s'avère donc que le CNPE de Dampierre a transmis à l'ASN des informations incomplètes dans le cadre de la remise en service du CPP et des CSP du réacteur n° 2 puisque des activités déclarées « *réalisées conformes* » n'avaient pas été effectuées conformément aux exigences des PBMP applicables. Les constats relevés lors de l'inspection du 7 août 2020 doivent vous conduire à vous interroger sur l'organisation actuellement en place sur le CNPE et relative à la vérification des informations transmises à l'ASN dans le cadre du redémarrage d'un réacteur.
Des remarques identiques vous ont été formulées en 2019. Si l'ASN a pu constater la prise en compte de ces observations (de nombreux modes opératoires ayant ainsi été modifiés afin de reprendre plus explicitement les exigences attendues des PBMP), force est de constater que le travail effectué n'a pas été exhaustif puisque de nouveaux écarts ont été mis en évidence.
Demande A1 **: je vous demande de définir et de mettre en œuvre une organisation visant à vous** assurer que les contrôles effectués sur les matériels des CPP et CSP sont réalisés conformément aux exigences définies dans les PBMP concernés et que les informati**ons transmises à l'ASN dans** le cadre des « bilans 110° » reposent sur des éléments vérifiables**. Vous m'informerez des** dispositions prises en ce sens. Demande A2 **: attendu que des CNPE de la plaque Val-de-Loire ont déclaré en 2019 et en 2020**
des évènements significatifs sûreté (ESS) relatifs à la présence « d'anomalies qualité **» dans les**
bilans 110° transmis à l'ASN préalablement au redémarrage de certains réacteurs, je vous demande de vous interroger sur la déclarabilité d'un évènement significatif sûreté similaire, au regard des constats précités. Vous me préciserez les contrôles complémentaires que vous avez réalisés ou que vous comptez faire pour vous conformer pleinement aux PBMP **en lien avec le CPP et les CSP.**
Enfin, pour les visites internes de soupapes 2VVP107 et 117VV effectuées sur l'arrêt du réacteur n° 2 en 2020, le prestataire en charge des interventions a relevé des défauts sur les douilles de guidage. Ces défauts ont bien fait l'objet de fiches de non-conformités (FNC) et vous avez choisi leur maintien en l'état sans détailler les justifications techniques étayant ce positionnement alors que le PBMP CSP précise que « *l'on* portera la plus grande attention aux surfaces de guidage qui ne doivent présenter aucune altération ». A posteriori et suite aux demandes de l'ASN, vous avez transmis un positionnement de vos services centraux pour ces cas d'espèce qui précise que « *les douilles concernées par un défaut [de type piqûres de corrosion] … sont à* remplacer au plus tard à la visite programmée suivante ».
L'ASN a noté que vous aviez créé, suite à sa demande le 7 août, des demandes de travaux (DT) pour procéder aux remplacements des douilles de guidage dégradées, sur 2VVP107 et 117VV, lors de la prochaine visite interne prévue lors de l'arrêt du réacteur n° 2 en 2026. Concernant les autres soupapes VVP du réacteur n° 2 non visitées sur l'arrêt de 2020, le CNPE a toutefois été en mesure de justifier que les douilles de guidage, vues antérieurement, non conformes des soupapes 2VVP113/114/120VV avaient été remplacées.
Demande A3 **: je vous demande de reprendre, selon un échéancier que vous me proposerez mais**
qui sera en tout état de cause adapté aux arrêts qui comportent une visite interne des soupapes VVP, l'ensemble des gammes des dernières visites internes desdites **soupapes des réacteurs n° 1,**
3 et 4 du CNPE afin de vous assurer de l'absence de défauts sur les surfaces de guidage (dont les douilles font partie). Dans le cas où des dégradations (écaillage, rayure, **piqûre, marquage…) auraient été observées,** je vous demande de me justifier que le remplacement de la pièce vue dégradée a bien été programmé au plus tard lors de la prochaine visite interne.
## Ancrages Des Matériels De Ventilation - Écart De Conformité (Ec) N° 423
L'ASN observe régulièrement des écarts entre les constats fait pas le CNPE et ceux relevés par les inspecteurs sur le terrain. Dans ce contexte, vous avez donc proposé, sur l'arrêt du réacteur n° 2, de :
- procéder à une revue exhaustive des réparations à effectuer sur l'ensemble du périmètre de l'EC 423 ;
- réaliser des contrôles contradictoires sur d'autres équipements de ventilation ayant déjà été contrôlés n'ayant pas pour autant fait l'objet de non-conformités.
Ces contrôles complémentaires, menés par vos services, ont montré de nombreuses anomalies qui ont été corrigées et/ou justifiées par note de calcul ad hoc.
Pour s'assurer de la robustesse de ces actions complémentaires, l'ASN a également réalisé plusieurs contrôles, par sondage, lors de l'inspection du 19 août 2020. Si la majeure partie de ces contrôles ne sont avérés concluants, d'autres écarts ont été observés pour des matériels dans le périmètre de l'EC 423 :
- local NF362 : plusieurs liaisons vissées du support global de la gaine DVI comportent des chevilles sortantes de leur logement ou bien obliques. Ces constats n'ont pas été intégrés à la note de calcul justifiant la tenue de cette gaine au séisme ;
- local NF362 : la gaine DVI est tenue par plusieurs supports au plafond. Un des supports est partiellement masqué. Aucun contrôle complémentaire n'a été réalisé sur la zone masquée et vous avez cependant postulé à la conformité du support ;
- local K556 (DVK ventilation du bâtiment combustible) : il a été relevé que le support traversant d'une gaine verticale au niveau de 2DVK084VA n'était pas correctement fixé au massif de génie civil. De plus, les deux supports de la partie horizontale de cette même gaine sont suspendus et ne tiennent uniquement qu'en partie haute. Cette disposition n'est pas conforme aux plans de ces installations.
Ces écarts ont été caractérisés et/ou corrigés sur l'arrêt. Demande A4 : je vous demande de poursuivre le déploiement d'actions **pour que l'ensemble des**
ancrages des matériels de ventilation rattachés à l'EC 423 soient conformes **à l'attendu.** De plus, l'ASN constate que de nombreux matériels de ventilation ne sont pas associés à l'écart de conformité qui leur est dédié alors que ces derniers ont également des requis de tenue au séisme.
Lors de leur visite du bâtiment combustible (BK) le 19 août 2020, les inspecteurs ont relevé plusieurs écarts susceptibles de remettre en cause la tenue au séisme d'équipements de ventilation situés dans le BK. Par exemple, locaux K356 et K456 (des supports de gaines verticales DVK présentaient des non-conformités au niveau de certaines fixations au GC), local K456 (une des platines de fixation du robinet 2DVK011VA était descellée du plafond et il manquait une cheville sur les quatre prévues pour cet ancrage). Les constats précités ont fait l'objet d'une caractérisation lors de l'arrêt. A la lumière de ces constats, il convient que le CNPE définisse un plan d'actions visant à s'assurer de la conformité des autres ancrages des matériels de ventilation (hors périmètre de l'EC 423). Demande A5 **: je vous demande de définir un plan d'actions, associé à un programme de contrôle,** de l'ensemble des autres ancrages des matériels de ventilation (ceux notamment non pris en compte dans le périmètre de l'EC 423) ayant **un requis de tenue au séisme.** Vous m'informerez des dispositions que vous prendrez dans ce cadre et des échéances associées.
## Conformité Des Dispositifs De Verrouillage Sur L'Armoire 9Lls001Ar
Lors de l'inspection du 19 août 2020 et en retour d'expérience d'un événement significatif déclaré par le CNPE de Chinon, l'ASN a souhaité vérifier la bonne présence des dispositifs de verrouillage (vis moletées) sur l'armoire 9LLS001AR. Ces dispositifs doivent être présents puisqu'ils concourent au maintien de la qualification aux conditions accidentelles de cette armoire. Au niveau de l'armoire 9LLS001AR, les inspecteurs ont relevé que sur les trois portes présentes au niveau de ladite armoire :
- une présentait une poignée non verrouillée et des vannes moletées légèrement serrées du fait du passage de câbles d'instrumentation pour réaliser l'EPC LLS 010 en vue de requalifier le TAS LLS suite à l'intégration de la modification PNPP1818. Or, aucune disposition particulière n'avait été prise en parade pour le maintien de la qualification de cette partie de l'armoire alors que le TAS LLS était requis ;
- une autre ne disposait d'aucune vis moletée en partie haute et présentait une vis moletée en partie basse non correctement serrée.
Au regard de ces constats et du retour d'expérience sur le site où des non-conformités de ce type avaient déjà été observées sur les armoires du contrôle-commande des diesels LHx, les inspecteurs considèrent que la qualification de l'armoire LLS001AR est fortement remise en cause (au regard de la DI081) et ne permet pas de répondre aux dispositions de l'article 2.5.1 supra de l'arrêté INB.
La remise en conformité de ces dispositifs de verrouillage a été réalisée avant la divergence du réacteur n° 2. Demande A6 : sauf à justifier la tenue aux conditions accidentelles **de l'armoire 9LLS001AR dans** l'état où elle a été trouvée par les inspecteurs, je vous demande d'analyser les écarts détectés sur ladite armoire. Vous me rendrez compte des résultats de cette analyse et de votre positionnement concernant la déclaration ou non d'un événement significatif sur le sujet.
Dans le cadre de l'analyse de cet évènement, je vous demande notamment d'identifier **les**
matériels soumis à l'exigence DI081 et munis de dispositifs de verrouillage à vis moletées **et de**
prendre des dispositions (par affichage par exemple) pour rappeler les **exigences associées à cette** Directive et les risques **de déqualification d'absence de verrouillage des armoires concernées**
après une intervention intrusive.
## Maîtrise Des Changements D'État En Phase De Redémarrage Et Délai De Création D'Un Pa Csta
L'article 2.3.1 de l'annexe à la décision n° 2014-DC-0444 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 15 juillet 2014 relative aux arrêts et redémarrages des réacteurs électronucléaires à eau sous pression prévoit que « l'exploitant ne peut procéder au chargement *en cuve des assemblages de combustible qu'après avoir vérifié que […] l'état de* l'installation, au regard du référentiel applicable à l'installation, est tel que rien ne s'oppose au chargement des assemblages de combustible en cuve. *En particulier, l'exploitant vérifie que les éventuels écarts dont la correction n'est possible que lorsque le* cœur est complètement déchargé de la cuve ont, soit été résorbés, soit fait l'objet d'une justification de leur caractère tolérable pour la durée nécessaire à leur résorption ». Le guide n° 21 de l'ASN relatif au traitement des écarts de conformité précise notamment qu'avant de décider de procéder au chargement des assemblages de combustible en cuve, l'exploitant achève la caractérisation de tout écart (dont écart de conformité en émergence) dont la correction n'est possible que lorsque le cœur du réacteur est complètement déchargé ou qu'à défaut, il postule provisoirement l'écart de conformité et évalue son importance avant de décider de procéder ou non au chargement.
Pour répondre à cette prescription, vous aviez indiqué à l'ASN que « *l'ISAT (ingénieur sûreté d'arrêt de tranche)* identifie des points bloquants pour les ECU en fonction des impacts, notamment la déchargement du combustible pour la résorption d'anomalie*. Ces différents blocages sont vus lors des bilans gestionnaires (BG) et commission sûreté en arrêt de* tranche (COMSAT) avant les changements d'état, notamment le rechargement ». Ainsi, les inspecteurs ont souhaité s'assurer que l'analyse des PA CSTA avait bien été exhaustive et couvrait l'ensemble des anomalies constatées et pouvant avoir un impact sur le rechargement qui a débuté le 31 juillet 2020. Après examen, il s'avère que :
- les écarts sur les freinages de plusieurs robinets ETY, vus lors de l'inspection du 28 juillet 2020, n'ont pas donné lieu à une mise à jour du PA CSTA associé qui était considéré soldé par EDF. Aucune ré-interrogation de la caractérisation des écarts vus par l'ASN n'a donc été réalisée avant le rechargement ;
- les écarts sur les gaines de protection des câbles des sondes d'instrumentation de suivi de la température d'équipements liés aux diesels 2LHx, vus lors de l'inspection du 28 juillet, n'ont pas donné lieu à l'ouverture d'un PA CSTA. Même si les anomalies constatées ont été corrigées par le CNPE, l'ASN avait demandé qu'une revue de conformité soit réalisée. Cette action aurait dû être réalisée avant de procéder au rechargement du fait qu'une partie des sources électriques internes (dont les diesels de tranches) sont requis dès l'état APR ;
- plusieurs écarts n'avaient pas fait l'objet de caractérisation avant le rechargement, notamment ceux liés à des éléments de structures métalliques susceptibles d'agresser des EIP qui ont été constatés en inspection (par exemple garde-corps à côté des pompes RIS/EAS mal fixés, idem au niveau du dôme PZR et éléments métalliques dans des locaux de vannes ETY).
Globalement, l'ensemble des écarts n'ayant pas fait l'objet d'une mise à jour ou d'une création de PA CSTA avant rechargement, constituait *a priori* un écart de conformité en émergence.
De plus, la note de cumul des écarts de conformité en phase d'arrêt de tranche (D5140/NT/16.009) n'a été mise à jour (indice S) que le 14 août en vue de la divergence du réacteur. Cette note a pour objet de justifier l'acceptabilité des écarts de conformité, individuellement et cumulé. Pour réaliser cet exercice, il revient donc à EDF de les caractériser dans leur ensemble pour en apprécier notamment l'effet cumulé. Cette pratique tend bien à répondre aux dispositions de l'article 2.3.1 supra. D'ailleurs en préambule de la note suscitée, il est spécifié que « la note sera mise à jour en préalable au rechargement *et à la divergence* ». Celle-ci n'a donc pas fait l'objet de mise à jour en amont du rechargement. En conclusion, les constats suscités démontrent que vous n'avez pas respecté les dispositions de l'article 2.3.1 de l'annexe à la décision n° 2014-DC-0444 considérant que plusieurs anomalies / écarts n'ont pas fait l'objet d'une caractérisation avant rechargement et de fait, ces derniers auraient dû être postulés comme des écarts de conformité pour le rechargement du réacteur.
Demande A7 : je vous demande d'analyser cette situation et de définir des mesures de renforcement de votre organisation relative à la maîtrise des changements d'état afin d'éviter son renouvellement. Par ailleurs, l'article 2.6.2 de l'arrêté INB requiert que « l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart ». Cette disposition a été traduite par EDF, au travers du référentiel écart D5140/MQ/NA/8REX.01, comme suit : « A la détection du constat, l'ouverture du PA CSTA doit intervenir au plus tôt [dé*lai d'une semaine peut* être considéré comme raisonnable]. *Ce délai est restreint au prochain changement d'état lors d'une phase de redémarrage d'arrêt* de tranche, afin de garantir que le constat fait l'objet d'une analyse sûreté qualité, sécurisant le changement d'état à venir ». Au regard des constats effectués sur la non création et la non mise à jour de PA CSTA en amont du rechargement, les inspecteurs considèrent que les dispositions suscitées ne sont pas respectées. D'ailleurs, le bilan gestionnaire (BG) pour l'ECU 21 précise bien dans l'item « *points identifiés bloquants pour* le changement d'état », la réserve suivante : « *positionnement métier à apporter sur l'aptitude des matériels à assurer leurs* fonctions suite aux constats de l'ASN du 28/07/2020 pour les matériels requis ECU 021 ». Cette réserve montre bien l'absence de création réactive de PA CSTA, suite aux écarts vus lors des différentes inspections ASN menées sur l'arrêt dont celle du 28 juillet, en amont de l'ECU 021 validant un changement d'état (de RCD à APR).
Demande A8 : je vous demande de renforcer votre organisation de sorte à ce que des PA CSTA soient créés au plus près de la détection des anomalies **motivant leur ouverture, notamment si ces** derniers ont un impact sur un changement d'état proche lié au redémarrage de la tranche.
## Ecart De Conformité N° 462 Concernant « L'Interaction Sismique Des Flexibles Des Diesels De Secours Avec Les Structures Fixes Environnantes »
Dans les locaux diesels, la trop grande proximité entre les flexibles de fluide / câbles électriques et les structures fixes est susceptible de provoquer des déformations, des dégradations ou encore des poinçonnements consécutifs à des chocs. En cas de séisme, cette proximité (évaluée à 18 mm pour le CNPE de Dampierre) serait susceptible d'indisponibiliser des fonctions auxiliaires diesel compte tenu d'une détérioration importante de ces flexibles. Il s'agit d'un écart de conformité affectant les CNPE du palier 900 MWe.
Dans ce cadre, Dampierre a procédé à des contrôles. Pour les diesels 2LHP et 2LHQ, des PA CSTA ont été ouverts pour enregistrer les faibles distances (donc inférieures à 18 mm) entre certains câbles et le génie civil. En réponse à la demande A10 formulée à l'issue de l'inspection du 23 janvier 2020, vous aviez indiqué que « *pour rappel en cas de séisme, il n'y a pas de remise en cause de la fonction du Diesel vis-à-vis de ces constats. Les OT* 3464813 (réparation voie A) et 3464825 (réparation voie B) seront réalisés au plus tard lors de l'AT tranche 2 2020. » Lors de leur contrôle du 28 juillet 2020, les inspecteurs se sont rendus dans les locaux diesels pour observer les mises en conformité sur lesquelles vous vous étiez engagé. D'une part, les inspecteurs ont relevé que les OT ne concernaient uniquement que les remises en conformité des constats associés aux équipements LHx402 et 403GA mais que rien n'était enregistré pour la résorption des anomalies sur les LHx401GA qui sont pourtant listées dans les PA CSTA suscités. D'autre part, les inspecteurs ont relevé que plusieurs câbles d'instrumentation de suivi de la température palier des LHx401GA étaient insérés dans des fourreaux métalliques. La gaine plastique de certains étant dégradée, ces câbles avaient donc un certain degré de liberté dans ces fourreaux qui ne permettait toutefois pas de respecter le critère minimum des 18 mm.
L'ASN vous a donc demandé dans le cadre de l'arrêt du réacteur n° 2 de corriger ces constats et d'analyser l'impact de ces anomalies. Ceci a bien été réalisé en amont du redémarrage du réacteur n° 2. Toutefois, il semble nécessaire de procéder aux mêmes investigations dans les locaux des diesels des réacteurs n° 1, 3 et 4. Demande A9 **: au regard du retour d'expérience suscité en tranche 2, je vous demande de procéder**
à un nouvel examen de la conformité des locaux diesels vis-à-**vis de l'écart de conformité n° 462.**
Vous porterez une vigilance toute particulière aux câbles d'instrumentation insérés dans des fourreaux dont le diamètre ne permet pas de respecter le critère minimum des 18 mm. Vous me transmettrez le planning des éventuelles remises en conformité à réaliser.
9 Je vous demande de définir des modalités de contrôles périodiques pour vous assurer que les dispositions prises pour assurer la conformité de la configuration des câbles d'instru**mentation**
insérés dans des fourreaux par rapport aux exigences liées à l'EC n° 462, sont pérennes dans le temps.
Ecarts observés par l'ASN sur des activités considérées réalisées « *conformes* »
Dans le cadre de l'arrêt du réacteur n° 2, le CNPE a réalisé différentes activités, et notamment des opérations de maintenance sur des EIP.
En attendant les différents bilans de travaux réglementaires pour permettre le redémarrage du réacteur, les inspecteurs ont contrôlé, lors de l'inspection du 28 juillet 2020, la conformité de certaines activités que le CNPE considérait comme réalisées conformes du fait de la réalisation, par exemple, des analyses 1er niveau (dites 1N) ayant conclu à l'absence d'anomalies constatées sur ces activités. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont notamment intéressés aux activités suivantes :
- écart de conformité (EC) n° 455 : remplacement de la goujonnerie de vannes ETY et remise en conformité des freinages associés ;
- écart de conformité n° 484 : défauts de freinage de la visserie des pompes RIS et EAS ;
- écart de conformité n° 415 : renforcement des ancrages du séparateur ASG 001 ZE ;
- écart de conformité n° 550 : défauts de freinage des brides à l'aspiration des pompes EAS ;
- écart de conformité n° 540 : problème de freinage des commandes déportées de vannes et sur les pompes RCV/EAS/RIS.
Pour les écarts de conformité n° 540 et 550, le contrôle de terrain n'a pas révélé d'anomalies par rapport au traitement proposé et enregistré dans la documentation liée à ces mêmes activités. L'état réel des installations était donc cohérent avec leur état documentaire. Toutefois, cela n'était pas le cas pour les autres écarts de conformité :
- EC n° 455 : si la goujonnerie a bien été vue remplacée sur plusieurs vannes ETY au niveau de liaison actionneur/vanne, les freinages associés n'étaient pas tous conformes (plaquettes arrêtoirs non correctement rabattues ou non-respect du principe d'au moins 2/3 du rabat qui doit porter…) alors que les contrôles enregistrés sur l'arrêt au titre de la DP n° 255 étaient conformes ;
- EC n° 484 : les contrôles au titre de la DP n° 331 (et sur les pompes 2EAS001/002PO et 2RIS001/002PO) n'ont pas révélé d'anomalies sur les différents freinages de visserie de ces pompes.
Lors de leur contrôle, les inspecteurs ont constaté que des freinages étaient non conformes essentiellement sur la partie inférieure de la pompe (difficilement accessible).
Suite aux constats de l'ASN, vos représentants ont procédé à la correction desdits écarts avant le redémarrage du réacteur.
Toutefois, il n'en demeure pas moins que les constats faits par l'ASN sont révélateurs de vos difficultés à vous assurer de la conformité de ces installations par rapport à l'attendu. Ces écarts tendent également à montrer que les analyses de 1er niveau réalisées par le CNPE ne sont pas suffisamment robustes. Il apparaît ainsi important d'identifier les causes profondes de ces écarts et l'origine des défaillances des différents niveaux de contrôle.
Demande A10 **: je vous demande de renforcer votre organisation ainsi que vos opérations de** contrôles internes de sorte à vous assurer que l'état réel de vos installations soit en adéquation avec le résultat des vérifications qui sont réalisées dans cadre. Vous me préciserez les actions que vous mettrez en **œuvre dans ce cadre.**
## B. Demandes De Compléments D'Information
Ecart de conformité n° 522 - *renforcements fixés à des pendards tenant des chemins de câbles* Suite à la détection de défauts de résistance au séisme d'armoires électriques et de châssis de relayage de réacteurs de 900 MWe, EDF a ouvert l'écart de conformité n° 522 pour gérer les écarts relevés.
Lors de l'inspection du 19 août 2020, l'ASN a contrôlé la bonne réalisation des renforcements rajoutés sur certaines armoires dont 2KSCF00AR, 2KSCA00AR, 2RPR610AR, 9KSC P00 AR, 2 KSCL00AR. Pour les armoires suscitées, il s'avère que des liaisonnements ou des renforcements ont été faits en partie haute de ces armoires. Compte tenu des contraintes d'espace et de l'environnement du local, les renforcements en partie haute ont été effectués via des supports métalliques (de forme géométrique variable), parfois raccordés, raccordés et fixés à des pendards, déjà utilisés pour supporter des chemins de câbles. Les inspecteurs ont naturellement souhaité disposer des justifications garantissant que les fixations de ces pendards, au plafond des locaux, étaient dimensionnées pour tenir au niveau de séisme postulé dans les études. Vos représentants n'ont pas été en mesure d'apporter d'éléments à ce sujet et ont toutefois confirmé qu'en amont des renforcements supra, aucune vérification visuelle des fixations des pendards n'avait été effectuée. Demande B1 **: pour l'ensemble des renforcements de ce type réalisés sur le CNPE, je vous** demande de vous assurer, via des investigations de terrain, que les fixations des pendards utilisés sont bien conformes et dimensionnées au niveau de séisme requis pour garantir la tenue des armoires entrant dans l'EC 522.
Vous me rendrez compte du résultat de votre démarche et le cas échéant, des mises en conformité qui s'imposeraient.
Conformité aux plans des supports / ancrages RRI
Lors de l'inspection du 21 août 2020, l'ASN a procédé à un contrôle, par sondage, de la conformité aux plans et aux cahiers de supportage de plusieurs supports / ancrages de lignes RRI. En outre, les inspecteurs se sont rendus dans les locaux des pompes RRI et dans les galeries SEC où des portions de tronçons RRI
y cheminent.
Globalement, aucune anomalie majeure susceptible de remettre en cause, à courts termes, le supportage de telles ou telles lignes RRI n'a été relevée. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé deux constats par rapport aux plans présentés devant faire l'objet d'une analyse d'impact : - support n° SC46103 au niveau de 2RRI023TY (située dans le local des pompes RRI) : le plan 9NFS0259 prévoit qu'en partie basse du support de la portion verticale de la tuyauterie, une longueur de 121 mm soit présente pour faire la liaison entre la platine et la tuyauterie. Or sur le terrain, la longueur observée n'était que de 90 mm ;
- support n° SPG7714 au niveau de 2RRI023TY (située dans le local des pompes RRI) : le plan 9NFS0259 prévoit que l'ancrage soit centré sur une platine soudée au plafond. Or, il a été relevé qu'*a minima* un côté de l'ancrage est en limite (voire dépasse) l'extrémité de la platine soudée ce qui n'est pas en cohérence avec le plan.
Ce même plan ne prévoit pas l'existe d'éléments de fixations autres que la liaison soudée entre l'ancrage et la platine mais sur le terrain, l'ASN a relevé qu'une partie de la platine était tenue par trois tirants non présents sur le plan suscité. Demande B2 : je vous demande d'analyser les constats précités et d'évaluer leur impact vis-à-vis de la conformité de la ligne 2RRI023TY par rapport à son exigence de tenue au séisme.
Vous m'informerez du résultat de votre analyse.
## Intégration Des Pbmp Liés Aux Organes De Robinetteries Des Cpp Et Csp Dans Les Gammes Opératoires Locales
Les inspecteurs ont relevé que la gamme locale D5140GCH6207 (indice 13 - 25 janvier 2012), incluant la vérification d'organes CSP hors BR, avait bien intégré (dès son indice 10) le PBMP 900 - AM050 - 05 indice 2. Or, cela n'est pas le cas pour toutes les gammes de tournées robinetterie de vérifications des organes du CPP dans le BR. Par exemple, la gamme D5140GCH91483 (indice 0 du 12 mars 1998) - « contrôle visuel de la robinetterie arrêt à chaud - *niveau +20m du BR* » - n'a pas intégré le PBMP 900 - AM050 - 07 indice 2, compte tenu que ce dernier date de 2008. Il semble impératif que le CNPE procède à une revue de sa documentation opératoire locale pour s'assurer de sa pleine adéquation avec les dispositions des PBMP réglementaires. Demande B3 : je vous demande de me transmettre le résultat de la revue que vous réaliserez pour vous assurer que les gammes locales de tournées robinetteries sont en adéquation avec les dispositions des PBMP en vigueur.
Vous me rendrez compte des évolutions documentaires que vous réaliserez dans ce cadre en me précisant les contrôles qui auraient ét**é omis d'être réalisés.**
## Non-Respects Des Divers Jeux Sur Les Clapets Are (Alimentation Normale En Eau Des Générateurs De Vapeur)
Lors de leurs contrôles de gammes opératoires renseignées, il a été relevé que plusieurs jeux de porte battant/battant de clapets 2ARE étaient hors tolérances et que cela avait été maintenu en l'état. En effet, plusieurs valeurs sont vues en deçà de la plage autorisée comprise entre 4 et 5mm. Pour justifier ce maintien en l'état, vous avez précisé aux inspecteurs, par courriel du 14 août, que « *le jeu* porte battant/battant (opercule) est un jeu fonctionnel qui garantit le bon rotulage de l'opercule vis*-à-vis du porte battant.* […]Le jeu relevé de 3 mm est suffisamment important afin de garantir le bon rotulage de l'obturateur. […] *Notre position* technique est le maintien en l'état. » Pour asseoir votre position de maintien en l'état, il serait judicieux d'obtenir un positionnement du fabricant des clapets concernés.
Demande B4 **: je vous demande de me transmettre le positionnement détaillé du fabricant des**
clapets ARE vous confirmant la possibilité que le jeu porte battant/battant soit inférieur à la plage de tolérance spécifiée dans le DMOI.
## Vérifications De Jeux Sur Les Soupapes Vvp
Le PBMP lié aux robinets des CSP prévoit que « *tous les jeux spécifiés dans la PNM doivent être contrôlés […].* On portera la plus grande attention aux surfaces de guidage qui ne doivent présenter aucune altération ». La PNM (procédure nationale de maintenance) en vigueur ne requiert pas la vérification des jeux dimensionnels à chaque visite interne de soupapes VVP (tous les 7 cycles) mais prévoit que « ce dimensionnel sert à vérifier les jeux de guidage entre les pièces fonctionnelles. Il est à réaliser :
- *une première et unique fois pour contrôle de conformité,* (ci-après identifié comme « l'état initial »)
- *lors de chaque remplacement des pièces concernées par ces jeux* ;
- *en cas d'expertise approfondie suie à un problème de manœuvrabilité.* »
Or, vos représentants n'ont pas été en mesure, au jour de l'inspection, de justifier de la bonne réalisation du premier contrôle dimensionnel, au titre de l'état initial de conformité, de l'ensemble des jeux des soupapes VVP. Ce premier contrôle est pourtant indispensable pour pouvoir justifier de l'absence de contrôle à chaque visite interne (hors remplacement de pièces). Vous m'avez toutefois transmis ces éléments pour les 8 soupapes VVP qui ont été visitées lors de l'arrêt du réacteur n° 2. Ces derniers n'appellent pas de remarques particulières dans la présente lettre de suites. Demande B5 : je vous demande de m'indiquer si **le contrôle de dimensionnement réalisé au titre** de l'état initial des jeux de guidage des 21 soupapes VVP des réacteurs n° **1, 3 et 4 ainsi que des** 13 autres du réacteur n° 2 (non visitées en 2020), a bien été réalisé.
## C. Observation
C1 - Lors du suivi de l'arrêt, plusieurs dossiers d'activités liées à des opérations de maintenances et/ou de modifications ont été examinés par l'ASN ainsi que la gestion des non-conformités mises en lumière lors de ces activités. Les activités de maintenances et/ou de modifications qui ont fait l'objet de cet examen sont les suivantes :
- les visites complètes de vannes VVP100, 102, 106, 107, 110, 111,117 et 119VV ;
- l'essai périodique dimensionnant EPC RIS 140 consistant en l'essai de la pompe de test 9RIS011PO ; - les vérifications de la conformité des freinages des pompes de sauvegarde RCV, RIS et EAS en application de la DP n° 331 ;
- l'intervention notable sur le circuit primaire (par soudage) de remplacement du tube de reprise de fuite du robinet 2RCP212VP ;
- le contrôle de l'altimétrie des manchettes thermiques du couvercle ; - les vérifications de la conformité aux plans des supports des équipements permettant le suivi des niveaux des générateurs de vapeur ;
- les vérifications de la conformité (ancrages, corrosion…) de plusieurs dispositifs autobloquants
(DAB) associés aux générateurs de vapeur, aux lignes VVP et aux groupes motopompes primaires (GMPP) ;
- les vérifications de la conformité des ancrages et de l'absence de corrosion généralisée sur plusieurs équipements sur le circuit primaire (les bâches RCP117 à 122BA associées aux détecteurs pilotes 017 à 22AR, le pressuriseur…) ;
- les visites internes d'organes de robinetteries de plusieurs vannes / clapets du circuit primaire (CPP)
et des circuits secondaires (CSP) dont par exemple 2RCP212VP, 2RCP036VP, 2RCV051VP,
2RCP223VP, 2RIS073VP, 2RRA001VP, 2RRA001VP, clapets ARE (2ARE037/039/040/
041VL)… ;
- les contrôles élargis sur la conformité des soupapes SEBIM et de leurs équipements connexes lors de la mise à l'arrêt du réacteur (ballons filtres, lignes d'asservissement et d'impulsion, détecteurs pilotes et supportages associés) ;
- le remplacement de 27 DAB du système DIS situés dans le bâtiment combustible (BK).
La plupart des activités supra a fait l'objet d'échanges entre vos services et l'ASN. L'ASN a jugé satisfaisantes les réponses apportées dans le cadre de cet examen, sauf pour les points qui font l'objet de demandes d'actions correctives et/ou de compléments d'informations dans le présent courrier.
## C2 - Fiches De Suivi D'Indication Et Dossiers De Traitement D'Un Écart
De nombreuses fiches de suivi d'indication et dossiers de traitement d'un écart associés ont été instruits par l'ASN lors de cette période d'arrêt. L'ASN tient à souligner que la transmission et les échanges concernant ces dossiers sont restés fluides et de qualité, notamment les réponses apportées en cas de demandes formulées.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'Adjoint au Chef de la division d'Orléans Signé par Christian RON |
INSSN-LYO-2020-0452 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 30 juillet 2020 0 juin XXXXXX
N/Réf. : Codep-Lyo-2020-039317 Monsieur le directeur Orano Cycle GB II BP 175 26702 PIERRELATTE Cedex Objet **:Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
Orano Cycle– Usine Georges Besse II - INB n° 168 Inspection n° INSSN-LYO-2020-0452 Thème : « Contrôles et essais périodiques »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision n° 2007-DC-0072 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 6 novembre 2007 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvements et de consommations d'eau, de transferts et rejets d'effluents liquides, de rejets d'effluents gazeux, de surveillance de l'environnement pour l'exploitation par la Société d'Enrichissement du Tricastin de l'installation de séparation isotopique de l'uranium par centrifugation implantée sur le site du Tricastin.
[4] Règlement (UE) No517/2014 du parlement et du conseil du 16 avril 2014 relatif aux gaz à effet de serre fluorés et abrogeant le règlement (CE) no842/2006
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu en référence [1] aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement, une inspection a eu lieu le 23 juillet 2020 à l'usine Georges Besse II (INB n°168) sur le thème « Contrôles et essais périodiques ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'usine Georges Besse II (INB n°168) du 23 juillet 2020 a porté sur le thème « Contrôles et essais périodiques (CEP) ». Les inspecteurs se sont intéressés au processus de gestion et de planification des CEP. Ils ont procédé par sondage à la vérification des modalités et des résultats de certains CEP intéressant plus spécifiquement le maintien de l'intégrité de la première barrière statique lors des manutentions ainsi que l'exposition interne et externe du personnel. La maintenance réalisée sur les conduits de transfert d'effluents gazeux et les appareils de surveillance et alarmes associés a également été examinée par sondage ainsi que celle réalisée sur les groupes froids. Lorsque ces contrôles étaient sous-traités, les inspecteurs se sont également intéressés à la surveillance exercée sur les intervenants extérieurs au titre de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. Les conclusions de cette inspection sont globalement satisfaisantes. Il ressort de cette inspection que le processus de gestion et de planification des CEP semble robuste et sous contrôle. La bonne traçabilité du contrôle technique requis par l'arrêté [2] a été relevée sur les nombreux relevés de CEP examinés par sondage. La surveillance des intervenants extérieurs est en place avec de nombreuses actions de surveillance. Il a toutefois été identifié un non-respect de la décision [3] du 6 novembre 2017 et des règles générales d'exploitation (RGE) relatif aux vérifications des émissaires de rejet gazeux de l'installation. Ces écarts relèvent d'un événement significatif et auraient dû être détectés par l'exploitant lors des travaux de mise à jour des fiches d'exigences associés. D'autre part, quelques écarts ponctuels ou améliorations à mener ont également été identifiés. Enfin, les inspecteurs ont salué la très bonne préparation de l'inspection et la mobilisation de tous les participants en période estivale.
## A. Demandes D'Actions Correctives. Vérifications Périodiques Des Émissaires De Rejet D'Effluents Gazeux
La décision [3] dispose dans son article 15.II que « *Le bon état de tous les conduits de transfert des effluents* radioactifs gazeux doit faire l'objet de vérifications au moins annuelles ». Les inspecteurs ont examiné la fiche d'exigence relative à la prescription relative au contrôle visuel annuel des conduits de transferts des effluents gazeux jusqu'au point de rejet à l'atmosphère en sortie de cheminée, et ont demandé les deux derniers contrôles réalisés sur chacune des trois cheminées des installations. Le contrôle visuel annuel des cheminées n'a pas été réalisé en 2020 et de 2015 à 2018. Cet écart a fait l'objet d'une déclaration d'évènement significatif à la suite de la présente inspection. La ronde de la cheminée référencée dans la fiche d'exigence (0000JOFX00879) était semestrielle dans sa première version de mars 2010 mais elle a été annulée et remplacée en 2013 par une ronde plus complète axée sur l'état de conservation de l'ouvrage et modifiée en 2016 puis 2017 pour devenir le contrôle périodique quinquennal de l'état de conservation de ces cheminées. L'exigence initiale de contrôle visuel annuel issu de la décision [3] a été supprimée. Dans le cadre de travaux de refonte des fiches d'exigences définies, la fiche d'exigence lié au respect de l'article 15.II de la décision [3] est en cours de mise à jour et la version en projet a été présentée aux inspecteurs. Cette nouvelle version liste les modes opératoires permettant de répondre à l'exigence. Les inspecteurs considèrent que l'absence de contrôle visuel annuel des cheminées auraient dû être détecté lors du travail de mise à jour de cette fiche. D'autre part, le chapitre 11 des règles générales d'exploitation (RGE) prévoit la réalisation d'un contrôle périodique de l'état des cheminées des unités Sud et Nord et de l'atelier REC II afin de vérifier l'exigence de sûreté « *Dimensionnement des ouvrages au séisme (stabilité des bâtiments sous séisme et non interaction des bâtiments)* et des équipements voisins ». Le document référencé 0000J0BX00369 qui définit les périodicités des contrôles et essais périodiques listés au chapitre 11 des RGE fixe la fréquence de ce contrôle à cinq ans. Les derniers contrôles ont été réalisés les 25, 26 et 29 avril 2019, respectivement pour les cheminées de l'unité Sud, l'atelier REC II et l'unité Nord, afin de vérifier le respect de l'exigence de respect de dimensionnement des ouvrages au séisme. Lors de ces contrôles, un contrôle des ancrages en partie extérieure et notamment du bon serrage des écrous a été réalisé. L'intégralité des écrous ont dû être resserrés au niveau de la cheminée de l'unité Nord et environ un quart des écrous ont dû être resserrés au niveau de la cheminée de l'atelier REC II. Le bon serrage des écrous n'avait pas été vérifié lors des contrôles précédents, réalisés en mai 2014 sur les cheminées de l'unité Nord et Sud. Le mode opératoire associé au contrôle quinquennal de stabilité des cheminées sous séisme et non interaction des bâtiments a été mis à jour en février 2016 afin de compléter le contrôle effectué en 2014. Il n'a toutefois pas été décliné avant 2019. Les unités Sud et Nord ont été mises en service respectivement en 2011 et 2013. Par conséquent, ce contrôle quinquennal permettant de vérifier correctement l'exigence aurait dû être réalisé en 2016 et 2018. Compte-tenu des résultats des contrôles sur le bon serrage des écrous, les inspecteurs ont interrogé l'exploitant sur la nécessité d'augmenter la fréquence de ces vérifications (quinquennales) et d'analyser l'origine de ces desserrages. L'exploitant a indiqué qu'un courriel avait été échangé sur le sujet en interne à la suite de ces contrôles afin de prévoir un contrôle de vérification de ces serrages en 2020 sur les trois cheminées. Toutefois, aucune fiche d'écart « CONSTAT » n'a été ouverte sur le sujet et les contrôles n'ont pas été programmés dans l'outil de programmation et de suivi des CEP. L'exploitant a indiqué aux inspecteurs avoir ouvert une fiche « CONSTAT » sur le sujet lors de l'inspection. Demande A1 : **Je vous demande de mettre en place un contrôle visuel annuel du bon état de** l'intégralité des conduits de transfert des effluents radioactifs gazeux, conformément à l'article 15.II de la décision [3]. Demande A2 : **Je vous demande d'analyser le ou les dysfonctionnements ayant conduit à la** non-réalisation de ces contrôles visuels annuels et à la non-détection de cet écart (suppression d'une ronde répondant à une prescription réglementaire, non détection lors de la mise à jour de la fiche d'exigence…).
Demande A3 : Je vous demande d'analyser la ou les raisons pour lesquelles **le mode opératoire** mis à jo**ur en 2016 pour compléter le contrôle périodique quinquennal de l'état des cheminées** pour vérifier leur bon dimensionnement au séisme, n'a pas été décliné dès sa mise à jour en 2016, ce qui aurait permis de respecter l'échéance quinquennale pour les cheminées des unités Nord et Sud. Demande A4 : Je vous demande d**'analyser l'origine des desserrages des écrous des ancrages** de la partie extérieure des cheminées de l'atelier REC **II et de l'unité Nord et d'adapter, le cas** échéant, la périodicité de la vérification du bon serrage afin de garantir les exigences liées au dimensionnement au séisme des cheminées. Demande A5 : De manière plus générale, dans le cas de détection de non-conformité lors de contrôles périodiques à périodicité supérieure à un an, je vous demande de vous interroger sur la suffisance de la périodicité du contrôle en assurant la traçabilité de l'analyse réalisée. Demande A6 : Dans le cadre de la mise à jour des fiches d'exigence**, je vous demande de vous** assurer de la bonne déclinaison de l'exigence et de l'exhaustivité des modes o**pératoire associés.**
## Contrôle D'Étanchéité Des Circuits Frigorifiques Par Du Personnel Certifié
Le règlement de l'union européenne du 16 avril 2014 [4] dispose dans son article 4.3 que « Les *contrôles* d'étanchéité en vertu du paragraphe 1 sont effectués à la fréquence *suivante:* a) pour les équipements contenant des gaz à effet de serre fluorés dans des quantités supérieures ou égales à 5 tonnes équivalent CO2 mais inférieures à 50 tonnes équivalent CO2 : au moins *tous les douze mois ou, lorsqu'un* système de détection des fuites est installé, au moins tous les vingt-quatre mois; b) pour les équipements contenant des gaz à effet de serre fluorés dans des quantités supérieures ou égales à 50 tonnes équivalent CO2 mais inférieures à 500 tonnes équivalent CO2*: au moins tous les six mois ou,* lorsqu'un système de détection des fuites est installé, au moins tous les douze mois; c) pour les équipements contenant des gaz à effet de serre fluorés dans des quantités supérieures ou égales à 500 tonnes équivalent CO2 *: au moins tous les trois mois ou, lorsqu'un système de détection des fuites est* installé, au moins tous les six mois. » Les inspecteurs ont contrôlé par sondage les contrôles d'étanchéité réalisés sur les équipements de type YN et YKPM, contenant des gaz à effet de serre fluorés dans des quantités supérieures ou égales à 500 tonnes équivalent CO2. Ils ont relevé que les contrôles d'étanchéité sont réalisés tous les trois mois depuis octobre 2019. La fréquence de contrôle était semestrielle précédemment alors que les fiches d'intervention/bordereau de suivi de déchets dangereux de mai 2019 et novembre 2018 renseignés par l'opérateur certifié mentionnaient bien que l'équipement était sans détection des fuites et nécessitait un contrôle tous les trois mois. L'exploitant a indiqué que ce sujet avait fait l'objet de nombreux échanges et réunions afin de définir l'attendu réglementaire. Un compte-rendu de réunion du 17 avril 2019 sur le sujet a été présenté aux inspecteurs. Ce dernier identifie un certain nombre d'actions à réaliser afin notamment de vérifier le respect du règlement européen applicable. Il n'y aurait pas eu de fiche d'écart « CONSTAT » ouverte sur le sujet d'après l'exploitant. Demande A7 : **Je vous demande de préciser les actions réalisées à la suite du compte-rendu de** réunion du 17 avril 2019 relative aux détecteurs sur les groupes froids contenant des gaz à effet de serre fluorés dans des quantités supérieures ou égales à 500 tonnes équivalent CO2 **et la façon**
dont elles sont été suivies et tracées. Vous préciserez notamment le résultat du bilan de l'analyse de conformité au règlement européen réalisé et vous positionnerez, le cas échéant, sur la nécessité de déclarer un évènement significatif pour non-respect du règlement européen [4]. Par ailleurs, en marge de l'inspection du 23 juillet 2020 où la thématique des groupes froids a été abordée, pour vérifier notamment le respect des engagements pris dans le cadre du dernier événement significatif relatif aux pertes de fuites frigorigènes sur l'année 2019, l'exploitant a déclaré un évènement significatif le 28 juillet relatif à une fuite de fluide frigorigène sur un équipement contenant plus de 500 tonnes équivalent CO2 de fluide frigorigène HFC ayant été détectée le 7 juillet 2020. Les inspecteurs s'interrogent sur le délai de déclaration et l'absence d'information de ces derniers lors de l'inspection. Demande A8 : **Je vous demande de justifier le délai de déclaration à l'ASN de l'évènement relatif** à une fuite de fluide frigorigène sur un équipement contenant plus de 500 tonnes équivalent CO2 de fluide frigorigène HFC **, le cas échéant, vous analyserez le ou les dysfonctionnements à** l'origine de ce délai et de l'absence **d'information des inspecteurs sur le sujet lors de l'inspection.**
## Contrôle Périodique De L'Arrêt Général De Production Réalisé Par Un Intervenant Extérieur
L'arrêté [2] dispose dans son article 2.2.3.I : « *La surveillance de l'exécution des activités importantes pour la* protection réalisées par un intervenant extérieur doit être exercée par l'exploitant, qui ne peut la confier à un prestataire ». Les inspecteurs se sont intéressés aux contrôles périodiques des dispositifs dits Arrêt Général de Production (AGP). L'unité sud dispose d'un arrêt général de production (AGP) au niveau du Centrifuges Assembly Building (CAB). Le contrôle périodique de ce bouton « coup de poing », situé dans une zone dans laquelle l'accès de l'exploitant est limité, est réalisé par le personnel du bailleur de procédé. Ce bailleur de procédé est un intervenant extérieur au sens de l'arrêté [2]. Par conséquent, une surveillance de ce contrôle périodique doit être mise en place. Demande A9 : **Je vous demande de mettre en place une surveillance de toutes les activités** importantes pour la protection réalisées **par le bailleur de procédé au sein de l'INB 168,** conformément à l'article 2.2.3.I de l'arrêté [2].
## Filtres De Dernières Barrières Des Effluents Radioactifs Gazeux
La décision [3] dispose dans son article 15.II que « *L'efficacité des filtres de dernières barrières des effluents* radioactifs gazeux est testée au moins une fois par an ». Les inspecteurs se sont intéressés au contrôle annuel de l'efficacité de ces filtres très haute efficacité (THE). Ils ont relevé que la version A du 19 janvier 2010 du schéma de principe ventilation de l'atelier REC II du rapport de sûreté, référencé 8080QOC33111, fait figurer trois filtres THE au niveau de l'extraction « DAP ». La fiche d'exigence et le mode opératoire associés à ce contrôle en identifient cinq. C'est également le cas du schéma TQC de ventilation, dans sa version L du 26 juin 2014, référencé 8080QOC03111. Ce dernier schéma identifie trois caissons de 3000 m3/h unitaires dédiés « normal » et deux caissons de 1500 m3/h unitaire dédiés « secours ». Ces précisions permettent de comprendre les associations de filtres à tester détaillées en annexe du mode opératoire du contrôle, référencé 0020Q8FX20511, version D du 8 mars 2019. En effet, l'étape 30.1 du mode opératoire prévoit un contrôle d'efficacité des filtres dans la configuration d'exploitation de l'annexe du mode opératoire. Cette annexe liste pour chaque tranche de chaque unité et pour les différents réseaux les associations de filtres à tester. En fonction des configurations, deux, trois et jusque quatre filtres par réseau sont à tester simultanément. Une note en haut de l'annexe précise qu'il faut faire une fiche de relevé par réseau. Toutefois, aucun autre dispositif ne permet de s'assurer que l'ensemble des configurations sont bien testées. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage que toutes les associations étaient bien testées et n'ont pas identifié d'écart. Ils considèrent toutefois que les fiches de relevés pourraient intégrer la liste des configurations à tester afin d'éviter tout écart. Demande A10 :Je vous demande de mettre à jour le schéma de principe ventilation référencé dans le rapport de sûreté afin d'y faire figurer le bon nombre de filtre THE **dernier niveau de** filtration **au niveau de l'extraction DAP de l'atelier REC II**. Demande A11 : **Je vous demande de mettre à jour le mode opératoire relatif au contrôle** réglementaire de l'efficacité des filtres THE dernier niveau de filtration afin de garantir que toutes **les associations de filtres sont bien testées.**
## Cep En Lien Avec La Protection Du Personnel Vis-À-Vis Des Risques D'Exposition Externes
Les inspecteurs se sont intéressés au contrôle périodique de l'étalonnage des contrôleurs corps entier de l'installation. Ils ont relevé dans deux PV du 17 juin 2020 (postes techniques E2-2035-00REX-0006- F1019 et E2-2035-00REX-0007-F1019) que le paramétrage des seuils d'alarme n'avait pas été effectué (renseigné sans objet dans la fiche de relevé). Demande A12 :Je vous demande de procéder dans les plus brefs délais au paramétrage des seuils d'alarmes de ces équipements et d'analyser les raisons de leur non-réalisation, contrairement à ce que prévoit le mode opératoire.
## Renseignement Du Mode Opératoire De Cep Réalisé
Lors de contrôles par sondage des PV de CEP, les inspecteurs ont relevé des pratiques différentes de remplissage des PV en fonction des CEP. Le CEP à réaliser fait l'objet d'un mode opératoire qui liste les différentes opérations à réaliser, si elles font l'objet d'un point de notification (arrêt ou convocation), leur périodicité, si elles relèvent du contrôle d'une exigence définie et doivent faire l'objet d'une fiche de relevé dédiée. Les inspecteurs ont noté que dans certains cas, le mode opératoire était renseigné afin de tracer la bonne réalisation de toutes les opérations listées, ainsi que la fiche de relevé qui constitue le PV du CEP a proprement dit. C'est le cas notamment pour le contrôle des moyens de levage et constitue une bonne pratique, d'autant plus qu'une colonne dédiée dans le mode opératoire prévoit de cocher la bonne réalisation de chaque opération. Dans d'autres cas, seule la fiche de relevé est renseignée, ce qui ne permet pas forcément de tracer la bonne réalisation des actions (ex : en fonction des cas ; vérification bon état général, nettoyage, configuration pour le test, bon repli de chantier remise à l'état initial etc.). De plus, le mode opératoire semble conçu pour cocher les différentes étapes une fois réalisées. Demande A13 :Je vous demande **de justifier pour quelles raisons certains modes opératoires ne** sont pas remplis concernant la réalisation des tâches élémentaires**, alors qu'une colonne dédiée** prévoit de tracer la bonne réalisation de toutes les tâches.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Fiches D'Exigences
Les inspecteurs ont relevé le travail en cours et non finalisé de mise à jour des fiches d'exigence. Ils ont noté que pour l'atelier REC II, certaines exigences ne font l'objet encore aujourd'hui, d'encore aucune fiche d'exigence. Demande B1 : Je vous demande de me tenir informé de l'avancement de la mise à jour et de la création des fiches d'exigence. Les fiches d'exigence concernant des exigences de l'atelier REC II qui ne sont couvertes par aucune fiche nécessiteraient d'être priorisées.
## Essais De Traçage
A la lecture des PV de contrôles périodiques des débitmètres installés sur les cheminées de l'INB, les inspecteurs se sont interrogés sur la représentativité des prélèvements et mesures réalisés au niveau de l'émissaire des effluents gazeux. D'autres INB de la plateforme Orano du Tricastin ont effectué des bilans de représentativité sur ce sujet, notamment via des traçages. Demande B2 : Je vous demande de **vous positionner sur la pertinence d'étudier la** représentativité des prélèvements et mesures réalisés au niveau des émissaires des effluents gazeux de l'INB 168.
## C. Observations
Sans objet.
∞∞
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle LUDD délégué, Signé par Fabrice DUFOUR |
INSSN-OLS-2020-0695 | DIVISION D'ORLÉANS
CODEP-OLS-2020-062812 Orléans, le 23 décembre 2020 Monsieur le Directeur du Centre nucléaire de Production d'Electricité de BELLEVILLE-SUR-LOIRE
BP 11 18240 LERE
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Belleville - INB n° 127 Inspection n° INSSN-OLS-2020-0695 des 04 août, 29 septembre, 9 décembre 2020
« Inspections de chantier »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie
[3] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1] concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu les 4 août, 29 septembre, 9 décembre 2020 sur votre site.
Je vous communique, 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 4 août 2020 avait pour objectif de contrôler les chantiers présents en tranche 1 le jour de l'inspection. Ces contrôles ont notamment porté sur la radioprotection des travailleurs, la gestion du risque incendie et du risque de présence de corps étrangers dans les équipements (risque FME). Il ressort de cette inspection que les exigences et bonnes pratiques en matière de radioprotection, gestion des risques incendies et FME sont globalement satisfaisantes. Plusieurs constats ont néanmoins été réalisés le jour de l'inspection. L'inspection du 29 septembre 2020 avait pour objectif de contrôler par sondage la bonne réalisation d'activités programmées sur la visite décennale : la mise en œuvre du revêtement peau composite sur la paroi externe de l'enceinte interne du bâtiment réacteur, les contrôles sur certains équipements des systèmes RIS et EAS, les contrôles sur certaines cosses Faston présentes dans les locaux diesel, la ronde de redémarrage d'un des diesels, les contrôles réalisés sur les soupapes des lignes de vapeur principale (soupape VVP) présentes en sortie des générateurs de vapeurs, les contrôles réalisés sur le tube de transfert du combustible. Il ressort de cette inspection que la mise en œuvre des activités est globalement satisfaisante. L'application du revêtement peau composite, les contrôles réalisés sur les soupapes VVP, sur le tube de transfert du combustible et dans le bâtiment d'un diesel appellent néanmoins plusieurs remarques de la part des inspecteurs. L'inspection du 9 décembre avait pour objectif de contrôler par sondage les dossiers de traitement d'écart et les fiches de suivi d'indication transmis à l'ASN lors de l'arrêt. Cet échange a conduit à l'avancement de l'échéance d'une surveillance spéciale. Le présent courrier tient compte des précisions apportées postérieurement à l'inspection par vos services.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Du La Charge Calorifique Dans Les Secteurs De Feu Sensibles À Fort Enjeu Sûreté
L'article 2.2.1 de l'annexe à la décision [2] requiert que « *l'exploitant définit des modalités de gestion, de contrôle* et de suivi des matières combustibles ainsi que l'organisation mise en place pour minimiser leur quantité, dans chaque volume, local ou groupe de locaux, pris en compte par la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. La nature, la quantité maximale et la localisation des matières combustibles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie sont définies dans des documents appartenant au système de management intégré de l'exploitant. *[…]* » L'article 2.2.2 de l'annexe de la décision [2] requiert que « *l'exploitant limite les quantités de matières* combustibles dans les lieux d'utilisation à ce qui est strictement nécessaire au fonctionnement normal de l'INB et, en tout état de cause, à des valeurs inférieures ou égales à celles prises en compte dans la démonstration de maîtrise des risques liés à l'incendie. Les inspecteurs ont visité trois locaux du secteur de feu sensible (SFS) à fort enjeu sûreté identifié L 0681 B. Sur ces trois locaux, il est apparu que deux locaux comportaient des entreposages de matières combustibles qui auraient dû être évacuées. Deux sacs remplis de déchets papiers et plastiques ont notamment été constatés. De plus, d'après les affichages associés, certains de ces entreposages n'étaient plus autorisés depuis fin juillet. Les sacs de déchets ont été évacués de manière réactive. Vos représentants ont précisé que la ronde "incendie" des SFS à fort enjeux sûreté était intégrée dans les rondes de relevés des agents de la conduite. Ils ont également transmis à l'ASN les modes de preuve des rondes réalisées entre le 27 juillet et le 06 août 2020 dans les SFS à fort enjeux sûreté en tranche 1. Ces rondes n'avaient alors pas mis en évidence les non conformités vues par les inspecteurs. Indépendamment de la correction réactive par vos soins des écarts constatés par les inspecteurs il convient de mettre en place des actions de fond pour éviter que ces anomalies ne se répètent. Demande A1 **: je vous demande de mettre en place une organisation permettant la détection** et la correction des écarts relatifs à l'entreposage de charges calorifiques dans les secteurs de feu sensibles à fort enjeux sûreté.
## Pose Du Revêtement Sur La Paroi Externe De L'Enceinte Interne
La fiche technique des produits appliqués sur la paroi externe de l'enceinte interne et la procédure d'application mise en œuvre par votre prestataire requièrent que les poses des différentes couches de revêtement doivent être réalisées sous certaines conditions de température et en respectant certains délais entre la pose de deux couches successives. Les inspecteurs n'ont pas constaté d'écart à cette prescription. Ils ont cependant constaté sur les fiches d'exécution journalière que les heures de pose des différentes couches n'étaient pas toujours indiquées. Il peut ainsi être difficile de s'assurer que le délai requis entre la pose de deux couches est bien respecté. Les inspecteurs ont également constaté à plusieurs reprises qu'une seule température prise en début de poste était enregistrée dans les fiches d'exécution journalière. Cet unique enregistrement de température ne permet pas de garantir le respect des exigences de pose retenues et donc la qualité du revêtement. En effet, sur un poste, les travaux peuvent être effectués sur une zone étendue. Les différentes parties de la zone de travail peuvent ainsi se situer à des niveaux différents et à des distances différentes de la ventilation. Des variations de température peuvent ainsi être rencontrées sur le chantier. En outre, la température peut varier entre le début et la fin du poste. Il semble nécessaire d'adapter votre organisation pour garantir la qualité de pose par une surveillance plus resserrée de la température des zones où des activités sont prévues. Il semble également nécessaire d'enregistrer, a minima dans la fiche d'exécution, les températures minimale et maximale relevées parmi celles mesurées sur l'ensemble de la zone de travail. Suite à l'inspection, un rappel a été réalisé par le CNPE auprès des contrôleurs techniques sur la réalisation de prises de température deux fois par poste et sur le remplissage des fiches d'exécution journalière. Demande A2 : p**our les prochains chantiers de pose de revêtement dans l'espace inter** enceinte, je vous demande de mettre en place un enregistrement des heures et des températures vous permettant d'**assurer que les critères de poses des différentes couches sont** respectés. Les lignes de vapeur vive principale (VVP) qui conduisent la vapeur des générateurs de vapeur jusqu'au reste du circuit secondaire disposent de soupape de sécurité contre une éventuelle surpression. Les inspecteurs ont contrôlé par sondage plusieurs dossiers d'activités de visites réalisées lors de l'arrêt sur ces soupapes. La liste des documents applicables (LDA) du dossier, référencée LY18LDA006Rév.F ne vise pas le PBMP robinetterie et soupapes CSP qui est applicable. De plus, au moins un document visé dans la liste des documents applicables est associé aux soupapes auxiliaires et non aux soupapes VVP.
Demande A3 : je vous demande d'intégrer à la LDA relative aux **dossiers de visite interne des**
soupapes VVP, l'ensemble des documents appl**icables à ces activités.** L'article 2.5.6 de [2] requiert que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée. » A la lecture du dossier de suivi de l'intervention (DSI) « démontage - expertise - remise en état - remontage » d'une des soupapes, les inspecteurs ont constaté qu'une clef dynamométrique utilisée pour un serrage d'écrou à 100 daN m. avait en réalité un déclenchement à 100 N.m. Après examen approfondi du dossier et échanges avec vos représentants, il s'avère qu'un multiplicateur permettant d'atteindre un couple à 200 daN.m. a été utilisé. Ce point n'est pas enregistré dans le dossier de suivi de l'intervention qui enregistre ainsi l'utilisation d'une clef non adaptée sans faire référence au multiplicateur permettant l'utilisation de celle-ci.
## Demande A4 : Je Vous Demande D'Enregistrer L'Utilisation De Multiplicateur Dans Votre Dossier D'Intervention, Conformément À L'Article 2.5.6 De [2]
A la lecture du dossier de suivi de l'intervention (DSI) « démontage - expertise - remise en état - remontage » d'une des soupapes, il apparaît que la phase associée aux « contrôles par ressuage et rodage de la buse et du clapet réalisés », est signée et donc validée par un intervenant qui n'a pas l'habilitation COFREND associée à cette activité. Demande A5 : je vous demande de me démontrer que la réalisation de la phase associée aux « contrôles par ressuage et rodage de la buse et du clapet réalisés » est conforme à votre référentiel.
## B. Demandes De Compléments D'Information
Mise en œuvre des parades identifiées sur les permis feu Lors de l'inspection du 4 août 2020, les inspecteurs ont contrôlé le respect des parades mentionnées dans deux permis feu. Sur un chantier dans le bâtiment électrique, il s'est avéré que deux parades (évacuation de la matière combustible et mise en place de protection ignifugée) n'étaient pas respectées. Suite au passage des inspecteurs, le chantier a été remis en conformité de manière réactive. A l'issue de l'inspection, il apparait que l'organisation du CNPE pour contrôler l'application des parades identifiées dans les permis de feu doit être complétée pour éviter que les écarts détectés par l'ASN ne se reproduisent. Demande B1 : je vous demande de m'indiquer quelles actions ont été prises en ce sens **sur** l'arrêt.
## Diesel 1Lhp001 Mo
Des traces de corrosions ont été détectées sur des tuyauteries du diesel dénommées tuyauteries HT/BT. Vous m'avez informé par mail de l'ouverture du constat EXOCET 300272 : « Point de corrosion sur les tuyauteries d'eau HT et BT en terrasse du diesel 1LHP001MO ». Une remise en peinture a été réalisée suite à l'inspection. Une fuite goutte à goutte a été constatée par les inspecteurs sur une bride à proximité immédiate de l'échangeur 1 LHP020 EX. Vous avez informé l'ASN de l'ouverture, suite à l'inspection, de la demande de travail DT 961347 : « Fuite sous bride 1LHP020VH ». Les inspecteurs ont constaté qu'une platine supportant une tuyauterie incendie ne comportait que 3 vis au lieu de 4 et que le béton se fissurait à l'emplacement du support. Celle-ci est située au-dessus de l'équipement 1 LHP 401 CO. Vous avez informé l'ASN de l'ouverture, suite à l'inspection, du Plan d'Action PA 195502 : « Absence de vis sur le support de tuyauterie JPV au-dessus de 1LHP401CO ». Les inspecteurs ont constaté au niveau +4,4m deux non conformités sur le support de la gaine de ventilation DVD, situé entre 1DVD001VA et 1DVD005RA:
- sur une des deux platines, les filets d'une cheville n'étaient pas débouchants de l'écrou et une cheville semblait oblique (angle > 5°).
- la partie du support qui est normalement fixée à la gaine de ventilation était désaxée et l'ensemble des points de fixation présents n'était pas exploité. En effet plusieurs rivets étaient absents et plusieurs éléments de visserie avaient été découpés sans raison apparente.
Ces anomalies susceptibles de remettre en cause la tenue au séisme de la gaine DVD n'ont semble-til pas été vues lors du contrôle réalisé en 2017.
Après l'inspection, vous m'avez indiqué par mail que « suite à une visite ultérieure, il a également été constaté l'absence de cornière. Le PA195749 a été ouvert afin d'analyser les différentes anomalies. La DT962455 a également été créée pour remise en place a minima des cornières. » Demande B2 : je vous demande de me rendre compte de la remise **en conformité des matériels** impactés par **ces différentes anomalies.**
## Tube De Transfert
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage le rapport relatif aux contrôles suivants sur les tubes de transfert :
- examen des soudures du point fixe ;
- examen des soudures longitudinales et circonférentielles ; - examen visuel interne.
Les inspecteurs ont tout d'abord constaté que certains visas de vérification et d'approbation n'étaient pas renseignés.
## Demande B3 : Je Vous Demande De M'Indiquer Si Cette Anomalie A Été Corrigée.
Ce rapport conclut à l'identification d'une seule anomalie potentiellement significative correspondant à un marquage localisé au niveau d'une partie du tube de transfert. Le rapport préconise la réalisation d'une empreinte pour caractériser la marque relevée et EDF a ouvert un plan d'action (PA) pour donner suite à ce constat. Ce PA acte la réalisation d'une empreinte et une première analyse concluant à l'absence de nocivité a déjà été réalisée. Une analyse plus approfondie est cependant attendue pour confirmer le diagnostic. Suite à l'inspection, je vous avais demandé de me préciser les éléments apportés par ces analyses complémentaires.
Demande B4 : je vous demande de m'indiquer **le résultat de ces analyses complémentaires**
## C. Observations C1 : Analyse De Risques (Adr)
Lors d'un contrôle sur un chantier les inspecteurs ont constaté qu'un intervenant n'avait pas connaissance de l'existence d'une ADR. Cet intervenant avait pourtant signé celle-ci à la fin du mois de juillet. L'ADR d'un autre chantier ne mentionnait pas de risque radiologique alors qu'une tuyauterie véhiculant du fluide radioactif était mise à l'air libre dans le cadre du chantier et que les intervenants devaient par conséquent travailler en heaume ventilé.
## C2 : Radioprotection Des Sas
Lors de l'inspection du 4 août, les inspecteurs ont constaté qu'un sas de chantier ne comportait pas de conditions d'accès. La porte d'un second sas indiqué en zone orange était laissée ouverte. Lors d'une autre inspection réalisée le 11 août, plusieurs anomalies sur les sas ont également été constatées. Un sas été ainsi identifié comme non conforme depuis juin et un autre laissé ouvert. Tous ces écarts ont été corrigés de façon réactive par le service prévention des risques (SPR) du CNPE. En outre l'utilisation d'un affichage recto verso indiquant d'un côté « sas conforme » et de l'autre « sas non conforme » n'est pas appropriée car peu prêter à confusion. En effet si l'affiche tombe à terre, elle ne sera pas forcément replacée du bon côté sur le sas.
C3 *: Risque de présence de corps étrangers dans les équipements (risque FME)*
Votre référentiel référencé D5370PCD141FOR16 [001] [ ] - INVENTAIRE ENTREE SORTIE ZONE FME requiert que le gardien de la zone à risque FME s'assure que tous les bijoux présents lors d'une entrée dans la zone le sont également lors de la sortie. Les inspecteurs ont constaté que le port de bijoux (boucles d'oreille, chaîne,..) dont l'attache n'est pas assurée n'est pas contrôlé systématiquement par le gardien de la zone à risque FME de la piscine du bâtiment réacteur. Aucun contrôle n'est fait sur la réalisation de la « formation risque FME » par les personnes qui entrent dans la zone FME de la piscine du bâtiment réacteur. Les inspecteurs ont constaté la présence d'une servante remplie de combinaisons, charlottes, surbottes en zone FME à côté de la piscine du bâtiment réacteur. Ces matériels n'ont pas vocation à être entreposés à cet endroit et leur faible masse les rend susceptibles de se retrouver facilement dans la piscine. Ces servantes ont été retirées par le CNPE suite à l'inspection.
## C4 : Conformité Entre La Procédure De Visite Des Soupapes Vvp Et Le Pbmp « Robinetterie Csp Indice 2 »
A la lecture du dossier de suivi de l'intervention (DSI) « démontage - expertise - remise en état - remontage » d'une des soupapes VVP, les inspecteurs ont constaté que l'ensemble des zones indiquées comme à ressuer dans le programme de base de maintenance préventive (PBMP) « robinetterie CSP indice 2 » ne l'était pas dans le DSI. Suite à l'inspection, ce point a fait l'objet d'échanges entre les services centraux d'EDF et ceux de l'ASN. Il ressort de ces échanges que le PBMP sera amendé. La procédure de visite qui fait l'objet d'un enregistrement dans le DSI sera ainsi conforme au PBMP.
## C5 : Tube De Transfert
Le contrôle des dossiers de suivi d'intervention relatifs aux contrôles sur le tube de transfert a permis d'identifier une traçabilité perfectible des points d'arrêt réalisés par EDF au titre de la surveillance. En effet, certains points d'arrêt ont fait l'objet d'une signature sans mention du nom de la personne ayant effectué la vérification. Suite à l'inspection, vos représentants ont transmis à l'ASN l'identité de l'intervenant qui a réalisé ces points d'arrêt.
## C6 : Dossiers De Traitement D'Écart (Dte)
Le DTE relatif à la présence de zones en sous-épaisseur sur la ligne 1ARE002TYFA indique une épaisseur minimale atteinte dans 5 cycles pour un des tronçons et dans 7 cycles pour un autre. Il prévoyait initialement un maintien en l'état et une surveillance spéciale lors de l'arrêt de tranche de 2026 soit dans 4 cycles. Lors de l'inspection, l'ASN a demandé l'avancement de cette surveillance spéciale qui a été programmée par EDF sur l'arrêt de tranche de 2023. Le DTE a été mis à jour pour intégrer cette nouvelle échéance. Vous voudrez bien me faire part, sous 2 mois, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint au Chef de la division d'Orléans Signée par : Christian RON |
INSSN-MRS-2020-0655 | DIVISION DE MARSEILLE
Marseille, le 11 août 2020
# Codep-Mrs-2020-039659 Monsieur Le Directeur Exécutif Société Synergy Health Marseille Min 712 - Arnavaux 13323 Marseille Cedex 14
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Inspection no **INSSN-MRS-2020-0655 du 4/08/2020 à Gammaster (INB 147)**
Thème « Visite générale »
Réf. : [1] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [2] Règlement européen (CE) n° 744/2010 relatif à des substances qui appauvrissent la couche d'ozone pour ce qui concerne les utilisations critiques des halons [3] Courrier DGPR du 3 avril 2019 - Rappel du respect du règlement 744/2010 concernant l'utilisation de halon par votre société et demande d'information sur la substitution [4] Décision ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [5] Arrêté du 27 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [6] Arrêté du 4 octobre 2010 modifié relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la protection de l'environnement soumises à autorisation [7] Courrier CODEP-MRS-2013-064604 du 29 novembre 2013 - demande A5 [8] Courrier CODEP-MRS-2016-016862 du 25 avril 2016 - demande C2 [9] Décision n° CODEP-MRS-2018-019642 du Président de l'Autorité de sûreté nucléaire du 30 mai 2018 autorisant Synergy Health à modifier de manière notable les modalités d'exploitation autorisées de l'installation nucléaire de base n° 147, dénommée Gammaster située dans la commune de Marseille (Bouches du Rhône) [10] Inspection n° **INSSN-MRS-2019-0554 du 28/05/2019 - Sécurité des sources et** malveillance
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre de la surveillance des installations nucléaires de base prévue aux articles L. 596-1 à L. 59613 du code de l'environnement, une inspection à distance de l'INB 147 a eu lieu le 4 août 2020 sur le thème « Visite générale ». Faisant suite aux constatations des inspecteurs de l'ASN formulées à cette occasion, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection à distance de l'INB 147 du 4 août 2020 portait sur le thème « Visite générale ». L'inspection a été initiée le 4 août en visioconférence. Les inspecteurs ont examiné par sondage l'organisation mise en place pendant la période COVID 19, les CEP réalisés pendant cette période ainsi que certaines des suites de l'inspection [10] et la mise en œuvre des nouvelles prescriptions concernant les limites et les modalités de rejets et de surveillance de l'environnement. De plus, une visite de l'installation avec photographies, et un exercice de déclenchement de la « ligne de vie » située dans la casemate industrielle ont été réalisés à distance. Au vu de cet examen non exhaustif, l'ASN considère que l'exploitant doit être plus attentif au respect de la gestion et du suivi des échéances des contrôles réglementaires des équipements sous pression. Il doit également respecter ses engagements en termes de délai. L'organisation mise en place pour la période « Covid 19 » pour assurer la poursuite de l'activité apparait satisfaisante et n'appelle pas de remarque sur ce point.
## A. **Demandes D'Actions Correctives** Décision Incendie Et Mise En Œuvre Des Contrôles Décennaux De Requalification Sur Les Emballages De Transport Contenant Du Halon
Le halon 13011 **mis en œuvre sur l'installation Gammaster, au niveau du système d'extinction automatique**
d'incendie, se trouve sous forme liquéfié et sous pression dans des bouteilles également appelés emballages au titre de l'ADR2**. Ces emballages constituent des équipements sous pression transportables et sont donc**
redevables d'une épreuve hydraulique de requalification tous les dix ans afin de s'assurer du maintien de leur capacité de résistance à la pression. Ces équipements au nombre de six, sont pour trois d'entre eux raccordés au système d'extinction incendie de la casemate d'irradiation et pour les trois autres constituent un stock de réserve. Ces six équipements sont installés dans le local de traitement de l'eau de la piscine qui comprend également l'armoire d'entreposage de déchets nucléaires. Il est à noter que le halon est un gaz à effet de serre et le règlement européen [2] précise que ce gaz ne peut être utilisé au-delà du 31 décembre 2020, au plus tard. Ce délai vous a été rappelé par le courrier [3] de la direction générale de la prévention des risques du ministère de la transition écologique et solidaire.
Dans le cadre de la vérification de ces équipements, les inspecteurs ont vérifié les procès-verbaux des organismes de contrôle. Les épreuves hydrauliques n'ont pas été réalisées à la date prévue pour 3 de ces équipements. Les rapports établis par l'organisme agréé mentionnent, à la suite des CEP réalisés le 25/09/2019, d'une part la nécessité de réaliser un test hydraulique, et d'autre part de « passer l'installation » sur les bouteilles en stock et de détruire les bouteilles existantes. Les rapports réalisés le 18 mai 2020 mentionnent de nouveau la même observation
## Compte Tenu De L'Utilisation D'Équipements N'Ayant Pas Fait L'Objet D'Une Opération De Requalification Requise Par La Réglementation, Je Vous Informe Que Le Présent Courrier Est Transmis À L'Autorité Compétente, La Dreal Paca, Pour Suite À Donner.
Ces écarts, remettant en cause le fonctionnement correct du dispositif incendie, doivent être rapidement traités. Par ailleurs, je vous rappelle que le changement des bouteilles précédentes en juin 2009 avait donné lieu à un accident corporel, sur l'un de vos deux sous-traitants, consécutif au déclenchement intempestif d'un de ces emballages lors de sa manutention. Cet événement avait donné lieu d'une part, à une déclaration d'évènement référencée INC-2009-GAMMAS-001 compte tenu du classement EIS de cet équipement et d'autre part, a une information (réf 36232 du 4/06/2009) dans la base de connaissance nationale « ARIA » du Bureau d'Analyse des Risques et Pollutions Industriels (BARPI) au titre du retour d'expérience national des accidents technologiques. A1. Je vous demande d'assurer le suivi réglementaire des dispositifs de protection incendie de l'installation et de prendre en compte les remarques de vos organismes de contrôle. Vous m'informerez des dispositions compensatoires prises, les équipements présentant une nonconformité devant être condamnés, et de l'analyse de l'importance de cet écart au sens de l'article 2.6.4 de l'arrêté [1].
## Inventaire Des Équipements Sous Pression
Le III de l'article 6 de l'arrêté du 27 novembre 2017 [5] dispose : « **L'exploitant tient à jour une liste des récipients** fixes, des générateurs de vapeur et des tuyauteries soumis aux dispositions du présent arrêté, y compris les équipements ou installations au chômage. Cette liste indique, pour chaque équipement, le type, le régime de surveillance, les dates de réalisation de la dernière et de la prochaine inspection et de la dernière et de la prochaine requalification périodique. L'exploitant tient cette liste à la disposition des agents chargés de la surveillance des appareils à pression. » Vous avez indiqué aux inspecteurs que cette liste des équipements n'était pas à jour. A2. **Je vous demande de mettre à jour la liste des équipements sous pression présents dans votre**
installation selon les items mentionnés dans l'article 6 de l'arrêté du 27 novembre 2017 [5].
## Suivi En Service Des Équipements Sous Pression
Le tableau de l'inventaire des ESP présenté mentionne toujours « le réservoir Massal », équipement qui devait être détruit au 1/06/2018 et remplacé temporairement par un équipement en location. La production d'air comprimé est nécessaire au fonctionnement du système de levée des sources et l'équipement précité participe à cette fonction. A3. **Je vous demande de vous assurer, pour l'équipement ayant remplacé le réservoir Massal**
détruit en 2018, que vous disposez de l'ensemble des documents réglementaires requis par l'arrêté du 27 novembre 2017 [5] et de m'indiquer ses éléments constitutifs.
## Agressions Externes
L'article 21 de l'arrêté [6] dispose :
« **L'installation des protections fait l'objet d'une vérification complète par un organisme compétent, distinct de** l'installateur, au plus tard six mois après leur installation. Une vérification visuelle est réalisée annuellement par un organisme compétent. L'état des dispositifs de protection contre la foudre des installations fait l'objet d'une vérification complète tous les deux ans par un organisme compétent. Toutes ces vérifications sont décrites dans une notice de vérification et de maintenance et sont réalisées conformément à la norme NF EN 62305-3, version de décembre 2006. Les agressions de la foudre sur le site sont enregistrées. En cas de coup de foudre enregistré, une vérification visuelle des dispositifs de protection concernés est réalisée, dans un délai maximum d'un mois, par un organisme compétent. Si l'une de ces vérifications fait apparaître la nécessité d'une remise en état, celle-ci est réalisée dans un délai maximum d'un mois. »
Les inspecteurs ont noté à la lecture du rapport de vérification périodique concernant la protection des installations contre la foudre, effectué par l'organisme agréé à la suite de sa visite du 30/09/2019, que ce dernier mentionnait des points non vérifiés ayant pour intitulé : les fusibles/disjoncteurs de parafoudres, parafoudres mis en œuvre correctement, télécommande du paratonnerre à dispositif d'amorçage absent. Vous avez indiqué que l'installation était équipée de paratonnerres mais pas de parafoudres. L'exploitant n'a ainsi pas pu démontrer la conformité de son installation électrique vis-à-vis du risque foudre. A4. **Je vous demande réaliser un examen de la conformité de votre installation vis-à-vis de la**
règlementation en vigueur concernant la protection contre le risque foudre qui précisera notamment l'existence de dispositifs de protections. Si ces résultats sont connus, vous m'indiquerez les travaux nécessaires à sa mise en conformité. En cas de présence de parafoudre vous me préciserez pour quelle raison ces derniers n'ont pas été vérifiés lors du contrôle réglementaire annuel.
## B. **Compléments D'Information** Application De L'Arrêté Inb
L'article 2.2.1 de l'arrêté du 7 février 2012 [1] dispose « *L'exploitant notifie aux intervenants extérieurs les* dispositions nécessaires à l'application du présent arrêté. » Vous n'avez pu présenter le courrier de votre sous-traitant attestant de sa prise en compte des exigences de l'arrêté du 7 février 2012 dans la mise en œuvre des contrats passés dans le domaine de la protection physique. Vous avez précisé ne pas lui avoir transmis ces exigences. Il est à noter que les dispositifs concernés sont identifiés comme élément important pour la protection (EIP) des intérêts et que l'activité les concernant est une AIP au titre de l'arrêté [1]. B1. Je vous demande de notifier aux intervenants extérieurs dans le domaine de la protection physique, les dispositions nécessaires à l'application de l'arrêté du 7 février 2012 [1] conformément à l'article 2.2.1 de cet arrêté. Vous m'informerez de cette notification.
## Gestion Des Écarts
Vous avez indiqué qu'en cas d'écart identifié, les actions correctives étaient suivies spécifiquement pour chaque affaire. Vous avez également précisé suivre ces actions correctives. Si vous avez bien amélioré votre gestion des écarts en les traitants individuellement pour éviter de solder des actions non traitées comme cela vous avez été demandé lors de l'inspection du 9 octobre 2013 [7] puis du 29 mars 2016 [8] pour le respect des dates cibles, votre gestion des écarts demande encore à être harmonisée. B2. **Je vous demande de me préciser comment est réalisé le pilotage et le suivi de l'ensemble des**
écarts et anomalies détectées sur l'installation. Vous préciserez dans le SGI votre méthodologie de traitement des écarts conformément à l'article 2.4.1 de l'arrêté [1].
Vous avez indiqué, à la suite de la mise en place du nouveau contrôle commande de l'installation à la suite de l'autorisation [9] que vous aviez rencontré une anomalie dans la gestion de l'ouverture de la porte d'entrée de la casemate lors de la réalisation des essais périodiques. B3. Je vous demande, dans le cadre de l'implantation du nouveau contrôle commande qui vous a été accordée par décision [9], de préciser les anomalies rencontrées et les moyens de remédiation.
## C. **Observations**
Vous avez indiqué, compte tenu de la situation d'urgence sanitaire, que certains des engagements issus des suites de l'inspection précédente du 28 mai 2019 [8] n'avaient pu être soldés. Vous avez précisé que vous proposeriez un nouvel échéancier de réalisation.
C1. Il conviendra de transmettre un nouvel échéancier permettant de solder avant la fin de l'année 2020 les engagements pris à l'issue de l'inspection du 28 mai 2019 [8].
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 réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera également mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
L'adjoint au chef de la division de Marseille de l'Autorité de sûreté nucléaire, Signé par Pierre JUAN |
INSSN-LYO-2020-0988 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 18 août 2020 N° Réf. : CODEP-LYO-2020-041207 ORANO Cycle
**Direction de la chimie de l'uranium**
BP 29 26701 PIERRELATTE Cedex Objet : **Contrôle des installations nucléaire de base (INB)**
Usines de conversion Philippe Coste de Pierrelatte (ex COMURHEX) - INB n° 105 Thème : « incendie - gestion des détections automatiques d'incendie » Référence à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2020-0988 du 21 juillet *2020* Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base [3] Décision ASN n° 2014-DC-0417 du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [4] Compte-rendu d'événement significatif (CRES) de l'événement déclaré le 5 décembre 2019 référencé TRI-20-003160 du 27 février 2020 Monsieur le directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection inopinée a eu lieu le 21 juillet 2020 sur les usines de conversion de l'hexafluorure d'uranium (UF6) du site nucléaire Orano de Pierrelatte, sur le thème de la gestion des détections automatiques d'incendie. À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection inopinée du 21 juillet 2020 a porté sur la gestion des détections automatiques d'incendie (DAI) présentes dans les différentes installations du périmètre de l'INB n°105. Elle fait notamment suite à l'événement significatif pour la sûreté, déclaré le 5 décembre 2019, relatif l'inhibition, par erreur et non détectée pendant 7 jours, du report d'alarme de la centrale DAI de la Structure 2000 de l'INB ainsi qu'à l'événement intéressant détecté le 5 mai 2020 relatif à l'inhibition fortuite, et non détectée pendant 11 jours, de plusieurs zones DAI de la Structure 2200 (installation à l'arrêt et mise en sécurité). Cette inspection visait à s'assurer que l'exploitant gère les DAI de ses installations conformément à la réglementation, notamment à l'arrêté fixant les règles générales relatives aux INB [2] et à la décision de l'ASN relative aux règles applicables aux INB pour la maîtrise des risques liés à l'incendie [3], ainsi qu'à son propre référentiel. Elle avait également pour but d'approfondir l'analyse des deux événements précités et de mieux en comprendre les circonstances et les causes, de manière à s'assurer que les mesures correctives proposées par l'exploitant sont suffisantes. Les inspecteurs ont également contrôlé que les engagements pris ont été mis en œuvre. Enfin, ils se sont rendus sur les aires 72A et 52 de déchets nucléaires, auprès des centrales DAI des Structures 2000 et 8000 et en salle de conduite centralisée (SCC). Cette inspection a permis de détecter que les exigences relatives aux éléments importants pour la protection (EIP) édictées par l'arrêté [2] ne sont pas déclinées pour les DAI de l'INB n°105. De plus, du fait des reports en chaine des informations des DAI d'installations en installations l'exploitant n'est pas en mesure d'avoir, en permanence, une vision exhaustive de l'état des DAI sur ses installations. Les inspecteurs ont également relevé que les DAI des installations les plus anciennes devaient être remises à niveau pour rétablir un niveau de fiabilité suffisant. Le compte-rendu de l'événement significatif déclaré le 5 décembre 2020 doit par ailleurs être complété pour analyser et tirer le retour d'expérience du délai excessif d'intervention sur le capteur DAI en dérangement, de l'absence de prise en compte des informations disponibles indiquant l'inhibition de la centrale DAI de la St 2000, de l'absence de détection de la durée excessive de l'inhibition de la DAI par les contrôles demandés à UPMS et à l'exploitant et de l'absence d'analyse de risque systématique et de mesures compensatoires lors des inhibitions de DAI pour dérangement. Les inspecteurs ont également relevé que le retour d'expérience des deux événements examinés lors de cette inspection devait être généralisé à toutes les installations du périmètre de l'INB n°105, qu'elles soient INB ou ICPE, en fonctionnement ou à l'arrêt. Ce retour d'expérience pourra utilement être partagé avec les autres INB de la plateforme ORANO du Tricastin.
## A. Demandes D'Actions Correctives Respect Des Dispositions Relatives Aux Eip
Selon les règles générales d'exploitation de l'INB n°105, à l'indice 18, la DAI constitue l'élément important pour la sûreté (EIS) I.9 et l'EIP I.3.13 de l'INB n°105, associée à la fonction de confinement statique et dont les critères de qualité définis sont la fiabilité et la disponibilité. Par ailleurs, les RGE précisent que, pour la maîtrise du risque incendie, le domaine de fonctionnement nominal est caractérisé notamment par la surveillance par des DAI de tous locaux présentant un risque d'incendie (procédé ou entreposage) et une présence de matière uranifère. Les inspecteurs ont relevé que l'exploitant n'avait pas mis en place les dispositions exigées par le chapitre V du titre II de l'arrêté [2] relatif aux éléments et activités importants pour la protection, notamment le contrôle technique et la traçabilité, pour les diverses interventions, courantes ou exceptionnelles, sur ces EIP. L'absence de contrôle technique a très probablement contribué aux défauts de prise de conscience de l'acte d'inhibition réalisé et aux problèmes de compréhension et de communication à son sujet. Demande A1 : **Je vous demande de définir et de mettre en œuvre des modalités de** déclinaison des dispositions relatives aux EIP de l'arrêté [2], pour la DAI de l'INB n°105, notamment celles du chapitre V du titre II relatif aux éléments et activités importants **pour la** protection. **Vous déclinerez également ces pratiques dans le référentiel des installations** classées pour **la protection de l'environnement (ICPE) en fonction des risques existants.** Conformément à l'engagement pris dans le compte-rendu d'événement significatif (CRES) de l'événement déclaré le 5 décembre 2019 [4], l'exploitant a mis en place une interdiction électronique d'inhibition de report d'un défaut de synthèse des centrales DAI de l'INB 105. Les inspecteurs ont consulté le rapport d'intervention du 7 mai 2020. Demande A2 : Cette intervention ayant été réalisée sur un EIP, sans contrôle technique, je vous demande de v**ous assurer qu'elle a été réalisée selon les exigences définies et qu'elle n'a** pas remis en question les fonctions **de la DAI et les exigences définies associées.**
## Information Disponible Relative À L'État De La Surveillance Incendie
L'article 3.1.3 de la décision [3] demande à ce que la défaillance des systèmes ou dispositifs de détection incendie et des dispositifs de sécurité asservis fasse l'objet d'une alarme reportée en un lieu où une présence permanente de personnel de surveillance est assurée. Les inspecteurs ont relevé que les inhibitions réalisées sur une des zones couvertes par les centrales DAI de la Structure 2000 (aire 61, aire 72, Structure 2000 (St 2000)) et de la St 1600, notamment, ne sont visibles que sur celles-ci ou sur celle de la St 8000 (ancienne salle de conduite de Comurhex 1).
Elles ne sont donc pas visibles sur les systèmes de surveillance de la SCC. Conformément au mode opératoire relatif à l'inhibition de la DAI sur le périmètre R2A, référencé TRICASTIN-19-003891, v1.0 du 11 juin 2019, l'exploitant R2A informe l'UPMS des inhibitions et remise en service des DAI qu'il réalise. Cependant, il ne prévient pas la SCC de ces actions. Par ailleurs, la centrale DAI de la St 8000 regroupe les DAI de nombreuses installations anciennes mais encore en exploitation ou contenant des matières dangereuses ou radioactives. En cas d'alerte concernant la St 8000 sur la baie (« hors service », « dérangement » ou « alarme »), l'exploitant doit se rendre en salle de conduite de la St 8000 pour identifier l'origine de l'alarme. Cette action est explicitée dans la consigne TRICASTIN-16-005305, v. 3.0, relative à la conduite à tenir en cas d'alarme sur la baie PSI et/ou le tableau de sécurité. Cette situation ne permet pas d'avoir en permanence une vision de l'état de la surveillance incendie des installations et nécessite un délai de déplacement pour connaitre le lieu du capteur qui est en alerte. De plus, le fait d'avoir un capteur en défaut, hors service ou en alarme masque d'autres alertes, du même type, pouvant survenir sur le périmètre de la même centrale DAI. Demande A3 : Je **vous demande d'analyser la conformité de l'architecture de la surveillance** incendie des installations par rapport aux dispositions de l'article 3.1.3 de la décision [3] **et, le** cas échéant, de prendre des dispositions pour sa remise en conformité. **Vous vous assurerez** également que le PC de l'UPMS dispose des informations suffisantes relatives à l'état de la surveillance incendie des installations comprises dans le périmètre de l'INB n°105. Lors de l'événement significatif déclaré le 5 décembre 2019, le report, depuis la St 8000 vers la SCC, de toute la centrale DAI de la St 2000, qui couvre également les aires 61 et 72, a été inhibé durant 7 jours. Le chef de quart avait compris que seul un capteur de la DAI de l'aire 72A avait été inhibé alors que c'était toute la centrale DAI de la St 2000 qui l'avait été. Les inspecteurs ont compris grâce aux explications des techniciens spécialistes des DAI que l'information de cette inhibition de la centrale DAI complète remontait bien en SCC par l'allumage de la verrine « St 8000 hors service ». La consigne TRICASTIN-16-005305, v. 3.0, relative à la conduite à tenir en cas d'alarme sur la baie PSI et/ou le tableau de sécurité, demande à ce qu'un opérateur se rende en St 8000 pour identifier l'origine de l'alarme. Cette action n'a visiblement pas été réalisée ou n'a pas permis de détecter la situation. Ce n'est que 7 jours plus tard, qu'un prestataire travaillant sur la centrale DAI de la St 8000, pour des raisons indépendantes de l'événement significatif déclaré le 5 décembre 2019, s'est rendu compte fortuitement que le report de la centrale DAI de la St 2000 était inhibé. L'absence ou la défaillance de la prise en compte de l'alerte « St 8000 hors service » n'est pas analysée dans le CRES [4]. Par ailleurs, le mode opératoire d'utilisation du cahier de suivi des inhibitions de détection incendie, référencé CXP-12-004879, V 4.0, identifie l'absence de remontée en SCC des inhibitions des DAI déportées en structure. Dans le but de vérifier l'état des installations sur les centrales DAI déportées et sur la centrale DAI de la St 8000, il demande en conséquence que chaque intervention réalisée sur une centrale DAI fasse l'objet d'un contrôle sur la situation (zones DAI inhibées, défaut, etc.) et que toute anomalie soit mentionnée dans la case observation de l'imprimé journalier de suivi des inhibitions. L'absence de réalisation de ce contrôle de situation ou son échec n'a pas permis de détecter plus tôt l'inhibition du report, depuis la St 8000 vers la SCC, de toute la centrale DAI de la St 2000. Selon le CRES [4], contrairement au chef de quart des installations de la conversion qui avait compris qu'un seul capteur avait été inhibé, le PC de l'UPMS avait bien eu, par message téléphoné, l'information de l'inhibition de toute la centrale DAI de la St 2000. La procédure d'inhibition et de remise en service de la DAI sur le site du Tricastin, référencée TRICASTIN-15-008543, v. 1 du 21 octobre 2015, il est demandé à l'opérateur PC UPMS de réaliser un point d'arrêt, à l'aide du cahier de messages téléphonés, des DAI maintenues inhibées sous couvert du chef de brigade à 16 h et à 20 h avant les départs de postes, et d'en rendre compte au chef de brigade et à l'exploitant. Les opérateurs du PC UPMS n'ont pas identifié l'enjeu associé à l'inhibition complète de la centrale DAI de la St 2000. Ces points ne sont pas analysés dans le CRES [4]. Demande A4 : **Je vous demande de compléter le CRES [4] en analysant plus précisément** pourquoi la réelle nature de l'inhibition réalisée (toute la centrale DAI de la St 2000 et pas seulement un capteur de l'aire 72A) n'a pas été découverte **malgré les outils existants (verrine** « St 8000 hors service », information présente sur l'armoire DAI de la St 8000, **contrôle de** situation demandé par le mode opératoire d'utilisation du cahier de suivi des inhibitions de détection incendie, référencé CXP-12-004879, information transmise à UPMS …). **Vous en** tirerez le retour d'expérience **et les mesures correctives adaptées.**
## Vérification De La Remise En Service Des Dai 4
Le mode opératoire d'utilisation du cahier de suivi des inhibitions de détection incendie, référencé CXP-12-004879, V 4.0, spécifie que la personne en charge du cahier d'inhibition remplit celui-ci en fonction des informations reçues lors de l'inhibition ou de la remise en service de la DAI. Ce cahier permet de suivre les inhibitions et remises en service des DAI. Par ailleurs, selon la procédure d'inhibition et de remise en service de la DAI sur le site du Tricastin, référencée TRICASTIN-15-008543, v. 1 du 21 octobre 2015, il est demandé à l'opérateur PC UPMS de réaliser un point d'arrêt, à l'aide du cahier de messages téléphonés, des DAI maintenues inhibées sous couvert du chef de brigade à 16 h et à 20 h avant les départs de postes, et d'en rendre compte au chef de brigade et à l'exploitant. Or la « boucle de rattrapage » mise en place par la procédure TRICASTIN15-008543 n'a pas permis de détecter que la centrale DAI de la St 2000 était restée inhibée pendant 7 jour. Ces points ne sont pas analysés dans le CRES [4]. Demande A5 : **Je vous demande de compléter le CRES [4] en analysant plus précisément** pourquoi l'organisation mise en place, au niveau de l'exploitant et du PC de l'UPMS, pour s'assurer que les inhibitions sont levées dans des délais acceptables n'**ont pas été mises en** œuvre. Vous en tirerez le retour d'expérience **et les mesures correctives adaptées.**
## Délais D'Intervention Sur La Dai
Les inspecteurs se sont intéressés au délai important d'intervention du prestataire chargé de l'entretien des réseaux sécurité sur le capteur DAI de l'aire 72A, à l'origine de l'événement déclaré le 5 décembre 2019.
## Ils Ont Relevé Que :
- Un premier avis de panne n°100817864 avait été émis le jour du dérangement du capteur DAI, le 22 novembre 2019 tôt dans la matinée, mais il a été adressé sur toute la St 2000 et non sur la DAI de la St 2000, il n'a donc pas abouti ;
- Un deuxième avis de panne n°100818811 a été émis le 24 novembre mais n'a pas été adressé à la bonne entreprise, le bon prestataire ne l'a reçu que le 25 novembre et est intervenu le 26 novembre alors que l'avis de panne avait une priorité « P1 ».
Or, selon le cahier des clauses techniques du contrat de maintenance globalisé du réseau de sécurité et de surveillance du site du Tricastin, référencé TRICASTIN-18-020640, v. 2.0 du 19 septembre 2019, une demande d'intervention priorisée « P1 » doit être traitée « immédiatement ». Par ailleurs, il est prévu qu'en réunion de début quart, à laquelle participe le service de maintenance, soit évoquées les demandes d'intervention en attente, sur la base des infos recueillies dans le cahier de quart notamment. Ce point oral n'a pas permis de détecter le retard dans la réalisation de l'intervention sur le capteur de la DAI de l'aire 72A. Ces différents écarts n'ont pas été analysés dans le CRES [4]. Demande A6 : **Je vous demande de compléter le CRES [4] en analysant plus précisément** pourquoi il a fallu 4 jours pour que l'intervention sur le capteur de la DAI de l'aire 72A **ait lieu.** Vous en tirerez le retour d'expérience **et les mesures correctives adaptées.**
## Fiabilité Des Dai
Les inspecteurs ont relevé que certains capteurs DAI étaient fréquemment en dérangement. C'est le cas par exemple de ceux de l'aire 72A et de la zone 14 de la Structure 2000. L'exploitant a indiqué que certains dérangements récurrents étaient liés à des infiltrations d'eau dans les câblages. Les inspecteurs ont relevé sur les fiches d'évaluation de la sûreté des chefs de quart, référencées TRICASTIN-20001111, v.4 du 25 mai 2020, que l'indication « dérangement St8000 » y était régulièrement mentionnée. La fiche de CONSTAT 20T-000472 relative à l'inhibition fortuite de 5 zones de la DAI de la St 2200 mentionne également que la présence d'eau pourrait être à l'origine du dérangement d'un capteur de la DAI de la St 2200 et évoque la nécessité de faire un analyse de la vétusté de ce réseau DAI. Les inspecteurs ont également relevé sur les installations que les câblages des DAI étaient anciens et non protégés du rayonnement solaire et des eaux pluviales. Cette situation n'est pas compatible avec les exigences de fiabilité et de disponibilité associées à l'EIP relatif à la DAI. Elle n'est pas non plus conforme avec les dispositions de l'article 3.1.1 de la décision [4] qui impose que les systèmes et dispositifs de détection incendie sont conçus et réalisés de façon à être efficaces et à fonctionner en permanence et qu'ils doivent être entretenus de façon à réduire au minimum toute période d'indisponibilité. Dans le CRES [4], vous vous étiez engagé à analyser l'état de la boucle du réseau incendie de l'aire 72A vers la St 2000 pour le mois de mai 2020 (non encore réalisée au 21 juillet 2020) et à établir le retour d'expérience de l'historique des dysfonctionnements du réseau incendie des installations à l'arrêt, en vue de déterminer les actions correctives pour le mois d'octobre 2020. Demande A7 : **Je vous demande d'élargir ce retour d'expérience aux installations en** fonctionnement, présentant des risques d'incendie, **et pour lesquelles la question du** vieillissement et de la fiabilité se pose, indépendamment du fait qu'elles soient **INB ou ICPE.** Vous vous positionnerez sur le respect de vos réseaux DAI par rapport aux normes applicables et prendrez les dispositions pour vous remettre en conformité dans un délai acceptable au vu des enjeux.
## Mesures Compensatoires
Les inspecteurs ont relevé qu'en dehors de celles réalisées dans le cadre d'un permis de feu, les inhibitions de DAI, du fait de leur dérangement par exemple, ne font pas l'objet d'analyse de risque permettant de déterminer et justifier les mesures compensatoires, les mesures correctives et leur degré de priorité. Les DAI étant des EIP pour lesquels la disponibilité de la fonction est attendue, cette situation n'est pas acceptable. A noter que la procédure d'inhibition et de remise en service de la DAI sur le site du Tricastin, référencée TRICASTIN-15-008546, v. 1 du 21 octobre 2015, prévoit que le chef de quart mette en œuvre des mesures compensatoires lors des inhibitions des DAI. Les inspecteurs ont relevé par ailleurs que le référentiel de l'INB n°105 ne prévoit pas de durée d'indisponibilité acceptable des DAI ou de mesure compensatoire « type ». Le CRES [4] identifie bien qu'aucune mesure compensatoire n'a été mise en œuvre à la suite de la détection du dérangement du capteur de la DAI de l'aire 72A mais n'analyse pas ce point et ne propose pas de mesure corrective. Demande A8 : **Je vous demande de prendre des dispositions pour vous assurer que pour** toute inhibition ou maintien en dérangement de DAI, une analyse de risque justifiant des mesures compensatoires et correctives et de leur degré de priorité soit réalisée et tracée, de manière à maintenir la fonction de surveillance incendie à un niveau adapté. Demande A9 : Vous vous positionnerez sur la pertinence de définir dans **votre référentiel des** durées d'indisponibilités pour les DAI.
## Engagements Pris À La Suite De L'Événement Déclaré Le 5 Décembre 2019
Dans le CRES [4], l'exploitant s'est engagé à sensibiliser les chefs de quart et opérateurs « CRE » (contrôle maintenance régulation) aux enjeux de l'événement déclaré le 5 décembre 2019 ainsi qu'à la communication pour le mois de mars 2020. Bien que l'action soit indiquée comme soldée dans la fiche CONSTAT 19T-001466, à la date du 13 mai 2020, les inspecteurs ont noté qu'un des chefs de quart et tous les CRE n'avaient pas encore participé à cette sensibilisation. L'exploitant a indiqué que les CRE suivraient cette sensibilisation à l'occasion d'une formation sur les DAI. Demande A10 : Je vous demande de prendre des dispositions pour solder votre engagement dans un délai acceptable.
## Points Divers
Les inspecteurs ont relevé que les portes coupe-feu de la St8000 ne se refermaient plus automatiquement. Demande A11 : Je vous demande de réparer le ferme-porte des portes coupe-feu de la St 8000 de manière à **ce qu'elles se referment seules.** Les inspecteurs ont relevé que les extincteurs disposés dans l'aire 52 étaient posés au sol sans signalisation. Demande A12 : **Je vous demande de fixer des systèmes de maintien de ces extincteurs et de** marquer clairement leurs emplacements.
## B. Demandes De Compléments D'Information 7
Pour les installations du périmètre R2A, les DAI peuvent être inhibées par du personnel R2A ou par les CRE de l'usine Philippe Coste. Les inspecteurs ont relevé que selon que l'intervention soit réalisée par l'une ou l'autre des équipes, les documents opérationnels et les actions diffèrent légèrement, notamment, en termes de traçabilité. Par exemple, le mode opératoire d'utilisation du cahier de suivi des inhibitions de détection incendie, référencé CXP-12-004879 V 4.0 demande, pour vérifier l'état des installations sur les centrales DAI déportées et sur la centrale DAI de la St 8000, que chaque intervention réalisée sur une centrale DAI fasse l'objet d'un contrôle sur la situation (zones DAI inhibées, défaut, etc.) et que toute anomalie soit mentionnée dans la case observation de l'imprimé journalier de suivi des inhibitions. Cette pratique, ainsi que le format du cahier de suivi ne sont pas déclinés par le personnel R2A.
Demande B1 : Je vous demande d'analyser l'impact des **écarts entre les pratiques du**
personnel R2A et les CRE de l'usine Philippe Coste pour les interventions sur les DAI et, le cas échéant, de les homogénéiser.
Les inspecteurs se sont intéressés au traitement de l'événement intéressant, référencé CONSTAT 20T000472, relatif à l'inhibition fortuite de 5 zones de la DAI de la St 2200 (installation arrêtée et mise en sécurité), via la centrale DAI qui se trouve en St 1600. Ces inhibitions auraient été réalisées par erreur, en consultant la centrale DAI qui a des défauts d'ergonomie. En conséquence, l'exploitant a prévu des mesures correctives relatives à la documentation et à l'affichage d'une mise en garde auprès de cette centrale DAI. Il n'a toutefois pas investigué si ce retour d'expérience pouvait concerner d'autres centrales DAI du périmètre de l'INB n°105.
Demande B2 : **Je vous demande de généraliser le retour d'expérience de l'événement**
intéressant, référencé CONSTAT 20T-**000472, relatif à l'inhibition fortuite de 5 zones de la DAI** de la St 2200, à toutes les centrales DAI du périmètre de l'INB n°105 qui pourraient présenter des difficultés d'ergonomie. Conformément à l'engagement pris dans le compte-rendu d'événement significatif (CRES) de l'événement déclaré le 5 décembre 2019 [4], l'exploitant a mis en place une interdiction électronique d'inhibition de report d'un défaut de synthèse des centrales DAI de l'INB 105. L'exploitant n'a toutefois pas pris en compte ce retour d'expérience pour les installations ICPE comprises dans le périmètre de l'INB 105.
Demande B3 : Je vous demande d'analyser la pertinence de ce retour d'expérience vis**-à-vis**
des installations ICPE comprises dans le périmètre de l'INB 105 et, le cas échéant, de l'y décliner. Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont relevé qu'un capteur de la DAI du sas d'entrée de la St 2000 avait été inhibé brièvement à 14h58. L'exploitant n'a pas été en mesure de justifier cette intervention sur la centrale DAI ou d'en trouver une trace écrite.
Demande B4 : Je vous demande d'analyser les causes de cette inhibition et, le cas échéant, de prendre des dispositions pour vous assurer de la maîtrise des interventions sur les centrales DAI.
## Points Divers
Au début de chaque quart, le chef de quart doit renseigner une « fiche d'évaluation de la sûreté des chefs de quart », référencée TRICASTIN-20-001111, v.4 du 25 mai 2020. Il doit notamment y mentionner l'état des DAI en répondant par « oui » ou « non » à la mention « aucun dérangement sur baie DAI ». Cette formulation peut amener à des confusions sur la façon d'interpréter le sens de la réponse « oui » ou « non ».
Demande B5 : Je vous demande de statuer sur la pertinence de la formulation de la « **fiche**
d'évaluation de la sûreté des chefs de quart **». Le cas échéant, vous procéderez à la clarification** de ce formulaire. Les inspecteurs ont relevé, lors de la visite de la St 8000, qu'une alarme relative à la zone d'échantillonnage était déclenchée sur la baie de la centrale DAI de la St 400. L'exploitant a indiqué que le détecteur en question visait à surveiller les dégagements d'acide fluorhydrique et que cette alarme était prise en compte et obsolète.
Demande B6 : Je vous demande de justifier de la prise en compte de cette alarme.
Les inspecteurs ont relevé la présence d'un robinet d'incendie armé (RIA) dans la St 8000 sur lequel était indiqué « hors d'usage ».
Demande B7 : **Je vous demande de m'indiquer et de justifier le statut de cet équipement.**
Dans le cas où il serait retiré d'exploitation, je vous demande de l'évacuer des installations. Les inspecteurs ont relevé la présence d'objets, visiblement abandonnés, dans le local de la centrale DAI de la St 8000, ancienne salle de conduite qui n'est désormais plus exploitée.
Demande B8 : Je vous demande de procéder à l'évacuation des déchets ou du matériel non nécessaire dans la St 8000. C. **Observations** Sans objet.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'expression de ma considération distinguée.
## L'Adjoint À La Chef De Division,
Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-CAE-2020-0098 | DIVISION DE CAEN
Caen, le 30 juillet 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-038450 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Cycle de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement Orano Cycle de La Hague Inspection n° INSSN-CAE-2020-0098 Démantèlement de l'INB n°80 Réf. : **[1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V**
[2] Courriers électroniques d'Orano vers l'ASN en date des 2, 8 et 9 juillet 2020
[3] Décret n°2009-961 du 31 juillet 2009 autorisant AREVA NC à procéder aux opérations de mise à l'arrêt définitif et de démantèlement de l'installation nucléaire de base n°80 dénommée atelier « Haute activité oxyde » et située sur le centre de La Hague
[4] Courrier CODEP-CAE-2019-006648 du 19 février 2019 Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection a eu lieu les 7 et 10 juillet 2020 concernant l'établissement Orano Cycle de La Hague. Elle a concerné le démantèlement de l'INB n°80 et a consisté en deux contrôles à distance complémentaires. J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection annoncée des 7 et 10 juillet 2020 a concerné l'installation nucléaire de base (INB) no 80 implantée sur le site de La Hague exploité par Orano Cycle. Elle a porté sur le démantèlement des installations. Les inspecteurs ont examiné l'avancement des études de faisabilité pour le nouveau scénario global de démantèlement de l'atelier HAO/Sud1**. Ils ont porté une attention particulière sur la mise en**
œuvre du programme d'investigation pour cet atelier. Les inspecteurs ont également examiné l'avancement et la surveillance des opérations réalisées au niveau de la piscine 9072 **(opérations**
d'assainissement) et au niveau de la piscine 9033 **(opérations de traitement des boues). Enfin, ils ont**
examiné les modalités de définition et de mise en œuvre de programme de maintenance pour les gros équipements au sein de l'INB n°**80 de façon plus générale.**
Cette inspection a été réalisée sous le format de deux contrôles à distance complémentaires. Ces contrôles à distance ont été menés sur la base de documents transmis par Orano Cycle [2] en réponse aux différents points d'un ordre du jour porté à sa connaissance 15 jours avant la première réunion téléphonique d'échange du 7 juillet 2020. Les inspecteurs considèrent que l'organisation définie et mise en œuvre sur le site de La Hague pour mener les opérations de démantèlement de l'INB n°**80 autorisées par le décret [3] apparaît perfectible.**
Les inspecteurs estiment qu'Orano Cycle doit prendre toutes les dispositions, en particulier pour :
- justifier la marge qui sera prise pour le démantèlement de l'INB n°**80 considérant que la rédaction du**
dossier de démantèlement attendu pour fin 2020 est basée sur des scénarios de niveau de fin de faisabilité. Orano Cycle devra également définir et justifier, dans le dossier de démantèlement, les échéances associées à la suppression des interactions avec l'atelier NPH4 de l'INB n°**117 ;**
- **garantir la réalisation du programme d'investigations nécessaires à la consolidation du scénario de**
démantèlement de l'INB n°80, en particulier pour la lèchefrite de la cellule 904 ;
- **garantir la maîtrise du risque d'inondation de la cellule 904 ou encore la disponibilité de la cellule 907**
avant le début des opérations de démantèlement. Orano Cycle doit définir, planifier et réaliser les modifications associées avant le démantèlement des cellules 904 et 906 de l'atelier HAO/Sud ;
- démontrer le caractère opérationnel de la ligne d'envoi vers le silo HAO5 **des résultats des opérations**
de chasse matière dans la cellule 906 ;
- **maîtriser le flux de sortie des déchets du bâtiment HAO/Sud au regard du résultat de l'étude de flux**
qui met en évidence un goulot d'étranglement notamment pour des opérations de démantèlement des cellules 904 et 906 réalisées en parallèle.
Les inspecteurs retiennent de cette inspection les points positifs suivants :
- **la mise en place de comités techniques dans le cadre du déroulement du plan de conception du**
nouveau scénario ;
- **la traçabilité des actes de surveillance et la rigueur associée, pour les opérations au niveau de la piscine**
903 et au niveau de la piscine 907.
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Marge Pour Le Démantèlement De L'Inb N**°80
principales cellules de niveau de fin de faisabilité. Ils ont également indiqué que des études de consolidation du scénario global de démantèlement de l'atelier HAO/Sud seraient menées à compter de début 2021. Les inspecteurs ont rappelé par ailleurs que le dossier de démantèlement attendu pour fin 2020 devait prendre en compte les opérations de suppression des interactions, en cas de vent ou de séisme, entre l'atelier NPH de l'INB n°117 et les bâtiments concernés de l'INB n°**80 (à savoir le bâtiment de la nouvelle**
filtration6 et le bâtiment HAO/Nord7**). Or, le 10 juillet 2020, les calendriers associés aux opérations de**
suppression des interactions n'étaient pas encore validés. Vos représentants ont indiqués que ces calendriers en cours de finalisation dans le cadre d'un projet porté par la direction des grands projets de La Hague, seraient transmis à l'ASN au cours de l'été 2020.
Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour définir, en les justifiant, des marges raisonnables pour le démantèlement de l'INB n°80. Vous me communiquerez les plans d'action et les échéances correspondantes pour les points de vigilance associés à la faisabilité du démantèlement de l'atelier HAO/Sud (i.e. aux faisabilités du démantèlement des cellules 904, 906 et aménagement de la cellule 916) considérant les études de consolidation de scénario à venir et les échéances pour la suppression des interactions entre l'INB n°80 et l'INB n°**117 en cas de**
séisme ou d'agressions climatiques.
## A.2 **Réalisation Des Investigations Dans L'Atelier Hao/Sud**
Le programme général d'investigation de l'atelier HAO/Sud présente l'ensemble des investigations à réaliser pour les besoins du scénario de démantèlement de l'atelier.
Dans le cadre de la préparation de l'inspection sur le démantèlement de l'INB n°**80, les inspecteurs ont**
examiné le programme de l'atelier HAO/Sud en date du 20 septembre 2019 que vous aviez porté à la connaissance de l'ASN à l'occasion du point d'avancement sur le projet fait le 12 novembre 2019. Ils ont sélectionné des investigations portant notamment sur la cellule 904, et dont les échéances prévisionnelles de disponibilité des résultats étaient dépassées. Le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que certaines investigations avaient été reportées et d'autres avaient été annulées. Ils ont par ailleurs présenté la dernière version du programme en date du 26 mars 2020 en précisant que la liste des investigations était susceptible d'évoluer pour tenir compte des besoins des études et de la réalisation des opérations.
Les inspecteurs relèvent toutefois que pour les investigations contrôlées par sondage, et maintenues dans le programme mis à jour en mars 2020, les échéances fixées dans la version de septembre 2019, bien que non respectées, n'avaient pas été redéfinies dans cette nouvelle version. C'est le cas pour les investigations suivantes qui n'étaient pas réalisées le 7 juillet 2020, relatives au voile entre les cellules 904 et 813 ou encore au mode de fixation du bâti-cisaille dans la cellule 904 ainsi qu'à la caractérisation radiologique de ses éléments. Dans le programme d'investigations, vous précisez que les investigations sur le voile entre les cellules 904 et 813 doivent permettre de consolider les données d'entrée pour les études et le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que les investigations sur le bâti-cisaille devaient permettre de préparer son démantèlement avant le démantèlement de la cellule 904. Les inspecteurs relèvent de manière générale que le niveau d'avancement du projet de démantèlement pour lequel chacune des investigations du programme est requise n'est pas précisé. Il n'y a pas de justification de la nécessité ou pas de réaliser chacune des investigations à une échéance donnée.
Or, s'agissant par exemple des prises d'échantillon dans la lèchefrite de la cellule 904, leur réalisation est nécessaire, en complément des précédents résultats de 2018 notamment, pour confirmer le milieu fissile de référence et ce, à des fins de vidange de la lèchefrite en préalable au démantèlement de la cellule. En réponse au point B.3 de la lettre de suites de l'inspection du 25 janvier 2019 [4], vous avez indiqué qu'une prise d'échantillon serait réalisée au cours du premier trimestre 2020, deux autres prises d'échantillon étant planifiées au quatrième trimestre de l'année. Selon la dernière version du programme général d'investigation de l'atelier HAO/Sud, l'objectif était de disposer de résultats sur le dépôt de la lèchefrite en juin 2020.
Le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que les prises d'échantillons dans la lèchefrite de la cellule 904 n'avaient pas été réalisées car l'ensemble des conditions d'intervention n'était pas réuni. Ils ont précisé que leur réalisation nécessitait en particulier le remplacement effectif des bras téléopérés, le rangement de la cellule ou encore la disponibilité de la voie sèche d'évacuation des déchets. Je vous demande de prendre toutes les dispositions techniques et organisationnelles pour réaliser dans les meilleurs délais les prises d'échantillons dans la lèchefrite de la cellule 904. Le dossier de démantèlement de l'NB n°80 attendu pour fin 2020 prendra en compte les résultats de ces prises d'échantillons. Je vous demande par ailleurs de rendre plus lisible le programme d'investigation de l'atelier HAO/Sud en particulier, et des installations en démantèlement en général, en justifiant la réalisation des investigations et les échéances associées par rapport à l'avancement du projet de démantèlement de l'atelier ou de l'installation concernés. Je vous demande de me préciser, en les justifiant, les nouvelles échéances associées aux résultats attendus des investigations relatives au voile entre les cellules 904 et 813 ainsi qu'au bâti-cisaille dans la cellule 904. Vous me préciserez les conséquences, en termes de robustesse des études de faisabilité, de l'absence de réalisation de ces investigations.
## A.3 **Disponibilité De La Voie Sèche D'Évacuation Des Déchets De La Cellule 904**
La voie sèche est la voie privilégiée d'évacuation des déchets dans le cadre du nouveau scénario de démantèlement de la cellule 904. En réponse au point A.1 de la lettre de suites de l'inspection du 25 janvier 2019 [4], vous avez indiqué que la remise en état du vérin hydraulique, servant à la translation du chariot de transfert des déchets de la voie sèche, était prévue pour la fin du premier semestre 2019. Vous avez par ailleurs rappelé, au travers de cette réponse, l'engagement que vous aviez pris en réponse au point B.3 de la lettre de suites de la précédente inspection du 4 décembre 2017 d'informer l'ASN de façon plus générale du recouvrement total de la disponibilité de la voie sèche. Lors du contrôle à distance du 10 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que le vérin de la voie sèche avait été changé mais que la vérification de son bon fonctionnement, initialement prévue la semaine du 6 juillet 2020, n'avait pas pu être réalisée. Ils ont indiqué que cette vérification était prévue dans le cadre des essais de fonctionnement globaux de la voie sèche. Ces essais ont dû être repoussés en raison d'une panne sur un appareil de manutention nécessaire à leur réalisation. Les inspecteurs ont par ailleurs relevé que, conformément au programme d'investigations de l'atelier HAO/Sud, des investigations étaient prévues sur le chariot de la voie sèche, initialement pour septembre 2019, afin de valider sa réutilisation pour les besoins du démantèlement. Or, le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que la réalisation de ces investigations était conditionnée par la remise en service de la voie sèche. Considérant que les investigations dans la lèchefrite de la cellule 904 (cf. demande A.2 du présent courrier) ou encore au niveau du chariot pour l'évacuation des déchets de cette même cellule
(cf. ci-dessus) sont conditionnées à la disponibilité de la voie sèche, je vous demande de prendre toutes les dispositions pour en garantir la disponibilité dans les meilleurs délais. Vous me communiquerez les éléments de justification du recouvrement effectif de la disponibilité de la voie sèche.
## A.4 **Réparation De La Porte Blindée Du Garage Pont De La Cellule 904**
Dans le cadre des opérations de démantèlement de la cellule 904, la disponibilité de la porte blindée du
« garage pont » est requise. En réponse à la demande A.3 de la lettre de suites de l'inspection du 25 janvier 2019 [4], vous avez indiqué que :
- **la remise en état de la porte blindée du « garage pont » de la cellule 904 était en cours ;** - **la mise en place d'un plan de maintenance serait validée en fonction des préconisations de l'entreprise**
extérieure en charge des réparations et en fonction de la fréquence d'utilisation de la porte. Vous avez indiqué que si la fréquence d'utilisation était faible alors une maintenance corrective pourrait être suffisante pour garantir la disponibilité de l'équipement.
Vous avez précisé de plus que le délai d'intervention était estimé au 31 décembre 2019. Le 10 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que les réparations de la porte blindée du « garage pont » de la cellule 904 étaient en cours de finalisation. Les inspecteurs considèrent par ailleurs que la mise en place d'un plan de maintenance pour un équipement ne peut pas être justifiée uniquement par une fréquence élevée de la manœuvre de cet équipement. Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour terminer dans les meilleurs délais la réparation de la porte blindée du « garage pont » de la cellule 904. Vous me communiquerez le plan de maintenance associé.
## A.5 **Disponibilité De La Ligne De Transfert Vers Le Silo Hao**
Dans le cadre du démantèlement de la cellule 906, et plus particulièrement du contrôle de la vacuité des équipements, vous envisagez la réalisation d'opérations de chasse matière. Le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que les matières résultant de ces opérations seraient envoyées vers le silo HAO8**. Ils ont précisé qu'une ligne de transfert existante transitant par la cellule 813**
pourrait être utilisée. En réponse à la demande des inspecteurs relative au caractère fonctionnel de cette ligne, vos représentants ont réaffirmé votre intention d'utiliser cette ligne dont rien ne laissait à penser qu'elle était inopérante. Toutefois, vous n'avez pas vérifié, à ce jour, l'état ni le bon fonctionnement des différents composants de la ligne. Je vous demande de prendre toutes les dispositions pour démontrer le caractère fonctionnel de la ligne existante de transfert vers le silo HAO que vous envisagez d'utiliser pour évacuer les matières de la cellule 906. Vous me communiquerez les résultats de l'expertise de la ligne et des essais de bon fonctionnement des différents organes. Vous définirez une solution alternative de transfert des matières le cas échéant.
## B **Compléments D'Information** B.1 **Détermination Des Quantités De Matières Dans Les Cellules 904 Et 906**
Le 7 juillet 2020, vos représentants ont présenté les principes et les hypothèses du nouveau scénario de démantèlement de l'atelier HAO/Sud ainsi que l'avancement des études de faisabilité pour les principales cellules 904, 906 et 916. Ils ont précisé que dans le cadre du démantèlement « pas à pas » de chacune des cellules 904 et 906, il était retenu au préalable une vérification de la vacuité des équipements et la réalisation d'opérations de rinçage ou de chasse matière dans les cellules afin d'améliorer les conditions d'intervention notamment radiologiques pour le démantèlement. Je vous demande de me préciser l'estimation de la quantité de matière présente dans les équipements de chacune des cellules 904 et 906. Vous me confirmerez le caractère enveloppe de la démonstration de sûreté présentée dans le référentiel applicable concernant l'atelier HAO/Sud. Vous me préciserez également les modalités de prise en compte de ces estimations dans les études de faisabilité le cas échéant. Je vous demande plus généralement de me préciser les dispositions prises pour sécuriser par anticipation les ressources et les moyens nécessaires pour la reprise de la matière afin de ne pas retarder le démantèlement.
## B.2 **Maîtrise Du Risque D'Inondation De La Cellule 904**
Le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que la mise en place d'un batardeau était envisagée afin de prévenir tout risque d'entrée d'eau depuis la piscine 9019 **vers la cellule 904. Ils ont rappelé que cette**
solution avait été envisagée au début du projet, mais elle n'avait finalement pas été retenue. Les études ont alors été arrêtées. Ces aller et retours dénotent un problème de maturité de gestion de ce projet dont il vous faut tirer le retour d'expérience.
Je vous demande de me préciser, en la justifiant, l'échéance de mise en œuvre de la modification associée à la solution du batardeau entre la piscine 901 et la cellule 904. Vous me préciserez de plus le risque associé au planning des opérations de démantèlement si la mise en œuvre de cette modification doit être réalisée avant le démantèlement de la cellule 904.
## B.3 Aménagement De La Cellule 907 Pour Le Démantèlement
Dans le nouveau scénario de démantèlement de l'atelier HAO/Sud, vous prévoyez de procéder à des aménagements de la cellule 907 pour traiter les déchets issus du démantèlement de la cellule 906 adjacente. Les aménagements de la cellule nécessitent au préalable la fin des opérations de vidange et d'assainissement de la piscine.
Dans le cadre de la préparation de l'inspection sur le démantèlement de l'INB n°**80, vous avez transmis**
le calendrier des opérations en cours au niveau de la piscine 907. Conformément à ce calendrier, la fin des opérations de vidange de la piscine 907 est prévue en juin 2022. Toutefois, les inspecteurs ont relevé que le calendrier ne mentionnait pas la date de sa validation. Vos représentants ont par ailleurs précisé que le début du démantèlement de la cellule 906 était prévu, conformément à la présentation faite le 7 juillet 2020, en 2026.
Je vous demande de me préciser la liste des aménagements prévus dans la cellule 907 dans le cadre du démantèlement de la cellule 906 ainsi que le planning de réalisation associé. Vous me préciserez l'état d'avancement, en le justifiant, des études de scénario correspondantes. Vous me préciserez plus généralement les dispositions techniques et organisationnelles mises en place pour sécuriser la fin des opérations de traitement de la piscine 907 et la mise à disposition de la cellule 907 aménagée pour le démantèlement de la cellule 906 à l'échéance de 2026. Vous me communiquerez le calendrier des opérations de traitement de la piscine 907 mis à jour le cas échéant.
## B.4 **Maîtrise Du Flux De Sortie Des Déchets De Démantèlement**
Le 7 juillet 2020, vos représentants ont rappelé les principes et les hypothèses structurantes du nouveau scénario global de démantèlement de l'atelier HAO/Sud. Ils ont indiqué que l'étude de flux global, notamment pour des opérations de démantèlement des cellules 904 et 906 réalisées en parallèle, avait mis en évidence une difficulté pour l'évacuation des déchets du bâtiment.
Je vous demande de me communiquer le plan d'action visant à maîtriser le flux de sortie des déchets du bâtiment HAO/Sud dans le cadre du démantèlement des cellules 904 et 906. Vous me préciserez les incidences éventuelles, en termes d'enclenchement des opérations et de délai de démantèlement, de la mise en œuvre de ce plan d'action sur le nouveau scénario dont la faisabilité devait être validée par la gouvernance de La Hague en juillet 2020. Vous me communiquerez les conclusions de la revue de faisabilité ainsi que les éventuelles réserves.
## B.5 **Données De Base Pour Le Démantèlement De L'Atelier Hao/Sud**
Le 7 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que la note de données de base pour le démantèlement de la cellule 904 était en cours de finalisation. En réponse à la demande des inspecteurs relative à la définition des contributeurs, vos représentants ont précisé le 10 juillet 2020 que cette note avait été construite au fil des années en concertation avec l'exploitant. Ils ont précisé également que cette note serait validée lors de la finalisation du dossier de faisabilité à l'été 2020 et qu'un représentant de l'exploitant serait signataire de la note en tant que vérificateur, pour tracer cette co-construction. Je vous demande de me communiquer la note de données de base pour le démantèlement de la cellule 904 qui sera associée au dossier de faisabilité.
B.6 Maintenance des enceintes mobiles pour le projet de reprise des déchets du stockage organisé des coques (SOC)
Dans le cadre des opérations de reprise et de conditionnement des déchets (RCD) du silo HAO, vous envisagez de procéder au redémarrage de certains équipements du stockage organisé des coques10 **(SOC)**
à des fins de traitement des curseurs entreposés dans les piscines du SOC par le procédé de traitement des déchets du silo HAO. Le 10 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que la maintenance des enceintes mobiles de transfert des curseurs (EMTC) nos **2, 3 et 4 était planifiée dès la fin de la construction de la station de maintenance**
des EMTC, et avant de procéder à leur remise en service. Ils ont indiqué également que la contractualisation de la maintenance périodique de ces équipements EMTC devra intervenir en début de reprise et de conditionnement des déchets. Ils ont indiqué enfin que l'EMTC n°1 serait démantelée et que les pièces seront conservées en tant que pièces de rechange pour les EMTC en service. Conformément au planning de gouvernance que vous avez présenté le 4 juin 2020 à l'occasion de la réunion périodique sur l'avancement des projets de reprise et de conditionnement des déchets anciens de La Hague, la fin de la construction de la station de maintenance des EMTC est prévue en septembre 2020.
Je vous demande de me préciser, en les justifiant par rapport au planning de gouvernance présenté à l'ASN le 4 juin 2020, les échéances de la contractualisation de la maintenance périodique des enceintes mobiles de transferts des curseurs et de contractualisation du démantèlement de l'enceinte mobile n°1. Le 10 juillet 2020, vos représentants ont indiqué que vous aviez pris en charge, dans le cadre du projet de RCD du silo HAO, la mise à niveau du logiciel de suivi des actes de maintenance pour les équipements relevant des installations du SOC, dont les EMTC (référencements des EMTC et des plans de maintenance associés).
Je vous demande de veiller à la rigueur avec laquelle vous procèderez à la mise à niveau du logiciel de suivi des actes de maintenance pour les équipements des installations du stockage organisé des coques, dont les EMTC. Vous tiendrez compte du retour d'expérience de l'événement significatif pour la sûreté que vous avez déclaré à l'ASN le 7 juillet 202011.
## C **Observations** C.1 **Comités Techniques**
Dans le cadre du déploiement du plan de conception associé au nouveau scénario de démantèlement de la cellule 904 et plus généralement de l'atelier HAO/Sud, vous avez mis en place des comités techniques.
Lors du contrôle à distance du 10 juillet 2020, les inspecteurs ont examiné les comptes rendus associés aux comités techniques relatifs à la validation des hypothèses et cadences pour les études de flux en mars 2020 et à la validation du principe d'aménagement de la piscine 907 en septembre 2019. Les inspecteurs ont relevé favorablement leur formalisation et leur caractère détaillé.
## C.2 **Actes De Surveillance**
Lors du contrôle à distance du 7 juillet 2020, les inspecteurs ont examiné par sondage des comptes rendus d'actes de surveillance menés lors des opérations de traitement des piscines 907 de l'atelier HAO/Sud et 903 de l'atelier HAO/Nord. Certains de ces actes de surveillance concernaient des levées de points d'arrêt. Les inspecteurs ont relevé favorablement le nombre d'actes de surveillance et la rigueur dans le renseignement de leur support.
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 réalisation. Conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de division, Signé par Adrien MANCHON
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INSSN-LYO-2020-0493 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 13 août 2020 N/Réf. : CODEP-LYO-2020-039135 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Saint-Alban SaintMaurice Electricité de France BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-**L'EXIL**
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice (INB n°119 et 120) Inspection INSSN-LYO-2020-0493 du 22 juillet 2020 Thème : « *Suivi en service des équipements sous pression (ESP)* »
Référence : [1] Code de l'environnement, notamment le chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples [3] Décision BSEI n° 06-080 du 06/03/06 relative à la réglementation. Conditions d'application de l'arrêté du 15 mars 2000 relatif à l'exploitation des équipements sous pression [4] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu au code de l'environnement cité en référence [1] une inspection de type contrôle à distance de la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice a été réalisée le 22 juillet 2020 concernant le Centre Nucléaire de Production d'Électricité (CNPE) de SaintAlban Saint-Maurice sur le thème « suivi en service des équipements sous pression (ESP) ». Cette inspection, réalisée à distance, s'inscrit dans le cadre du contrôle des installations nucléaires de base (INB) pendant la période d'urgence sanitaire liée à l'épidémie de Covid-19. 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.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection à distance menée le 22 juillet 2020 concernant la centrale nucléaire de Saint-Alban SaintMaurice portait sur le respect de l'arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples, cité en référence [2]. Les inspecteurs ont examiné l'organisation mise en place (documentation et enregistrements) pour respecter les dispositions de cet arrêté. Au vu de cet examen, il apparaît que la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice dispose d'une organisation satisfaisante et que le service d'inspection reconnue (SIR) est impliqué dans la gestion des équipements sous pression. Toutefois, des améliorations sont attendues concernant la désignation des personnes compétentes au sens de l'arrêté susmentionné et concernant les outils (listes et tableaux) utilisés pour le suivi de ces équipements.
## A. Demandes D'Actions Correctives Personne Compétente
Le point 4 de l'article 2 de l'arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples dispose « qu'une personne compétente est une *personne, désignée par* l'exploitant, apte à :
- *vérifier lors de leur installation le maintien de la conformité des équipements et de leurs accessoires aux exigences* essentielles de sécurité mentionnées aux articles R. 557-9-4 et R. 557-10-4 *du code de l'environnement* ;
- *réaliser une intervention* ; - reconnaître lors de l'inspection périodique (IP) ou du contrôle après interventi*on non notable, les défauts qu'ils* présentent le cas échéant, et à en apprécier la gravité ;
- rédiger le plan d'inspection (PI) *sous la responsabilité de l'exploitant* ;
- valider la bonne mise en œuvre des différentes dispositions prévues dans un cahier techn*ique professionnel* ».
Les inspecteurs du SIR sont désignés pour réaliser l'ensemble de ces opérations à l'exception de la réalisation des interventions et des inspections périodiques des accumulateurs oléopneumatiques qui sont réalisées sous couvert de cahiers techniques professionnels (CTP). Concernant les interventions mentionnées au point 4 de l'article 2 susmentionné, le service mécanique travaux (SMT) de la centrale nucléaire en réalise certaines. Son personnel est jugé apte par l'obtention d'habilitations spécifiques. Les autres interventions sont sous-traitées. En revanche, l'exploitant n'a pas désigné les personnes compétentes, sur la base de critères définis, pour réaliser les interventions soustraitées.
Demande A1 : je vous demande de prendre des dispositions correctives **pour désigner toutes** les personnes compétentes au sens du point 4 de l'article 2 de l'arrêté du 20 novembre 2017 notamment pour les sous-traitants.
## Liste Des Esp Et Rps
Le point III de l'article 6 de l'arrêté du 20 novembre 2017 relatif au suivi en service des équipements sous pression et des récipients à pression simples (RPS) dispose que : « l*'exploitant tient à jour une liste des* récipients fixes, des générateurs de vapeur (GV) *et des tuyauteries soumis aux dispositions du présent arrêté, y compris les* équipements ou installations au chômage ». Les inspecteurs ont relevé que la liste des récipients fixes, des GV et des tuyauteries, ESP et des RPS prévue pour répondre à cet article n'identifie pas précisément les RPS ni les GV. Demande A2 : Je vous demande de prendre des dispositions correctives pour identifier les GV et les RPS dans la liste des récipients fixes, des GV et des tuyauteries, prévue pour répondre au III de l'article 6 de l'arrêté cité en référence [2]. Les inspecteurs ont relevé des différences de valeurs entre la liste des ESP, le marquage des équipements sous pression et/ou le dossier d'exploitation ont été relevées le jour de l'inspection pour :
- les températures maximales admissibles (TS) des ESP repérés 1 TEP 201 EV et 1 TEP 401 EV ;
- la pression maximale admissible de l'ESP repéré 1 LHU 310 ; - la pression maximale admissible de l'ESP repéré 1 LHU 315 BA ;
- la température maximale admissible l'ESP repéré 1 GEV 001 AQ.
Des différences de valeurs ont également été relevées entre la liste des ESP et les dossiers d'intervention des équipements repérés 1-2 DEL 907-908 BA et 1 GCT 013TY A SBS. Demande A3 : je vous demande de prendre des **dispositions correctives pour assurer** l'homogénéité des valeurs figurants dans les différents documents associés à un ESP (liste des ESP, marquage des ESP, dossiers réglementaires et dossiers d'**interventions.**
## Organisme Habilité
Les missions régaliennes et non régaliennes confiées à l'organisme habilité que vous avez retenu sont régies par des cahiers des charges et des contrats séparés en accord avec le point II de l'article 2.2.2 de l'arrêté cité en référence [4]. Les cahiers des charges ont été rédigés en 2014 et ne prennent donc pas en compte l'arrêté du 20 novembre 2017 et font référence à l'arrêté du 15 mars 2000, abrogé depuis. Demande A4 : je vous demande de vérifier que les exigences des cahiers des clauses techniques particulières **(CCTP) des prestations des organismes habilités dans leur rôle** régalien et non régalien **répondent à la réglementation en vigueur (arrêté du 20 novembre** 2017), d'identifier les éventuelles non conformités et de mettre à jour, le cas échéant, ces CCTP.
## B. Compléments D'Information Liste Des Esp Et Rps
Le point III de l'article 6 de l'arrêté cité en référence [2] dispose que « l*'exploitant tient à jour une liste des* récipients fixes, des générateurs de vapeur (GV) et des tuyauteries soumis aux dispositions du présent arrêté, y compris les équipements ou installations au chômage ». Plusieurs listes indépendantes sont tenues à jour par la centrale nucléaire de Saint-Alban Saint-Maurice :
- un fichier informatique contenant pour chaque équipement :
L'identification et la référence fonctionnelle ; La nature du fluide ; Le caractère EIP ou non ; Sa surveillance ou non par PI ; La catégorie de risque pression ; Les Ps/Ts ; Le volume de l'équipement ; L'ESP directeur ; Les accessoires sous pression et de sécurité.
- un autre fichier informatique contenant pour chaque équipement :
La référence fonctionnelle ; La catégorie de risque pression ; Le régime de surveillance ; La périodicité des IP/RP ; Les dates de réalisation des IP et RP (dernière et prochaine IP) ; L'éventuelle mise hors exploitation considéré comme du chômage.
- un document (D 5380 NTIR00001 [17]) précisant pour chaque équipement :
Le régime de fabrication : Le régime d'exploitation Les autres régimes d'exploitation Ce dernier document a été mis à jour en janvier 2019. Depuis cette date, des ESP neufs ont été mis en service. Demande B1 : je vous demande d'expliciter **la manière dont est gérée la coexistence de deux** fichiers informatiques distincts contenant des informations communes et de me préciser comment vous assurez la cohérence des deux fichiers. Demande B2 : je vous demande de préciser la fréquence de mise à jour de la liste des textes applicables aux ESP référencée D5380NTIR00001 référençant notamment les régimes de fabrication.
## Equipements Hors Service 1 Dvl 890 Gf Et 1 Dvz 811 Gf 4
Les équipements 1 DVL 890 GF et 1 DVZ 811 GF sont hors exploitation. Les échéances des inspections périodiques de ces deux ESP sont dépassées depuis le 4 août 2017. Leur remise en service est donc subordonnée au résultat favorable d'une inspection périodique. Demande B3 : je vous demande de confirmer que la remise en service des deux ESP repérés 1 DVL 890 GF et 1 DVZ 811 GF, dont l'échéance d'inspection périodique est dépassée depuis près de trois ans, est subordonnée aux résultats favorables d'inspections **périodiques à réaliser.**
## Dossiers D'Exploitation
Le point I de l'article 6 de l'arrêté cité en référence [2] dispose que « l'*exploitant établit pour tout équipement* fixe un dossier d'exploitation qui comporte les informations nécessaires à la sécurité de son exploitation, à son entretien, à son contrôle et aux éventuelles interventions. Il le met à jour et le conserve pendant toute la durée de vie de ce dernier. Ce dossier peut se présenter sous forme de documents sur papier ou numériques. Ce dossier comprend les informations suivantes relatives à la fabrication :
- *si l'équipement est construit suivant les directives européennes applicables, le cas échéant, la notice d'instructions, les* documents techniques, plans et schémas nécessaires à une bonne compréhension de ces instructions;
- si l'équipement a été construit selon des réglementations françaises antérieures au marquage CE ou pour les équipements néo-*soumis, l'état descriptif initial ou reconstitué dans des conditions précisées par une décision du ministre* chargé de la sécurité industrielle;
- l'identificatio*n des accessoires de sécurité et leurs paramètres de réglage.*
Ce dossier comprend également les informations suivantes relatives à l'exploitation :
- *pour tous les équipements :*
o la preuve de dépôt de la déclaration de mise en service pour les équipements qui y sont ou y ont été soumis;
o *un registre où sont consignées toutes les opérations ou interventions datées relatives aux contrôles, y compris de* mise en service le cas échéant, aux inspections et aux RP aux incidents, aux évènements, aux réparations et modifications ;
o *les attestations correspondantes avec une durée de conservation minimale supérieure à la période maximale entre 2* RP pour les comptes rendus d'inspections et les attestations de RP ou durée de vie de l'équipement pour les autres opérations
- *en outre, pour les équipements suivis en service avec un plan d'inspection, le plan d'inspection*
- *pour les tuyauteries soumises à IP, le programme de contrôle prévu au III de l'article 15 lorsqu'il est requis* ».
Dans un contexte de contrôle à distance, l'exploitant n'a pas été en mesure de transmettre en amont de l'inspection les dossiers d'exploitation complets, comprenant notamment les informations relatives à la fabrication et à l'exploitation des ESP suivants, repérés 1 JPU 300 BA, 1 LHU 315 BA, 1 DEL 001 GF, 1 DEL 901 GF, 1 GEV 001 AQ, 1 GEV 013 AQ, 1 TEP 201 EV, 1 TEP 401 EV, 1 SAP 080 EV, 1 AHP 001 TY, 1 AHP 002 TY et 1 ARE 009 TY. Demande B4 : **Je vous rappelle que les dossiers d'exploitation complets doivent être tenus à** disposition des inspecteu**rs et sont susceptibles d'être consultés lors d'une prochaine** inspection. En l'attente, je vous demande de me transmettre les dossiers d'exploitation des équipements repérés 1 JPU 300 BA et 1 TEP 201 EV.
## C. Observations
Sans objet.
##
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division de Lyon, Signé par Richard ESCOFFIER
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INSSN-BDX-2019-0040 | DIVISION DE BORDEAUX
Bordeaux, le 17 décembre 2019 N/Réf. : CODEP-BDX-2019-052802 **Monsieur le directeur du CNPE de Golfech**
BP 24 82401 VALENCE D'AGEN CEDEX
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base CNPE de Golfech Inspection de revue du 14 au 18 octobre 2019 « Facteurs organisationnels et humains »
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en références, une inspection de revue a eu lieu entre le 14 et le 18 octobre 2019 au centre nucléaire de production d'électricité (CNPE) de Golfech. Cette inspection portait sur le thème des facteurs organisationnels et humains. Ce thème a été abordé à travers plusieurs prismes techniques, à l'occasion de sousinspections thématiques : conduite, gestion des compétences, intégration du référentiel, maintenance, retour d'expérience, modifications, risques de fraude et recherche de fraudes. Une inspection inopinée a été conduite dans la nuit du 16 au 17 octobre sur les réacteurs 1 et 2 portant spécifiquement sur la conduite. Si le site dispose de compétences de bon niveau, dans un contexte de fragilité liée au renouvellement important des effectifs, un manque de rigueur quasi-systémique a été mis en évidence au cours des quatre jours d'inspection. En effet, les inspecteurs ont constaté des signes de manque de rigueur dans pratiquement tous les secteurs examinés. Les inspecteurs ont pu relever les difficultés rencontrées au sein d'une des équipes de conduite du réacteur n°2, pour lequel un traitement spécifique a été engagé par le site.
La direction du CNPE a engagé depuis l'été 2019 un « plan rigueur sûreté » qui devrait permettre, si ses objectifs sont partagés par les agents, de relever rapidement la situation. Les inspecteurs ont cependant noté que ce plan d'action se focalise prioritairement sur le traitement du manque de rigueur individuel. Or, les constats effectués par les inspecteurs montrent que les causes sont plus profondes. Il faudra donc s'assurer que ce plan permet d'atteindre les objectifs fixés par la direction du site. Au-delà de ce diagnostic sévère, les inspecteurs ont relevé de nombreuses bonnes pratiques dans les différents services inspectés. Ces bonnes pratiques, qui traduisent les qualités et capacités des agents du CNPE, ont été présentées lors de la réunion de clôture de l'inspection et sont trop nombreuses pour être reprises in extenso dans ce courrier.
www.asn.fr
# I. Demandes D'Action Prioritaires
## A. Demandes D'Actions Correctives Conduite
L'inspection a confirmé que certaines équipes du réacteur 2 sont en grande difficulté. La réorganisation en cours du service conduite a modifié considérablement l'organisation des activités, les rôles de chaque acteur, les relations entre ceux-ci. L'inspection menée sur ce thème les 22 et 23 octobre 2018, référencée INSSN-BDX-20180054, avait déjà mis en exergue les fragilités de cette nouvelle organisation et la disparité entre les équipes des deux réacteurs dans sa lettre de suite CODEP-BDX-2018-051347.
Au vu des investigations menées pendant l'inspection de revue, les inspecteurs estiment que l'impact FOH
de cette nouvelle organisation sur les acteurs a été largement sous-estimé par la direction du site. Demande A.1 : Je vous demande de prendre des mesures réactives afin de permettre aux équipes de conduite et plus particulièrement celles du réacteur 2 de retrouver la sérénité nécessaire pour mener à bien leurs activités. Ces mesures devront notamment permettre de définir clairement les rôles de chacun notamment en salle de commande et de renforcer la présence du management auprès des agents de terrain.
L'inspection a mis en exergue une défaillance dans la maîtrise des fondamentaux liés à l'activité « conduite »
(gestion des consignes temporaires, gestion des régimes, gestion des permis de feu, relève de quart, surveillance en salle de commande, etc.). Demande A.2 : Je vous demande de réaliser une revue de toutes ces activités. Vous m'informerez des conclusions de cette revue et des mesures correctives prises.
## Mise Sous Régime Par Le Service Conduite
La note référencée D5067NOTE05295 décrit l'organisation mise en place par le site de Golfech pour gérer les mises en et hors exploitation de matériels ainsi que le processus de réalisation et de gestion des mises sous régimes.
Celle-ci identifie notamment les dispositions suivantes :
« *La pose du régime comprend la mise en configuration du circuit selon le Régime de Consignation et la condamnation physique* des organes concernés (en fonction de la gamme). Les points suivants doivent être respectés :
- Respect de l'ordre de la gamme de consignation et autocontrôle des actions engagées (le bon organe est condamné dans la bonne position tel qu'indiqué dans la fiche de manœuvre de consignation)
- *Condamnation physique des organes par la mise en place du cadlock ou du cadenas afin d'interdire toute manœuvre.* - L'exécution des manœuvres de mise sous régime est réalisée à l'aide de fiche de manœuvres, schémas, conformément aux consignes.
- *Lors des manœuvres de mise sous régime, la propreté de l'installation devra être respectée* ».
Le 17 octobre 2019, les inspecteurs ont accompagné un agent de terrain du réacteur 2 dans le cadre de la réalisation d'activités de mises en et hors exploitation de divers matériels.
De manière générale, les inspecteurs ont noté une application satisfaisante des pratiques de fiabilisation avec une systématisation de la minute d'arrêt et de l'autocontrôle avant d'effectuer les gestes sur les installations, l'exécution des manœuvres selon les fiches de manœuvres qui lui ont été fournies et la condamnation des organes via des *cadlocks*.
Concernant la mise en ou hors exploitation des matériels 2TEG141VY et 2RPE639VY, les inspecteurs ont constaté que les actions menées étaient à l'attendu.
Concernant les activités de consignation de plusieurs vannes sur les systèmes AHP (réchauffeurs haute et moyenne pression) et GSS (groupes sécheurs surchauffeurs) situés en salle des machines, les constats suivants ont été réalisés : lors de la déclinaison du régime de consignation du 17 octobre 2019, l'agent de terrain a constaté que la vanne 2GSS206VA1 disposait d'un affichage en local mentionnant sa condamnation en position fermée (sous couvert du régime de condamnation n° RC36156) alors que cette vanne aurait dû être en position ouverte. Après investigation, il s'avère que le régime n° RC36156 concernait la vanne 2GSS206VA et non 2GSS206VA1 ; les activités exécutées sous le régime n° RC36156 ont donc été réalisées avec deux vannes dans des positions incorrectes ;
Le régime de consignation réalisé le 17 octobre 2019 mentionnait la nécessité de condamner en position fermée les vannes 2GSS105VA1 et 2GSS105VA2. Si l'agent de terrain a pu identifier en local la vanne 2GSS105VA1 (et ce bien que le repère fonctionnel de l'organe était 2GSS105V1), il n'en a pas été de même pour la vanne 2GSS105VA2 ; l'opérateur a alors contacté la salle des commandes pour lui faire part de la situation. Le niveau de détail des schémas mécaniques présents en salle de commande n'étant pas suffisant, la localisation sur un plan des installations des vannes 2GSS105VA1 et 2GSS105VA2 n'a pas été possible. A la demande de l'opérateur de la salle de commande, l'agent de terrain s'est rendu au bureau des consignations pour signaler cette situation et a indiqué à un chargé de consignations qu'il n'avait pas trouvé la vanne en local ; il a alors suggéré d'envoyer un deuxième agent de terrain afin de vérifier son existence effective ou non; le chargé de consignation n'a pas suivi cette recommandation, a modifié le régime de consignation du 17 octobre 2019 en supprimant de celui-ci la vanne 2GSS105VA2, au motif que l'agent de terrain ne l'avait pas trouvée en local, et a validé la pose du régime de consignation.
Ces deux exemples mettent en évidence une gestion non conforme des régimes de consignation et un manque de rigueur dans l'exécution et la validation des régimes. Demande A.3 : Au regard des enjeux sûreté et sécurité associés, je vous demande de mettre en œuvre de manière réactive les dispositions organisationnelles et techniques nécessaires à la réalisation des régimes de consignation conformément à votre référentiel afin que les situations précitées ne se reproduisent pas.
## Organisation De La Relève De Quart
Le document référencé D5067NOTE05289 a pour objectif de définir les moyens et l'organisation retenue par le site de Golfech pour assurer la relève de quart qui doit permettre la continuité des activités entre l'équipe descendante et l'équipe montante. Celle-ci constitue donc *de facto* une étape importante pour assurer la continuité de la sûreté des installations et *in fine* la protection des intérêts visés à l'article L.511-1 du Code de l'environnement.
La note précitée mentionne notamment les éléments suivants :
- *« la transmission des informations s'effectue par fonction entre l'équipe de quart montante et l'équipe de quart descendante,*
pendant la relève. Pour privilégier la sérénité de la Salle de Commande (SdC), la relève entre Agents de Terrain se fera à des emplacements définis, en dehors de la SdC » ;
- Les agents de terrain « notent dans les supports de relève du BAN, salle des machines et site, l'état de fonctionnement des matériels à conduite décentralisée, les opérations réalisées ou en cours, les anomalies constatées et les demandes de travaux rédigées » ;
- L'opérateur pilote de tranche (OPPT) « est chargé de réaliser la synthèse des informations qu'il collecte auprès des acteurs de l'équipe lors des débriefings qu'il anime en SdC (DT émises, CT/IT mise en ou hors application, actions du quart, priorités du quart suivant...) »
- *« Après la relève, l'OPPT et l'équipe montante se réunissent en SdC (briefing) pour vérification de la cohérence des* informations transmises. Le briefing se déroule autour de la table en SdC »
- « Avant d'engager le briefing, l'OPPT s'assure de la limitation des accès en SdC, afin de garantir la sérénité du briefing, par la commutation sur le feu orange à l'entrée de la SdC. Il demande à un opérateur de mettre le téléphone sur répondeur à partir de la touche prévue à cet effet. Lors du briefing, il s'assure que les opérateurs sont face à face pour surveiller la totalité de la SdC. »
- *« Le briefing est participatif, puis directif, il est animé par l'OPPT sur la base des éléments affichés au tableau »*
- *« En SdC, l'OPPT descendant anime le briefing de l'équipe montante de façon améliorer la continuité de service et lancer au* plus tôt les actions prioritaires du quart ».
Les inspecteurs ont assisté au cours de l'inspection de revue à plusieurs relèves de quart. Si plusieurs d'entre elles ont été jugées de bonne qualité par l'ASN, notamment sur le réacteur 1, les inspecteurs considèrent que la relève de quart réalisée en début d'après-midi du 16 octobre 2019 concernant le réacteur 2 ne répond pas à l'attendu, au regard des éléments suivants qui ont été constatés :
- la relève entre agents de terrain des équipes montante et descendante s'est avérée particulièrement sommaire, celle-ci étant quasi-exclusivement constituée par la transmission d'un point écrit, la communication verbale entre les agents ayant été très limitée ;
- le briefing de l'équipe montante par l'OPPT descendant s'est avéré incomplet voire erroné, plusieurs informations n'étant pas fournies (pas de point sur les activités de consignation/déconsignation, pas de point sur les lignages, pas de point exhaustif sur les essais périodiques à réaliser par l'équipe montante,…) ;
- un opérateur a répondu à plusieurs reprises au téléphone pendant le briefing ;
- le briefing a été essentiellement directif, la parole n'étant pas donnée aux agents de terrain.
Les inspecteurs soulignent par ailleurs que le briefing lors de la relève de quart réalisée en début d'après-midi du 17 octobre 2019 en tranche 2 n'a pas été effectué par l'OPPT descendant mais par l'OP montant.
Des éléments précités, les inspecteurs considèrent que la qualité de la relève est variable entre les réacteurs et les équipes. Celle observée sur le réacteur 2 le 16 octobre en début d'après-midi n'est pas conforme au référentiel. Demande A.4 : Je vous demande de prendre de manière réactive auprès des équipes de conduite concernées les actions correctives nécessaires pour que les relèves de quart soient conformes à votre référentiel. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens.
## Analyses De Risques Des Activités De Conduite
La démarche de maîtrise de la qualité de maintenance et d'exploitation (MQME) mise en place sur le site a pour objectif de mettre les intervenants en situation de réussite pour bien réaliser leur activité du 1er coup. Les activités doivent être classées en fonction de l'impact qu'elles peuvent avoir en cas de non-qualité (NQ0/NQ1/NQ2) et de leur complexité. Le niveau NQ0 correspond à des activités à faible impact en cas de non qualité et le niveau NQ2 à des activités à impact élevé. Les échanges menés avec les différents acteurs ont permis aux inspecteurs de constater que le classement des activités était souvent défini en fonction de la complexité du geste à réaliser et non pas en fonction de son impact potentiel sur la sûreté. Ainsi l'activité de lignage à l'origine de l'événement significatif pour la sûreté relatif au non-respect des règles générales d'exploitation lors d'opérations de vidange du circuit primaire du réacteur 2 a été classé NQ0. Toutefois, la non-qualité d'exploitation à l'origine de cet événement a contribué à défiabiliser la fonction de sûreté de refroidissement. Les inspecteurs estiment que la démarche MQME n'est pas correctement appliquée et que le classement des activités au regard de cette démarche doit systématiquement tenir compte de l'enjeu sûreté associé. Demande A.5 : Je vous demande de réaliser une revue de toutes les activités de lignage afin de vous assurer que les classements de celles-ci sont bien définis en fonction de l'impact potentiel sur la sûreté et non pas uniquement en fonction de la complexité du geste tel que le prévoit la démarche MQME. Vous m'informerez des conclusions de cette revue et des mesures correctives prises.
A la suite de la survenue de l'événement significatif pour la sûreté (ESS) relatif au non-respect des règles générales d'exploitation lors des opérations de vidange du circuit primaire principal (CPP) et du pressuriseur dans le cadre de la mise à l'arrêt du réacteur 2, les inspecteurs ont contrôlé les dispositions mises en œuvre par l'exploitant pour analyser les risques des activités de conduite et mettre en place des parades suffisantes pour sécuriser ces activités.
Les inspecteurs ont observé la préparation d'opérations de lignage par des agents de terrain. Ils ont constaté que les analyses de risques présentes dans les dossiers de lignage étaient génériques et rédigées depuis un ou deux ans. Celles-ci ne sont pas adaptées au contexte spécifique d'une intervention. Les inspecteurs considèrent que les analyses de risques et les parades listées dans les dossiers de lignage sont insuffisantes et ne sont pas adaptées aux activités au moment où elles sont réalisées. Demande A.6 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour améliorer la qualité des analyses de risques des activités de lignage.
## Actions Correctives Suite À Événements Significatifs
Les événements déclarés sont des signaux forts du REX. Le REX évènementiel fait partie des champs d'action du consultant facteurs humains (CFH).
Les inspecteurs ont constaté une dégradation de l'analyse « facteurs organisationnels et humains » (FOH)
dans les rapports d'événements significatifs depuis 2016 sur le site de Golfech. Ils ont par ailleurs noté que plusieurs pilotes d'analyse des événements significatifs ont été formés début 2018 à l'analyse approfondie d'évènements.
Les inspecteurs ont enfin constaté que les pilotes de rapports d'événements significatifs (CRESS) peuvent aussi être acteurs de l'évènement, en particulier dans le service « conduite », ce qui les place à la fois comme juge et partie, et ce qui peut nuire à l'identification des causes profondes de l'événement.
Demande A.7 : Pour endiguer la dégradation dans l'analyse des causes profondes des CRESS constatée depuis 2016, je vous demande de veiller à ce que la compétence du CFH soit systématiquement sollicitée pour les analyses d'évènements impliquant des FOH. Je vous demande de faire en sorte que les conditions de réalisation du travail du CFH permettent de compenser l'éventuel manque de neutralité des pilotes de CRESS lorsqu'ils se trouvent eux-mêmes impliqués dans l'événement.
## Rex Sur Les Pratiques De Fiabilisation Des Interventions (Pfi)
Parmi les bonnes pratiques du site, les inspecteurs ont relevé que les « pré-job-briefings » (PJB) institués dans le cadre de la démarche des pratiques de fiabilisation des interventions (PFI) doivent rappeler le statut sensible de l'activité (NQ1, NQ2) et s'appuyer, quand elles existent, sur les « fiches REX à l'intervenant ». L'intervenant est par ailleurs encouragé à dire « je ne suis pas prêt », si c'est le cas, avant une intervention.
Les inspecteurs ont relevé un certain nombre de bonnes pratiques relatives à l'application des PFI dans le service ITM : participation au réseau national PFI, traçabilité de 4 PFI clés (briefing avec l'exploitant, PJB avant travaux, minute d'arrêt et débriefing en fin de journée).
Les inspecteurs notent par ailleurs que le site a mis en place une visite managériale de terrain (VMT) sur les PJB. Les responsables hiérarchiques doivent ainsi réaliser environ 40 VMT/an dont une douzaine en rapport avec les PJB. Les réunions hebdomadaires dans les services font systématiquement le point sur ces VMT.
Néanmoins, les inspecteurs constatent que le nombre d'événements significatifs du site issus du non-respect d'une procédure (dont l'événement d'octobre 2019 de vidange du circuit primaire, évent du pressuriseur fermé) est anormalement important.
Les inspecteurs notent que la mise en œuvre des PFI, qui date d'environ dix ans, doit probablement s'accompagner d'une analyse plus profonde et plus globale, en lien avec le CFH du site, des causes du manque d'adhérence des agents aux procédures.
Le fait que le site ait eu une période d'embellie dans l'adhérence aux PFI, puis une dégradation de cette adhérence sans en comprendre les véritables causes, montre que la recherche de causes profondes, récurrentes et potentiellement génériques, n'a pas été menée dans le cadre d'une démarche d'analyse des signaux faibles.
Par ailleurs, les inspecteurs notent, en accord avec le CFH du site, que certaines situations de travail ne sont pas adaptées à l'application de PFI, ou que les PFI peuvent ne pas suffire.
L'interruption d'une procédure peut être maîtrisée avec la pratique « entourer (quand je suis sur l'activité) -
cocher (quand je l'ai terminé) » - position du service conduite - ou a minima en adoptant une minute d'arrêt après une interruption - position retenue par le service SSQ. Mais du fait de la perte d'attention qu'engendre inévitablement toute interruption, les interruptions sur des activités sensibles doivent être évitées et les modalités d'interruption doivent être définies.
Cette approche va au au-delà de la simple application des PFI et aborde des problématiques organisationnelles. Les inspecteurs considèrent par conséquent que le site doit s'engager dans une analyse des situations FOH, incluant les situations de travail, avec l'appui des compétences du CFH.
Par ailleurs, au vu des éléments recueillis dans le cadre de l'examen de la gestion des compétences, les inspecteurs considèrent qu'il y a également une analyse FOH à mener, et un REX à tirer, sur la capacité des différents intervenants, les jeunes embauchés EDF, comme les prestataires, à garder la conscience du risque et surtout des conséquences concrètes de leur geste, ou de la non qualité de leur geste, sur la sûreté de l'installation.
La question est encore plus complexe pour les prestataires dont la présence sur le site est limitée et qui peuvent se détacher d'un outil industriel qui n'est pas le leur.
Demande A.8 : Je vous demande de mettre en œuvre un plan d'action à l'issue de l'analyse menée par le CFH dans le cadre de la démarche d'analyse des signaux faibles, pour traiter les causes profondes potentiellement génériques de la faible adhérence des agents aux PFI sur le site (résistance « culturelle »
de l'individu ou du collectif, situations de travail non adaptées, …). Vous me communiquerez ce plan d'action au premier trimestre 2020.
## Maintenance
Afin d'apprécier la remontée du retour d'expérience issu des opérations de terrain, les inspecteurs ont examiné par sondage les dossiers de maintenance de quelques équipements des systèmes de sauvegarde RIS et EAS.
Ils ont constaté que :
la « fiche intervenant REX » annoncée par le dernier dossier de maintenance de 2 RIS 029 VP faisant suite à un contrôle en date du 03/07/2018 ne figurait pas dans l'original du dossier examiné.
le contrôle de fin de course de 2 RIS 029 VP n'était pas renseigné dans le rapport d'expertise GI (p9/11),
DRT OT 01899703-01 réalisé de mai à juin 2018. Enfin, pour ce qui est des vérifications à réaliser au titre du fonctionnement du dispositif anti-effet chaudière, les inspecteurs ont constaté que le « jeu bouchon »
qui devait être contrôlé comme étant compris entre 0 et 0,2 mm dans ce DRT n'était pas relevé, mais seulement noté comme « conforme ».
le bilan retour sur la réalisation de la tournée ROB des bâtiments BAS et BL avant l'arrêt de 2017 (OT
01360139-01) n'était pas renseigné.
la rubrique « fin d'intervention » du dossier de 2 RIS 032 PO n'était pas renseignée, pas plus que celle du dernier dossier de maintenance de 2 EAS 052 PO, ni celle de la tournée ROB supra.
la vérification du serrage final du robinet 2 RIS 051 VV dans son dernier dossier de maintenance (OT
01908232-1) n'était pas renseignée.
Demande A.9 : Je vous demande de mettre en place la rigueur nécessaire pour remplir vos dossiers de maintenance en conformité avec les documents applicatifs de votre référentiel.
L'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [2] prescrit que « *les activités importantes pour la protection sont réalisées selon* des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori »
Lors de l'inspection il est apparu à de nombreuses reprises que les dossiers examinés, concernant des activités importantes pour la protection, n'étaient pas renseignés avec suffisamment de rigueur rendant ainsi compliquée, voire impossible, la vérification a posteriori du respect des exigences définies pour les activités concernées.
Ainsi, l'équipe d'inspection a étudié par sondage trois dossiers d'essais périodiques. Deux dossiers d'essai sur les trois contrôlés (cf. infras demandes A.56 et A.57) présentaient un manque de rigueur soit en termes de traçabilité d'analyse du CNPE, soit en termes de contrôle et de validation des gammes d'essai. Demande A.10 : Je vous demande de tirer le retour d'expérience des nombreux défauts d'enregistrement documentaire mis en évidence par les inspecteurs en mettant en œuvre un plan d'action permettant de garantir la rigueur documentaire lors de la mise en œuvre des AIP conformément aux dispositions de l'article 2.5.2 de l'arrêté en référence [2].
## Maîtrise De La Propreté Radiologique Enregistrement Des Données
L'article 4 de la décision ASN du 4 février 2010 homologuée par l'arrêté [3] dispose que : « *Les contrôles* externes et internes définis à l'article 2 font l'objet de rapports écrits, mentionnant la date, la nature et la localisation des contrôles, les noms et qualité de la ou des personnes les ayant effectués ainsi que les éventuelles non-conformités relevées. Ces rapports sont transmis au titulaire de l'autorisation ou au déclarant de l'installation contrôlée ainsi qu'à l'employeur. Ils sont conservés par ce dernier pendant une durée de dix ans.
L'employeur tient ces rapports à disposition des agents de contrôle compétents et du comité d'hygiène, de sécurité et des conditions de travail ou, à défaut, des délégués du personnel. »
Lors de leur contrôle de terrain, les inspecteurs se sont intéressés à la maîtrise de la propreté radiologique des locaux du bâtiment réacteur 2 à l'arrêt. Ils ont constaté que les derniers contrôles radiologiques réglementaires effectués dans le BR 2 avaient conduit à l'établissement de deux cartographies distinctes des locaux, toutes deux enregistrées dans votre outil informatique CARTORAD le 8 octobre 2019. Les inspecteurs ont porté leur attention sur le niveau 6 du BR 2. La première cartographie établie le matin mentionne des locaux classés N1 ou N2 au titre de la propreté radiologique. Pour chaque local est précisé un débit de dose ambiant avec la mention des points chauds. Par contre le niveau de propreté radiologique affiché n'est étayé par aucune valeur réellement mesurée. Les valeurs radiologiques affichées sont « forfaitaires » et correspondent au niveau de propreté radiologique minimum défini pour la classe de zonage. La seconde cartographie établie le 8 octobre en fin de journée ne modifie pas les résultats affichés en matière de débit de dose mais déclasse arbitrairement un grand nombre de locaux de N2 à NP (nucléaire propre) sans aucune justification.
La cartographie conclut au passage du BR en accès « en bleu de travail » selon les dispositions EVEREST.
Vos représentants ont été dans l'incapacité de présenter aux inspecteurs les comptes rendus des mesures de débit de dose et de propreté radiologique réalisées par votre prestataire pour justifier de la cartographie du BR.
Demande A.11 : Je vous demande de justifier les cartographies enregistrées sous CARTORAD le 8 octobre 2019 concernant la propreté radiologique des locaux du bâtiment réacteur 2 ;
Demande A.12 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires vous permettant d'assurer un enregistrement exhaustif des contrôles réglementaires d'irradiation et de propreté radiologique qui conduisent à définir les classements et les modalités d'accès aux locaux situés en zone contrôlée.
Lors de leur contrôle de terrain, les inspecteurs ont constaté au niveau 6 du BR 2 que l'affichage du classement de certains locaux au titre de la propreté radiologique n'était pas cohérent avec les informations enregistrées dans CARTORAD pour ces mêmes locaux. Ainsi les locaux RC 0602 et RC 0603 contenant le moteur et la pompe RRA 11 PO, voie A du système de refroidissement du réacteur à l'arrêt étaient classés au niveau N2 (contamination surfacique supérieure à 4 Bq/cm²) dans CARTORAD alors que l'affichage local était N1 (contamination surfacique supérieure à 0,4 Bq/cm² mais inférieure à 4 Bq/cm²). Les mesures de propreté radiologique effectuées par votre service le jour de l'inspection à la demande des inspecteurs et sous leur surveillance ont confirmé le niveau de contamination N1 (contamination maximale mesurée de 2,45 Bq/cm²). Demande A.13 : Je vous demande de vous assurer de la cohérence des classements radiologiques des locaux affichés en local et enregistrés dans votre outil CARTORAD.
## Connaissance Du Niveau Réel De Contamination Des Locaux
Dans le bâtiment réacteur 2, les inspecteurs ont fait procéder par vos services et sous leur surveillance au contrôle de propreté radiologique du local RC 602 qui contient le moteur et la pompe RRA 011 PO voie A et du local RC 0601 qui contient l'échangeur RRA 021 RF. Les résultats du contrôle contradictoire mené dans le local RC 602 ont confirmé le niveau de classement N1 du local affiché sur place. Par contre les résultats des contrôles de propreté radiologique du local RC 601 ont mis en évidence une sous-évaluation des risques de contamination. Le local classé NP sur CARTORAD et affiché NP en local, confirmé par une mesure réalisée la veille de l'inspection le 16 octobre, a notamment donné lieu à des valeurs de contamination surfacique respectivement de 1,65, 1,88 et 3,36 Bq/cm², bien supérieures à la limite maximale de 0,4 Bq/cm² autorisée pour les locaux classés en NP. La conséquence de cet écart était l'absence de restrictions d'accès qui étaient pourtant nécessaires. Vos services ont immédiatement rétabli la situation en modifiant les conditions d'accès au local contaminé.
De retour dans les locaux du service SPR, les inspecteurs ont retrouvé un compte-rendu très succinct des contrôles menés par votre prestataire le 16 octobre qui devaient justifier du maintien du local RC 0601 en NP. Ce document signé par votre prestataire ne mentionne pas de contrôle de contamination surfacique dans le local RC
601 mais uniquement un niveau de contamination surfacique mesuré dans deux autres locaux situés au niveau 6 du BR2.
Demande A.14 : Je vous demande de revoir votre organisation en matière de maîtrise de la propreté radiologique des locaux en zone contrôlée afin d'assurer une maîtrise sans faille du niveau de propreté radiologique de ces locaux et d'établir des conditions d'accès qui protègent votre personnel et vos prestataires des risques de contamination ; Demande A.15 : Je vous demande de renforcer les modalités de contrôles radiologiques en vigueur sur le site afin que les contrôles menés soient représentatifs de l'état réel de contamination des locaux situés en zone contrôlée.
## Pérennité De La Qualification Aux Conditions Accidentelles Des Matériels Application De La Di81 (Pérennité De La Qualification Aux Conditions Accidentelles Des Matériels) - Organisation
L'article 2.5.1-II de l'arrêté [2] dispose que « Les éléments importants pour la protection font l'objet d'une qualification, proportionnée aux enjeux, visant notamment à garantir la capacité desdits éléments à assurer les fonctions qui leur sont assignées visà-vis des sollicitations et des conditions d'ambiance associées aux situations dans lesquelles ils sont nécessaires. Des dispositions d'études, de construction, d'essais, de contrôle et de maintenance permettent d'assurer la pérennité de cette qualification aussi longtemps que celleci est nécessaire. »
La qualification des matériels aux conditions accidentelles et son maintien dans la durée constituent un élément essentiel de la démonstration de sûreté des installations nucléaires et permet de garantir que les matériels et équipements sont aptes à remplir leurs fonctions sous les sollicitations auxquelles ils sont supposés être soumis, dans les conditions de fonctionnement de dimensionnement et les conditions de fonctionnement accidentelles.
La Directive 81 relative à la pérennité de la qualification aux conditions accidentelles des matériels constitue le référentiel du CNPE sur le sujet.
Sur l'aspect organisationnel de la thématique précitée, le site est correctement structuré avec un référent DI81 du service ingénierie (SIP) et des correspondants DI81 désignés dans les métiers à enjeux sur la thématique.
Cependant, il a été constaté par l'équipe d'inspection que cette thématique du maintien de la qualification du matériel n'était pas analysée de façon globale afin de déceler d'éventuelles problématiques organisationnelles, techniques, ou de conformité au prescriptif dans l'objectif de définir des actions d'amélioration. Cette conclusion est appuyée par le fait notamment que la filière indépendante de sûreté (FIS) dans le cadre d'un audit mené en 2016 (prescription 20 de la DI81) a défini de nombreuses recommandations qui n'ont pas été suivies de façon satisfaisante. Demande A.16 : Je vous demande de revoir votre organisation relative à la pérennité de la qualification des matériels afin de mener des analyses sur la thématique DI81 plus globale qui permettront de définir des axes d'amélioration dans le cadre de la gestion de la thématique.
## Application De La Di81 (Pérennité De La Qualification Aux Conditions Accidentelles Des Matériels) - Identification Des Matériels Qualifiés
Les bilans de qualification (EMECT030261 B (intérieur enceinte) et EMECT030262 B (extérieur enceinte))
constituent le référentiel dressant le bilan des matériels qualifiés et leur niveau de qualification.
La règle 8 de la DI81 précise que ce sont les CNPE qui établissent et tiennent à jour la liste des matériels qualifiés et les exigences de qualification correspondantes. En effet, les bilans de qualification ne sont pas des documents opérationnels et doivent être intégrés de façon opérationnelle sur les CNPE en fonction du matériel effectivement présent. Selon les explications de vos représentants, les matériels qualifiés du CNPE et leur niveau de qualification sont répertoriés dans l'outil nommé EAM.
L'équipe d'inspection a donc contrôlé par sondage l'effectivité de l'identification des matériels qualifiés dans l'EAM en vérifiant que certains matériels qualifiés et leur niveau de qualification sont correctement référencés dans l'outil EAM, utilisé quotidiennement par les équipes de maintenance et d'ingénierie pour préparer les interventions. Ce contrôle démontre que certains matériels qualifiés ne sont pas référencés comme tels dans l'outil EAM
(dispositifs autobloquants des générateurs de vapeur pourtant qualifiés K2 selon le bilan de qualification ou pompes primaires qualifiés au séisme selon le rapport de sûreté).
Par ailleurs les qualifications RTHE (ruptures de tuyauteries à haute énergie) et ECA (eau chargée active),
pourtant citées dans les bilans de qualification des matériels, ne sont pas reprises dans l'EAM, par exemple pour les pompes RIS d'injection d'eau de sauvegarde (qualifiés ECA).
Dans le bilan de qualification il est indiqué que le matériel type Emerson Rosemount série 3154KD est qualifié K2. L'équipe d'inspection a donc interrogé vos représentants pour savoir si ce matériel était correctement répertorié dans l'outil interne. Ils n'ont pas été en mesure d'identifier de matériel de cette nature et donc de démontrer le fait qu'il est correctement répertorié.
De plus, à la suite de ce constat, l'équipe d'inspection a pu noter que l'audit DI81 de 2016 menée par la filière indépendante de sûreté (FIS) avait déjà mis en avant cet écart à la règle 8 et avait demandé une action globale afin que le CNPE répertorie correctement et de manière exhaustive l'ensemble des matériels qualifiés et leurs exigences de qualification. L'action menée a finalement consisté à ne mettre en conformité que les seuls matériels détectés en écart par la FIS.
Demande A.17 : Je vous demande de prendre les mesures correctives nécessaires afin de respecter la règle 8 de la DI81 de façon exhaustive en garantissant notamment que tous les matériels qualifiés sont bien répertoriés dans votre outil EAM avec les niveaux de qualification correspondants.
A ce jour, l'ensemble des exigences de qualification issues de la fiche d'amendement n°1 doit être intégré sur le réacteur n°1 et sur l'arrêt 2019 pour le réacteur n°2. Cependant, les exigences de la fiche du recueil des prescriptions de maintenance pour la pérennité de la qualification (RPMQ) spécifique au site de GOLFECH (fiche M3-016 Ind5) sur les équipements importants pour la sûreté qualifiés que sont les pompes 1SFI001PO,
1SFI002PO, 2SFI001PO et 2SFI002PO (pompes du circuit de filtration de l'eau brute) ne sont pas respectées. En effet, les couples de serrage des brides d'aspiration et de refoulement des pompes, des fixations entre les pompes et le châssis ainsi que la matière des joints des brides d'aspiration et de refoulement ne sont pas conformes. Une fiche de caractérisation d'un constat (FCC1867) a été transmise le 27 décembre 2018 par le CNPE aux services centraux EDF. Depuis aucune réparation n'a été engagée et aucun positionnement des services centraux n'a pu être transmis à l'ASN. Pourtant, ce constat devrait faire l'objet d'un plan d'action puisqu'il peut être éventuellement caractérisé en écart selon la définition de l'arrêté [2] (*« non-respect d'une exigence définie, ou non-respect* d'une exigence fixée par le système de management intégré de l'exploitant susceptible d'affecter les dispositions mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ») et du guide n°21 (« *Traitement des écarts de conformité à une exigence* définie pour un élément important pour la protection (EIP) »). Il doit être traité comme l'exige l'article 2.6.3 de l'arrêté précité.
Le retard d'intégration de la fiche M3-016 Ind5 n'est pas correctement caractérisé et suivi.
Demande A.18 : Je vous demande de justifier le maintien de la qualification des pompes 1SFI001PO, 1SFI002PO, 2SFI001PO et 2SFI002PO au regard de l'état technique actuel, et de définir le traitement de cet écart au regard des exigences réglementaires ; Demande A.19 : Je vous demande de tirer le retour d'expérience de ces constats en améliorant l'organisation que vous avez mise en place pour intégrer le prescriptif RPMQ sur le site.
## Gestion Des Modifications
Mise en œuvre du programme de surveillance Votre référentiel [4], qui fait partie de votre système de gestion intégrée, indique :
« Lors des visites de chantier, le programme de surveillance est mis en œuvre, le résultat factuel des actions de surveillance est tracé sur le programme de surveillance complété au besoin par un support spécifique. Ces supports sont par exemple les Fiches de surveillance par sondage (FSS), fiches terrain, fiches de constat… […] Le programme de surveillance est renseigné au fur et à mesure de l'état d'avancement du chantier ».
Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que les actes de surveillance effectués en application du programme de surveillance sont tracés dans des « fiches d'observation » (lorsqu'ils sont réalisés par des prestataires d'EDF) ou dans des « fiches de surveillance » (lorsque la surveillance peut être sous-traitée ou lorsqu'elle est assurée par EDF).
Les inspecteurs ont constaté que le programme de surveillance avait été complété par le coordinateur essais dès avril 2018, avant le démarrage des essais. Les indications figurant dans la colonne prévue pour tracer les constats issus des actes surveillance réalisés pendant les essais étaient les suivantes : « à surveiller », « à suivre », « à voir dans le REE ». Aucune fiche d'observation ou de surveillance n'était référencée dans le programme de surveillance. Demande A.20 : Je vous demande de vous conformer à votre référentiel concernant la mise en œuvre du programme de surveillance du service équipe commune.
Sous-traitance de la surveillance du prestataire en charge des essais de mise en service des DUS
être exercée par l'exploitant, qui ne peut la **confier à un prestataire**. Toutefois, dans des cas particuliers, il peut se faire assister dans cette surveillance, à condition de conserver les compétences nécessaires pour en assurer la maîtrise. Il s'assure que les organismes qui l'assistent disposent de la compétence, de l'indépendance et de l'impartialité nécessaires pour fournir les services considérés.
II. ― *L'exploitant communique à l'Autorité de sûreté nucléaire, à sa demande, la liste des assistances auxquelles il a recours* en précisant les motivations de ce recours et la manière dont il met en œuvre les obligations définies au I. »
Cette exigence est reprise dans votre référentiel [4], qui fait partie de votre système de gestion intégrée : « La surveillance des AIP ne peut être confiée à un Assistant Technique *».*
Les inspecteurs ont constaté que la surveillance du prestataire en charge des essais de mise en service des DUS n'était pas réalisée par le coordinateur essais d'EDF mais par des salariés de vos prestataires d'assistance technique (SOM, Assystem). Les inspecteurs ont en effet consulté 4 « fiches d'observation » complétées et signées par vos prestataires d'assistance technique, n'ayant donné lieu à aucune action de la part d'EDF. Ils ont également consulté une « fiche de surveillance » complétée et signée par un de vos prestataires d'assistance technique.
Demande A.21 : Je vous demande de vous conformer à la réglementation en matière de surveillance des activités importantes pour la protection des intérêts réalisées par le service équipe commune. Vous me transmettrez votre plan d'action.
Demande A.22 : Je vous demande par ailleurs de me démontrer a posteriori la compétence, l'indépendance et surtout l'impartialité des assistants techniques qui ont mis en œuvre une action de surveillance des AIP sur le chantier DUS.
## Transverse
Les inspecteurs ont constaté à trois reprises (voir demandes A.16, A.17 et A.71) des lacunes dans votre organisation qui avaient déjà été identifiées par la FIS lors de ses audits mais qui n'ont pas été traitées.
Demande A.23 : Je vous demande de veiller à une meilleure prise en compte par l'ensemble des services du CNPE des observations formulées par la FIS à l'issue de ses audits.
# Ii. Autres Demandes D'Action
## A. Demandes D'Actions Correctives Intégration Du Référentiel
L'article 2.4.1. de l'arrêté [2] précise dans son III que : «Le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant :
- d'identifier les éléments et activités importants pour la protection, et leurs exigences définies ;
- de s'assurer du respect des exigences définies. …»
Les inspecteurs ont examiné la manière dont était gérée sur le CNPE l'intégration du référentiel (exigences nationales, réglementation, retour d'expérience, etc.). Le fonctionnement global du dispositif est apparu très satisfaisant, avec un pilotage actif du dossier par l'intégrateur local documentaire (ILD).
Les inspecteurs ont cependant noté que l'organisation du CNPE prévoit une analyse des conséquences potentielles liées à un retard d'intégration de référentiel. Cette analyse doit être formellement tracée. L'examen de plusieurs dossiers (PADOC 92473, PADOC 129064) a montré que cette traçabilité n'était pas assurée. Les inspecteurs ont constaté que les retards observés sur ces dossiers n'avaient pas d'impact opérationnel. Demande A.24 : Je vous demande de veiller à ce que les retards d'intégration fassent l'objet d'une analyse quant à leurs conséquences potentielles, de manière à pouvoir hiérarchiser le traitement de ces retards.
## Gestion Du Retour D'Expérience (Rex) Actions Correctives Suite Au Bilan Annuel De Sûreté De 2018
Le bilan annuel de sûreté fait l'objet du §9.5.2.1 dans le chapitre relatif au REX d'exploitation du manuel qualité du site [5].
Les inspecteurs ont noté que le manque d'adhérence aux procédures a été identifié comme responsable de 38% des événements dans le bilan de sûreté du site de 2018.
Ce bilan présente deux actions d'amélioration visant à résorber cette difficulté :
- définir l'attendu pour chaque procédure,
- définir les modalités d'interruption des procédures.
Or, les inspecteurs ont constaté que le compte-rendu du comité de sûreté du 08/07/2019 « Adhérence aux procédures » ne présente pas le suivi quantifié de la déclinaison de ces actions sur le terrain, alors que plusieurs événements en 2019 continuaient à être imputables à ce manque d'adhérence. Demande A.25 : Je vous demande d'identifier dans vos bilans de sûreté annuels les actions de progrès qui feront l'objet d'un suivi dans votre système de management intégré et de préciser, dans le cadre du suivi du processus correspondant, les objectifs de performance et les délais de mise en œuvre visés pour l'aboutissement de ces actions.
## Traitement Du Rex
Les inspecteurs ont constaté que certains éléments descriptifs de l'organisation locale du REX présentés lors de l'inspection ne sont pas conformes aux descriptions du manuel Qualité du site [5]. En particulier, la catégorisation transverse aux différents métiers des constats en Réunion de Revue des Constats (RRC), et le pesage et la validation des plans d'actions en réunion managériale (RMPAC) ne sont pas décrits dans le §9.5 « Retour d'expérience interne » du chapitre « Pilotage » de votre manuel qualité.
D'après le référentiel national de l'exploitant (annexe 1 de [6]), ces réunions doivent être journalières, la réunion de Revue des Constats (RRC) étant censée se dérouler sous la responsabilité du pilote opérationnel des Plans d'actions du site (le PiPAC).
Or, en pratique, il n'y a actuellement qu'une réunion RRC et qu'une réunion RMPAC par semaine sur le site de Golfech.
Demande A.26 : Je vous demande de mettre à jour la note D5067/NOTE0673 de votre manuel qualité [5]
pour prendre en compte les exigences de votre référentiel national [6] et vos pratiques.
## Actions Correctives Suite À Événements Significatifs
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage à travers le traitement de différents événements significatifs déclarés par le site, la constitution du REX sur le CNPE de Golfech.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage la prise en compte des actions de contrôle en arrêt de tranche
(AT), au plus près de l'ECU 34, du bon positionnement des 6 coffrets A056 à A059RG, action de progrès de type REX prise par l'exploitant dans le rapport de l'événement significatif du 02/06/2019. Les inspecteurs ont noté favorablement que ce contrôle avait été ajouté sur le squelette des plannings d'AT le 30/08/2019.
Les inspecteurs ont constaté que, dans le cadre du traitement de l'événement significatif du 26/06/2019
(« Arrêt Automatique du Réacteur sur signal ATWT suite à la perte de pression du circuit AFR de la TPA
en service à 35 %Pn »), le service « machines tournantes » dispose d'agents motivés qui ont engagé de manière très réactive les analyses et les expertises permettant de caractériser la panne matérielle à l'origine de l'événement. La règle nationale de maintenance pourrait évoluer afin de modifier le seuil de pollution chimique du fluide utilisé par l'actionneur défectueux. Le métier travaille sur une évolution du matériel avec le CNEPE.
Les inspecteurs ont constaté que l'événement du 16/03/2019 sur le site de Belleville (« Mise en service de l'injection de sécurité, RIS, par Basse Pression Vapeur consécutive à une manœuvre intempestive des organes d'admission vapeur à la turbine ») était bien connu du service machines tournantes de Golfech et que ce service avait participé activement à l'analyse du problème rencontré sur le CNPE de Belleville en faisant bénéficier ce CNPE de son expérience sur le Fyrquel. Cet événement a été partagé entre les deux CNPE bien avant qu'il n'apparaisse dans le compte rendu n° 12 du REX national, grâce aux réseaux matériels par métiers d'EDF.
Ces points sont satisfaisants.
En revanche, les inspecteurs ont constaté que les actions correctives décidées par le site dans le rapport de l'événement significatif du 26/05/2019 sur la tranche 1 « Pré-dilution en ANGV pour se rapprocher de la Cb de l'arrêt à chaud avec le bore-mètre indisponible » n'ont fait l'objet d'aucun enregistrement susceptible de constituer un mode de preuve :
- Action corrective 4 « Présenter l'événement aux équipes de quart », indiquée non soldée le jour de l'inspection dans l'outil Caméléon, mais signalée comme réalisée au moins dans l'équipe C rencontrée,
- Action corrective 6 « Présenter les schémas de communication entre les projets TEM, AT, les astreintes et l'équipe de quart à l'ensemble des astreintes TEM, aux chefs de projet et RSP TEM et AT », présentation que le site a indiqué avoir faite 7 fois (en raison des 7 équipes de quart),
Les inspecteurs ont constaté, de manière similaire, que l'action corrective ACS1 prise par le site après l'événement du 14/05/2019 « Passage de la température moyenne du circuit primaire sous 295,2 °C pendant 49 secondes suite à l'ouverture de 1 ADG 117 et 118 VV » sur la tranche 1 n'a donné lieu à l'édition d'une feuille d'émargement que par une seule équipe de conduite sur les 7 équipes concernées.
Demande A.27 : Je vous demande de mettre en œuvre des feuilles d'émargement pour les actions correctives relatives au partage du REX lorsqu'elles sont présentées comme actions correctives dans les rapports d'événements significatifs du site, et d'assurer leur enregistrement dans votre outil de suivi Caméléon.
## Démarche Signaux Faibles Et Débriefings
Le site est engagé dans un Plan Rigueur Sûreté (PRS) depuis juillet 2019. Dans ce contexte, chaque collectif s'est engagé dans un document signé collectivement. L'un des quatre axes d'engagements de chaque collectif concerne la collecte des signaux faibles. Ces signaux sont des données d'entrée des revues de sous-processus qualité. La récurrence des constats de type facteur humain (FH) est par ailleurs analysée par le CFH.
La tenue des débriefings est une source incontournable de données pour le REX local et plus particulièrement pour la démarche signaux faibles. Il apparait que certains services arrivent mieux que d'autres à instituer ces débriefings. Sur l'ensemble du site, le CFH constate globalement une régression dans la tenue des débriefings.
L'outil eBRID est valorisé par le site comme un outil central pour la collecte et la traçabilité des constats dans le cadre des débriefings, notamment au sein des services Maintenance et du SPR.
Beaucoup d'intervenants, qu'il s'agisse d'agents EDF ou des prestataires, affirment cependant ne pas avoir le temps de faire les débriefings requis, ou sont découragés par l'absence de retours sur les informations qu'ils font remonter.
Les interlocuteurs des inspecteurs ont admis que les retours notamment sur des demandes de modifications documentaires pouvaient être très longs.
Par ailleurs, les inspecteurs ont noté que, parmi les intervenants qui effectuent des saisies dans eBRID,
beaucoup le font de manière isolée, sans échanges avec leurs collègues ou la hiérarchie. Il ne s'agit donc pas formellement d'un véritable débriefing au sens PFI du terme.
Les inspecteurs ont constaté la même dérive chez certains opérateurs du service « conduite » qui effectuent des débriefings de quart sans faire émerger de manière formalisée et partagée les éventuelles difficultés rencontrées pendant leur quart.
Les inspecteurs ont constaté que la tenue des débriefings, qui devrait être systématique au même titre que les PJB, n'est pas suffisamment suivie d'un point de vue managérial. Des instances sont mises en place (un comité hebdomadaire eBRID existe dans les services) et un décompte brut est effectué (il y a environ 1000 debriefings par an sur le site), mais il n'y a aucun suivi du nombre de débriefings ou de saisies eBRID par rapport au nombre d'interventions. Le site ne se donne donc pas les moyens d'évaluer le pourcentage d'interventions qui ont donné lieu à un débriefing, ou tout au moins d'une saisie dans eBRID.
Les raisons de la non-réalisation des débriefings et de la non-utilisation d'eBRID sont multiples mais ne sont pas analysées et partagées au niveau du site. La disparité entre services sur la pratique des débriefings et l'utilisation d'eBRID devrait amener le site à s'interroger sur la robustesse de l'organisation respective de chaque service sur le plan de la collecte et de la remontée des informations du terrain, plus particulièrement dans le cadre de la démarche signaux faibles.
Dans la mesure où un des champs d'action du CFH concerne l'analyse des signaux faibles, l'appui du CFH
est indispensable pour cette analyse. Demande A.28 : Je vous demande de mettre en place pour l'année 2020 un système de suivi des débriefings d'interventions fondé sur une traçabilité systématique. Ce suivi devra permettre d'identifier le pourcentage d'interventions ayant donné lieu à un débriefing, avec ou sans saisie dans eBRID.
Demande A.29 : Je vous demande, sur la base du traitement de ces indicateurs, de mener annuellement, en lien avec le CFH du site, une analyse FOH au sein de chaque service pour identifier :
**les bonnes pratiques favorisant la tenue des débriefings et les enregistrements sur eBRID,**
**et a contrario les causes profondes de l'absence de tenue des débriefings et/ou**
d'enregistrements sur eBRID.
Cette analyse devra contribuer à mettre en place une organisation dans chaque service qui facilite et systématise la tenue des débriefings.
## Rex National Réseau Du Pilote Rex (Pirex)
Les inspecteurs ont examiné le dernier compte-rendu de réunion hebdomadaire du PiREX. Ils ont constaté une participation très partielle des métiers convoqués (30 à 40%). Les inspecteurs ont aussi constaté que les fiches REX aux intervenants préparées par le niveau national n'ont pas été présentées aux métiers lors de cette réunion.
Le PiREX a indiqué qu'il diffusait le courriel du REX national à l'ensemble des correspondants métiers convoqués à ses réunions.
Les inspecteurs ont vérifié par sondage que la demande de la DPN figurant dans le compte-rendu national du REX n° 21 a bien été intégrée en 2019 par le site ; elle faisait par ailleurs l'objet d'une demande dans un courrier national DI 001.
Les inspecteurs ont constaté que le PiREX n'est pas informé du résultat des analyses faites par les métiers sur le REX qu'il diffuse. Le PiREX n'est donc pas en situation de pouvoir s'assurer que l'analyse a été réalisée, sauf si le métier a ouvert un constat qui pourra faire l'objet d'un plan d'action dans le cadre d'autres instances (réunion hebdomadaire RRC visant à caractériser les constats sur le site, puis réunion RMPAC validant éventuellement le plan d'action corrective).
Le §7.2 du manuel Qualité du site [5] qui prévoit une « présentation et un positionnement des correspondants concernant une sélection d'événements survenues sur le Parc au travers des CR hebdomadaire du REX des semaines précédentes et de la semaine en cours (3 semaines) » lors d'une réunion de coordination du REX bimensuelle ne présente pas non plus la garantie de l'exhaustivité de l'analyse du REX national par les métiers du site.
Par ailleurs, les inspecteurs ont constaté que la prise en compte par les métiers des fiches REX aux intervenants issues du Parc, diffusées lors de la réunion hebdomadaire du PiREX, ne fait pas l'objet de contrôle, ni de suivi, par le PiREX. Demande A.30 : Je vous demande de faire en sorte que votre organisation permette de vous assurer que les analyses locales requises dans le cadre de la diffusion du REX national sont faites par les métiers concernés sur le site et donnent lieu, si besoin, à l'ouverture d'un constat. Je vous demande de vous assurer que les fiches REX aux intervenants diffusées par vos services nationaux sont effectivement prises en compte par les différents métiers sur le site. Demande A.31 : Je vous demande de vous organiser, dans le cadre de votre SMI, de manière à vous assurer de la prise en compte effective du REX national.
## Rex De Ssq
Les inspecteurs se sont intéressés au délai affecté (15/02/2020) à la mise en œuvre de l'action corrective ACS5 de l'événement du 26/05/2019 « Pré-dilution en ANGV pour se rapprocher de la concentration en bore de l'arrêt à chaud avec le bore-mètre indisponible », action intitulée « Définir les supports utilisés par l'IS en sortie d'APE pour vérifier la conformité de la tranche aux STE ».
Après échange avec le SSQ, les inspecteurs ont considéré que ce délai était anormalement long et ont relevé que la pression indirecte mise sur l'ingénieur sûreté (IS) d'astreinte pour analyser la conformité des paramètres avant de réaliser le changement d'état du réacteur 1 aurait aussi dû être identifiée dans l'analyse des causes profondes de cet événement, en supplément de la cause profonde 4 : « l'IS ne dispose pas en salle de commande de gammes opérationnelles pour valider la sortie du chapitre 6 », puisque les supports techniques manquants étaient disponibles dans son bureau. Demande A.32 : Je vous demande d'anticiper la mise en œuvre de l'action ACS5 « Définir les supports utilisés par l'IS en sortie d'APE pour vérifier la conformité de la tranche aux STE » portée dans le rapport d'événement significatif du 26/05/2019 sur la tranche 1. Demande A.33: Je vous demande de veiller à maintenir l'indépendance de réflexion de l'IS de service, en évitant les pressions temporelles, en particulier lors des changements d'état du réacteur, pour qu'il puisse dérouler sa mission en toute sérénité.
Les inspecteurs ont noté que l'action corrective AC3 du CRESS de cet événement, intitulée « réaliser dans le cadre d'une mise en situation (MES), un entraînement à la sortie du chapitre 6 pour les populations OP, OPPT, CED, CE et IS », dont l'échéance était fixée au 30/06/2020, a déjà été réalisée pour les IS et CE.
Les inspecteurs ont noté que les IS et CE du site s'entraînent sur simulateur avant chaque arrêt de tranche, et qu'un CE, accompagné de 2 à 3 IS, s'entraîne également sur simulateur 1 à 2 fois par an.
L'ingénieur en charge du chapitre 6 a indiqué aux inspecteurs que les validations à blanc (VAB) des consignes incidentelles et accidentelles ne sont faites que sur une seule tranche car les deux tranches se trouvent dans le même état technique.
Les inspecteurs considèrent que cette démarche manque de robustesse, les deux tranches ayant chacune leur propre historique technique. Demande A.34 : Je vous demande de réaliser les validations à blanc des consignes incidentelles et accidentelles sur les deux tranches du site.
## Comportement Foh Equipes De Conduite
Les inspecteurs ont été amenés à échanger avec deux équipes de conduite différentes.
Les équipes de conduite disposent de plusieurs outils pour gérer le REX :
- un classeur destiné à préparer la semaine disponible le week-end,
- un classeur « REX BIP intervenant » pour les paramètres et réglages sensibles,
- une capitalisation informatique nationale par système élémentaire « One Note »,
- l'application eBRID.
Les agents du service Conduite du site sont tous destinataires du REX national diffusé par le PiREX. Ils partagent le REX local lors des changements de quart ou lors de périodes plus calmes, la nuit ou le week-end.
L'outil eBRID permet à la Conduite d'enregistrer les anomalies observées par domaine (les activités en salle de conduite, le REX lignage, le REX EP). Cet outil est un outil de débriefing des activités.
La note [6] fait état au §8.3 d'un outil de recherche du REX, MRR, qui permet des recherches transverses sur les différentes bases « notes » du Parc qui y sont indexées.
Les inspecteurs ont constaté que les équipes de conduite rencontrées ne sont pas à l'aise avec la recherche du REX associé à leurs interventions. Compte tenu de la complexité vécue de la recherche informatique, les opérateurs n'ouvrent pas systématiquement eBRID avant chaque activité. Seul le REX adossé aux « TOT » de l'outil informatique EAM, maîtrisé par les agents, permet aux opérateurs d'accéder facilement au REX enregistré sur eBRID.
Ainsi, les inspecteurs ont noté que la fiche eBRID ouverte dans le cadre du traitement de l'action corrective AC1 prise dans le rapport de l'événement significatif du 12/02/2019 « Génération de l'événement RCP1 de groupe 1 pendant 36 min lors de la remise en service de la ligne REN boucle 4 » ne ressortira pas automatiquement avec la prochaine activité identique.
Les équipes de conduite n'ont pas non plus bénéficié de la formation associée à l'outil E-DRT. Cette interface, en cours de mise en service, est en revanche bien partagée par l'ingénierie ITM sur le site pour les travaux. Elle permet de disposer du REX disponible depuis 2009 sur le Parc pour les activités sensibles et les Non Qualité de Maintenance de niveau 1.
## Demande A.35 : Je Vous Demande De Mettre En Place L'Organisation Et/Ou La Formation Qui Permette Aux Opérateurs De Conduite De Disposer Facilement Du Rex Pour L'Ensemble Des Opérations Courantes D'Exploitation Qu'Ils Ont À Conduire.
Toutes les 7 semaines, une journée dédiée permet de partager du REX entre OPPT (opérateur pilote de tranche), chargé de consignation, CE (chef d'exploitation) et CED (chef d'exploitation délégué). La « minute REX » est animée par l'OPPT.
Toutes les 14 semaines, une journée d'équipe dédiée à toute la population de l'équipe sur les deux tranches et organisée par l'OPPT de l'équipe, permet d'échanger sur la gestion prévisionnelle des emplois, les points forts et les points faibles de l'équipe. Elle permet aussi de faire un état des lieux des actions et de partager le REX local.
En pratique, du fait des formations, la journée d'équipe peut n'avoir lieu qu'une fois par an.
Dans le service conduite, les opérateurs doivent par ailleurs, à titre d'objectifs individuels, partager 2 REX
par an.
Les inspecteurs ont noté que le partage du REX dans leur équipe est laissé à la main des chefs d'exploitation et qu'un certain nombre de bonnes pratiques ressortent :
- Ainsi, les agents d'une des équipes rencontrées disposent d'une application collaborative sur tablette qui leur permet de faire remonter en temps réel le débriefing de leur intervention ou les anomalies constatées sur le terrain et de suivre ainsi l'évolution de la prise en compte de leur enregistrement par leur hiérarchie dans les outils informatiques de prise en compte du REX, eBRID (débriefings) ou Caméléon (REX et constats) à visibilité nationale. Ce support visuel renforce le sens des actions de vigilance individuelles des agents de la conduite. Cet outil permet d'enregistrer pareillement les bonnes pratiques. L'enregistrement du REX par cette équipe a permis d'exploiter utilement les consignations déjà réalisées sur les réfrigérants RRI pour maintenir une température acceptable dans les locaux lors de l'été 2019.
- Dans une autre équipe, le chef d'exploitation cherche à solidariser les agents tout en développant leur culture de sûreté (présentation du REX national par un chargé de consignation ; préparation des agents de terrain en formation avant leur passage devant le jury qui décidera de leur habilitation, par leurs pairs dans l'équipe ; ateliers visant à développer la réflexion des agents dans les phases de conduite moins intenses - nuits, week-ends, constitution d'une bibliothèque informatique sur des thèmes bien définis permettant l'accès aux agents intéressés pour approfondir leurs connaissances).
Les inspecteurs ont cependant noté qu'aucun temps particulier n'est strictement dédié au partage du REX
dans le temps des équipes de conduite au quotidien. Demande A.36 : Je vous demande de sanctuariser systématiquement un temps pour le partage du REX
au sein des équipes de quart.
Les inspecteurs ont noté que les réunions REX organisées en amont de chaque AT, qui constituaient une formation destinée à tous les opérateurs de conduite du site (7 équipes), sont désormais ciblées sur les trois seules équipes de conduite du site concernées par la phase « PTB du RRA » (état du réacteur le plus délicat en AT) ; une formation accélérée pour une autre équipe serait mise en place, si besoin, en cas de décalage du planning.
Demande A.37 : Compte tenu du risque de décalage de planning pour le passage à la PTB-RRA, je vous demande de vous organiser de manière à ce que toutes les équipes susceptibles de réaliser cette activité disposent de la même formation REX avant chaque AT.
Les inspecteurs ont entendu les difficultés des agents de conduite pour visualiser suffisamment rapidement les plans associés à la gestion du risque incendie et les schémas mécaniques dont ils ont besoin, sur le réseau informatique dont ils disposent. Le temps passé par l'équipe de conduite à délivrer les permis de feu sur la base d'une application insuffisamment performante est pris sur les actions de surveillance du réacteur. Demande A.38: Je vous demande de traiter les difficultés et lenteurs informatiques rencontrées par les opérateurs en salle de commande pour accéder aux schémas mécaniques et aux schémas afférents aux dispositions de lutte contre l'incendie, afin d'améliorer l'efficacité de leur action.
## Traitement Des Écarts
Les inspecteurs ont constaté que, dans le dernier dossier de maintenance de la pompe 2 RIS 032 PO, le seuil haut de la course spécifiée par le formulaire de la gamme (115 mm) avait été annoté d'un commentaire manuscrit
« ne pas tenir compte de » (p6/7 de la gamme d'activités). Demande A.39 : Je vous demande d'identifier les écarts, anomalies ou erreurs dans les formulaires de maintenance que vous employez, afin d'y remédier dans le cadre organisé de votre gestion du REX.
## Gestion Prévisionnelle Des Emplois Et Des Compétences
L'arrêté [2] dispose :
Art. 2.4.2. « *L'exploitant met en place une organisation et des ressources adaptées pour définir son SMI, le mettre en* œuvre, le maintenir, l'évaluer et en améliorer l'efficacité… ».
Art. 2.1.1. II. *« L'exploitant détient, en interne, dans ses filiales, ou dans des sociétés dont il a le contrôle au sens des* articles L. 233-1 et L. 233-3 du code de commerce, les compétences techniques pour comprendre et s'approprier de manière pérenne les fondements de ces activités.»
Cartographie ITM (Equipe commune)
Le service ITM qui comprend 42 personnes, dont 10 appartenant à DPNT (CNPE) et 32 au CNEPE, gère régulièrement ses ressources, notamment en faisant des points GPEC avec le site. Cependant les inspecteurs ont relevé que le service était en retard sur la tenue de sa cartographie des compétences. Ils notent à ce titre qu'il n'existe aucun outil harmonisé sur les 8 EC (équipes communes) pour l'établissement des cartographies des compétences. Le CNEPE n'impose pas d'utiliser l'outil de cartographie du site de Golfech. L'alimentation de l'outil du site par ITM est toujours en cours avec l'appui du service formation (SFOR). En conséquence, les interlocuteurs des inspecteurs n'ont pas été en mesure de présenter les données clés de la GPEC telles que les effectifs critiques, les cibles du service, l'identification et la gestion des compétences sensibles (les connaissances auto, le controbloc…).
Les inspecteurs ont également relevé qu'il n'existait pas de référentiel de type SAT pour le CNEPE.
Il a donc été difficile pour les inspecteurs de mesurer l'impact réel de certaines fragilités relevées au cours des échanges telles que les contraintes engendrées par le cumul des missions chargé d'affaire-chargé de surveillance en AT (arrêt de tranche), le déficit de compétences Essayeur Noyau Dur dans la section Electrique et Essais, la difficulté d'assurer le compagnonnage des nouveaux arrivants par les agents expérimentés qui sont accaparés par des grosses modifications comme le DUS et le MRI ou encore l'absence de CF1 opérationnels (compensée selon le MDL par la présence de l'UFPI aux réunions de section). Demande A.40 : Je vous demande de finaliser au plus tôt la cartographie de compétences du service ITM,
afin de mettre clairement en évidence, dans une projection a minima sur 3 ans, les effectifs et compétences critiques ainsi que les cibles optimales des compétences individuelles et collectives, en mettant un focus particulier sur les compétences rares et sensibles du service.
En lien avec vos services centraux, vous vous prononcerez sur l'opportunité d'homogénéiser l'outil de cartographie au sein de toutes les équipes communes de sites électronucléaires français.
## Compétences Métiers
Le renouvellement massif des effectifs sur le CNPE de Golfech induit un contexte général de compétences métiers fragilisées. La direction du site a pris conscience de cette situation et des conséquences potentielles sur les ressources du site en général et les compétences métiers en particulier. Des dispositions ont été mises en place pour stabiliser autant que faire se peut la situation : les GPEC sont suivies et tracées au sein de la DRH comme dans la plupart des services, le service commun de formation est apparu efficace et les correspondants formation (CF) sont bien intégrés dans les unités et les services. Par ailleurs, les organisations métiers (NCC 2016, MMPE 2017…) ont été déployées et le CNPE est bien positionné pour la déclinaison du référentiel SAT (52 référentiels déployés sur les 59) avec cependant encore quelques profils restant à décliner (CED, OPPT, HMT, auditeur SSQ,
chef de projet, RSP, COC, ….). Enfin, la direction affiche une volonté dans ce domaine au travers d'une orientation stratégique ciblant le développement du geste technique.
Mais, un certain nombre d'éléments relevés par les inspecteurs ou rapportés par les différents interlocuteurs du site ont interpellé les inspecteurs.
Les inspecteurs ont relevé au cours de leurs échanges avec les agents et les managers des différents services rencontrés que la diminution du vivier de personnes expérimentées à Golfech avait des conséquences sur le transfert de compétences, notamment le compagnonnage sur le terrain. A titre d'exemple, au sein du service AEE,
notamment dans la section des automaticiens, il y a eu une perte de compétences importante sur le site entre 2011 et 2016. Les nouveaux embauchés depuis 2015 ne bénéficient plus du compagnonnage qui permettait la montée en compétence faute d'agents expérimentés dans le service. La formation de terrain est considérée par certains agents expérimentés interviewés par les inspecteurs, ayant bénéficié par le passé d'un compagnonnage bien encadré, comme en dessous du seuil critique.
Cette diminution du vivier des personnes expérimentées se ressent également dans la sérénité des agents au quotidien.
Les organisations métiers restent à stabiliser dans certains services. La déclinaison du cadre national de cohérence MMPE (Métiers de Maintenance et de Projets en Exploitation) au sein du service Travaux n'est pas encore totalement finalisée et le reste à faire s'avère assez complexe (notamment les interfaces entre les 3 sections du service AEE qui sont fortement modifiées dans le contexte de noyau de cohérence). Dans le cadre de la réorganisation de la conduite, il a été rapporté aux inspecteurs que les OPPT étaient « ponctionnés » dans l'effectif des opérateurs et que par conséquent il a fallu renouveler ces effectifs en faisant monter rapidement des opérateurs souvent très jeunes. De plus les OPPT, qui reprennent une grande partie des missions de l'ex CT (Cadre Technique), manquent d'expérience vis-à-vis des anciens CT qui avaient une vision transverse de tous les métiers et un profil qui rassurait les opérateurs. Sur les 15 CT de Golfech avant le passage au noyau de cohérence conduite
(NCC), 2 CT sont devenus CED, 3 sont devenus CE et les 10 autres ne sont plus dans les effectifs du service conduite (départ en retraite majoritairement).
A ce problème de perte d'agents expérimentés et de baisse corrélative de performance des dispositifs de compagnonnage, semblent s'ajouter des difficultés de positionnement des jeunes recrues dans un environnement technique. En effet, deux référents métiers rencontrés par les inspecteurs constatent, dans le cadre des formations qu'ils dispensent dans les espaces maquettes, que depuis plusieurs années le niveau technique des jeunes recrues sorties des écoles a baissé. Il y a selon eux une véritable dérive dans ce domaine. Cela se traduit par un certain désintérêt vis-à-vis de la formation technique mais également par de réelles difficultés pour ces jeunes à formuler des demandes pertinentes dans le cadre de leurs besoins en formation. Cette expression des besoins en formation, notamment issues des CF1 est d'ailleurs un problème global déjà identifié par le site.
Les référents métiers ajoutent qu'il est très difficile de réaliser un REX pertinent sur l'efficacité des espaces maquettes car ils n'ont pas de retour de la part des responsables d'équipes et du management métiers sur les apports concrets de ces formations.
Les compétences métiers des prestataires et leur suivi constituent également un point d'attention central. Il y a 250 prestataires permanents auxquels il faut ajouter 600 à 2000 prestataires supplémentaires lors des arrêts pour maintenance. Si les formations des principaux prestataires sont suivies, notamment via les engagements rédigés par le GIE (groupement inter entreprise, association régionale de prestataire de l'industrie nucléaire) dans le cadre du PRS (plan de rigueur sûreté), il n'en est pas de même pour les « petits » prestataires qui ne sont pas adhérents au GIE. Il existe une convention d'utilisation des espaces maquettes via le GIE ou des conventions particulières pour ces prestataires mais il s'avère que nombre d'entre eux s'entraînent surtout sur le site de Blayais. Dans ces conditions, les inspecteurs s'interrogent sur la visibilité dont disposent les donneurs d'ordre du site de Golfech quant aux compétences réelles et à la qualité des entraînements suivis par les prestataires.
Les inspecteurs n'ont pas relevé de problèmes particuliers sur le site vis-à-vis des formations théoriques ou académiques métiers. Il n'en est pas de même en revanche pour ce qui concerne la formation à certains outils informatiques d'une part (par exemple la formation au SDIN à laquelle certains agents ont reproché un caractère trop général et pas assez orienté métiers), et le principe du e-learning d'autre part.
Le principe du e-learning rencontre en effet un certain nombre de résistances sur le site. Malgré un travail d'accompagnement métiers effectué au premier trimestre 2019 (une des priorités du sous-processus DCO), la pertinence même de ce mode de formation est parfois remise en cause. Les agents mettent en avant une formation isolée, sans échange, peu efficace car se résumant parfois à des actions de presse bouton, ou comportant des séances parfois longues (à titre d'exemple la formation sécurité radioprotection pour tout le personnel (formation CQRP) demande un prérequis de 13h en e-learning avant la formation en présentiel) ne permettant pas toujours aux managers de dégager le temps nécessaire sur le temps de travail. Le ressenti est d'autant plus exacerbé que ces agents considèrent en parallèle qu'il y a trop de formations théoriques comparativement au peu de compagnonnage sur le terrain.
Les éléments rapportés ci-dessus, bien qu'étant des perceptions individuelles, doivent être appréciés comme illustrant le ressenti d'une partie non négligeable des agents. Le cumul de cette appréciation négative du e-learning et des problèmes liés aux compétences métiers sur le CNPE de Golfech (un compagnonnage en perte de vitesse, les noyaux de cohérence métiers restant à stabiliser, un manque de visibilité du site sur la qualité des formations et des entraînements…) sont tout autant de fragilités qui doivent faire l'objet d'une analyse globale et intégrée afin d'identifier les éventuelles défaillances organisationnelles profondes et génériques et d'évaluer précisément pour les différents métiers les conséquences concrètes sur les performances du site en terme de sûreté.
Les inspecteurs relèvent qu'un des 4 axes des engagements de chaque collectif du site (et donc les différents métiers) concerne la mise en place d'une revue de leur organisation. Les bonnes pratiques dans le domaine des compétences, qui existent sur le site, ne doivent pas en effet s'appuyer sur des portages individuels mais sur différents leviers de l'organisation (rôle de chacun, processus transverses, prise de décision, organisation réflexive…) qui doivent cadrer la formation, la montée et le maintien en compétences de chaque agent au sein des différents métiers. La compétence CFH, dont les champs d'actions incluent le management de la sûreté et le management des situations FOH (SOH, analyses des situations de travail), doit jouer un rôle majeur dans le cadre des engagements des collectifs du site et de l'analyse globale et intégrée qui doit être menée.
Demande A.41 : Je vous demande de mettre en place une analyse FOH globale et intégrée centrée sur la recherche des causes profondes organisationnelles des fragilités déjà identifiées par le site ou relevées au cours de l'inspection concernant le processus de gestion des compétences métiers (expression des besoins de formation, compagnonnage, e-learning, mise en place des noyaux de cohérence métiers, compétences métiers des nouvelles recrues et des prestataires, REX des entrainements…) avec une mise en perspective des conséquences potentielles sur la sûreté. Vous me transmettrez les résultats de cette analyse et le plan d'action associé sous 6 mois.
## Gestion Prévisionnelle Des Emplois Et Des Compétences Dans Le Cadre Du « Grand Carénage »
Une des orientations stratégiques du site consiste à mettre en œuvre des organisations et des méthodes pour être prêt pour les VD3. Une présentation du Grand Carénage a été faite par le chef de projet aux différents services.
La revue du sous-processus DCO en 2019 a identifié les efforts à mener pour le Grand Carénage. Dans ce contexte, une analyse GPEC est effectuée sur la période 2019-2025 pour les prochaines visites décennales (VD en 2022 et en 2024) mais aussi à plus court terme dans le cadre des visites partielles (VP). Le site précise que le futur plan de formation 2021 anticipera les compétences dues aux modifications à réaliser dans le cadre du Grand Carénage.
Les inspecteurs ont relevé des initiatives au sein de différents services dans le cadre de l'anticipation des prochaines VD3. Cependant les inspecteurs ont pu relever au sein de différents services des signes d'inquiétude persistante à l'échéance des prochaines VD.
Le site semble être actif au niveau des pépinières dans la perspective du Grand Carénage mais cela n'est pas le cas pour tous les services. Les pépinières et autres dispositifs (GPEC transverses …) doivent permettre une montée en compétence progressive et maîtrisée des différents profils de métiers.
Il apparait par exemple difficile de maintenir une pépinière au SSQ sachant que le cursus correspond souvent à un passage en amont par un ou deux autres services (classiquement UFPI puis conduite). Aujourd'hui, sans un renfort d'effectif au-delà du renfort d'IS annoncé, le chef SSQ estime que son service aura des difficultés pour le Grand Carénage. Le service a identifié des besoins accrus notamment pour des missions d'analyses sûreté et des missions d'Ingénieur chargé des relations avec l'ASN (IRAS). Pour passer ce cap, le chef SSQ dispose de 3 leviers :
réduction du périmètre d'activité, sous-traitance et recrutement. Les deux premiers leviers trouvent vite leurs limites : le SSQ ne peut se délester de ses activités « cœur de métiers » et il est impossible par exemple de soustraiter les analyses sûreté mis à part l'analyse d'impact.
La section Electricité, selon la propre expression du MDL (manager de deuxième ligne), « prend de plein fouet » les modifications nationales relatives aux DUS et à JDT. Il en résulte des problèmes de réception de ces modifications par le métier. Les inspecteurs ont ainsi entendu les interrogations de différents métiers, en lien avec le fait que le CNPE n'a pas (ou peu) de droit de regard sur les déploiements des modifications nationales et que les métiers n'ont pas participé à l'élaboration des modifications nationales. Les métiers mettent parfois des points bloquants au moment du transfert de la modification à l'exploitation, ce qui retarde la mise en service.
Les agents se plaignent par ailleurs d'un flux constant de nouvelles exigences et craignent que la VD3 n'alourdisse encore plus le volume documentaire. Les inspecteurs ont noté que ces inquiétudes s'exprimaient en lien avec des questions sur la suffisance des formations qui sont proposées.
A titre d'exemple, les opérateurs de la conduite sont inscrits à des formations sans savoir si elles vont correspondre à leurs besoins en VD3 (il faudra en effet que le simulateur soit compatible VD3). Par ailleurs, des grosses modifications comme le CCL (centre de crise local) auront un gros impact en termes d'organisation et d'entraînement, notamment pour les équipes locales de crise (ELC). Un manager de la conduite met en avant qu'aujourd'hui déjà les agents de son équipe découvrent sur le terrain certaines modifications faites par l'ITM
(exemple donné de la nouvelle machine de préparation du bore). Ces modifications n'apparaissent pas non plus systématiquement dans les mises à jour STE et dans les dossiers systèmes élémentaires. Dans ces conditions, toute anticipation en termes de formation (même en boucle courte avec les CF1) est impossible.
Le site a fait le constat d'une dégradation de la qualité des consignations et des alertes ont été émises sur la GPEC des chargés de consignation. Les observations réalisées lors de l'inspection (cf. demande A.3) confirment ce constat . Il y a eu deux événements impliquant une erreur de consignation à deux dates rapprochées (19/06/2019 et 27/06/2019). Le chef du service conduite a identifié le fait que le vivier des métiers de consignation n'est pas suffisant. Or, il s'agit d'un métier qui demande une très longue formation (dont 6 mois à 1 an de compagnonnage avec plusieurs années d'expérience). Dans ces conditions, les chargés de consignation habilités du service conduite, en trop faible effectif, ne sont pas en mesure d'être des référents pour le compagnonnage. Ceci est de nature à fragiliser la VD3 de 2022, d'autant plus que les arrêts pour rechargement sont moins fréquents sur les réacteurs de type 1300 MWe que sur les 900 MWe, ce qui offre donc moins de situations formatrices. Un chargé de consignation est venu de Belleville et le site attend du renfort après la fermeture de Fessenheim.
Les inspecteurs ont relevé également que le gréement de la mission CFH s'est avéré particulièrement déficient dans la mesure où la CFH n'a pu être remplacée au SSQ durant son absence prolongée. Les inspecteurs, compte tenu des nombreuses missions de la CFH dans les domaines de la sûreté (et particulièrement les analyses approfondies des évènements), considèrent qu'il s'agit là d'une compétence sensible. Les inspecteurs n'ont pas pu obtenir d'information claire sur le REX qui avait été tiré de cette situation et quelles étaient les actions de sécurisation de la mission CFH dans la perspective du Grand Carénage.
Le cumul des modifications en cours et à venir dans le cadre des prochaines VP et VD vont immanquablement conduire à des évolutions des compétences requises et à une reconfiguration nécessaire de certaines formations. En regard des différents éléments rapportés ci-avant, les inspecteurs s'interrogent sur la suffisance de la visibilité réelle donnée aux métiers en termes de formation et de compétences dans la perspective du Grand Carénage. Certains services s'interrogent en effet sur leur capacité à faire face à ces prochaines échéances, d'autant plus que les temps de formation pour certains profils et la complexité du processus de recrutement (arbitrage de la DPN, gestion des recouvrements…) induisent de fortes inerties. Demande A.42 : Je vous demande de mener au plus tôt une analyse SOH en local, tenant compte des spécificités du site, sur le cumul des modifications en cours et à venir dans la perspective du Grand Carénage afin d'identifier précisément les impacts en termes de compétences et de formation sur les différents métiers du site (SSQ, conduite, automaticiens, …). Les conclusions de cette analyse SOH
devront être à même de renforcer voire de reconsidérer la GPEC transverse et les GPEC des services afin de sécuriser les effectifs et/ou les compétences des différents métiers concernés. Vous me transmettrez les résultats de cette analyse sous 6 mois. Demande A.43 : Dans l'attente des conclusions de l'analyse SOH locale, qui devront amener des solutions pérennes en termes d'anticipation et de de gréement des compétences, je vous demande d'identifier les compétences au sein des différents métiers qui demandent un traitement prioritaire compte tenu de l'actualité du site (chargés de consignations, automaticiens….) et de mettre en place rapidement des mesures compensatoires qui se traduisent par des effectifs externes en renfort du site ou toutes autres modalités que vous jugerez adaptées. Vous me transmettrez le détail de ces mesures compensatoires sous 6 mois.
## Prévention Des Risques De Fraudes Organisation Pour La Prévention Des Risques De Fraudes
L'article 2.4.1. de l'arrêté [2] précise que : « L'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement sont systématiquement pris en compte dans toute décision concernant l'installation. … II.- Le système de management intégré précise les dispositions mises en œuvre en termes d'organisation et de ressource de tout ordre pour répondre aux objectifs mentionnés au I. Il est fondé sur des documents écrits et couvre l'ensemble des activités mentionnées à l'article 1er 1. …»
Vos représentants ont présenté aux inspecteurs les dispositions organisationnelles que vous avez prises depuis le début de l'année 2019 pour vous prémunir des risques de fraude et mettre en évidence des fraudes éventuelles dans la mise en œuvre des activités, notamment les activités importantes pour la protection (AIP) au sens de l'arrêté
[2]. Ces dispositions déclinent en partie les engagements de vos services centraux vers l'ASN, objet du courrier [7].
Les inspecteurs ont notamment constaté :
- la nomination d'un référent fraude formalisée au travers d'une lettre de mission spécifique datée du 1er octobre 2019 avec des compétences élargies sur tous les domaines susceptibles d'être concernés par la fraude (intégrité des données, compétences, habilitation, approvisionnement en pièces de rechange, …) ;
- l'établissement d'un premier diagnostic général accompagné de propositions d'actions managériales ; - la réalisation fin août 2019 d'une première vérification approfondie par la filière indépendante de sûreté sur la prise en compte du risque de fraude accompagné d'une analyse du retour d'expérience international sur les contrôles à mener ;
- la programmation d'un bilan annuel de la lutte contre la fraude, présenté par le référent fraude à l'occasion de la revue sûreté du CNPE prévue en fin d'année ;
- l'intégration de la thématique fraude dans la « levée des préalables » menées sur les AIP en retour d'expérience d'inspections que l'ASN a mené sur d'autres sites sur la même thématique ;
Par ailleurs, vos représentants ont déclaré aux inspecteurs : - que des contrôles spécifiques d'absence de fraude avaient été menés sur le suivi en service des équipements sous pression ;
- qu'une information spécifique aux risques de fraude avait été faite vers les chargés de surveillance (CSI) et les surveillants terrain (ST) ;
- que depuis le début de l'arrêt du réacteur 2 fin septembre 2019, l'animateur du réseau des ST intégrait la prise en compte des risques de fraude dans ses réunions de coordination hebdomadaires.
Indépendamment de ces premières mesures qui sont soulignées de façon positive par l'ASN, les inspecteurs constatent que :
- les nouvelles dispositions prises par le site pour se prémunir des risques de fraude et mettre en évidence les fraudes éventuelles n'apparaissent pas dans vos notes d'organisation. Elles n'ont pas été formalisées dans votre SGI en application de l'arrêté [2] ;
- comme le constate la FIS elle-même, les moyens d'investigation à votre disposition ne permettent pas de contrôler la présence effective d'une personne dans un local donné à une heure précise, ce qui limite la possibilité de mettre en évidence les fraudes éventuelles ;
- le référent fraude n'a pas accès aux informations enregistrées sur votre site internet « lanceur d'alerte » ;
- les outils de gestion opérationnelle des activités (analyses de risques, rapports de fin d'intervention) et les outils d'enregistrement et capitalisation des anomalies et du retour d'expérience (base informatique CAMELEON, outil de capitalisation et d'analyse des Non Qualité de Maintenance et d'Exploitation NQME, Programme d'Action Corrective PAC, outil d'enregistrement des actions de contrôle de terrain ARGOS) n'intègrent pas le thème de la prévention des risques de fraude ;
- le site internet d'EDF destiné aux lanceurs d'alerte semble peu connu des intervenants. Les inspecteurs estiment donc que les actions managériales fortes engagées par le site doivent être approfondies et complétées. De nouveaux outils doivent être élaborés, ou les outils existants adaptés, pour répondre aux enjeux des risques de fraude. Les outils de capitalisation CAMELEON, ARGOS, PAC et les outils de gestion des activités, ADR pourraient utilement intégrer le risque de fraude. La connaissance et l'exploitation de votre site de lanceur d'alerte pourraient également être améliorées. Demande A.44 : Je vous demande de renforcer la prise en compte du risque de fraude en l'intégrant à vos outils opérationnels de gestion et de contrôle des AIP au sens de l'arrêté [2] ; Demande A.45 : Je vous demande d'améliorer, en relation avec vos services centraux, les outils existants, renforcer la connaissance et l'accès au site internet des lanceurs d'alerte par exemple, ou de créer de nouveaux outils vous permettant de déceler plus efficacement les fraudes potentielles sur le site ;
Demande A.46 : Je vous demande d'intégrer dans votre système de gestion intégrée les dispositions organisationnelles mises en œuvre sur le site pour vous prémunir des risques de fraude et mettre en évidence les fraudes éventuelles.
## Prise En Compte Du Retour D'Expérience Relatif À La Prévention Des Fraudes
L'article 2.7.2. de l'arrêté [2] précise que : « L'exploitant prend toute disposition, y compris vis-à-vis des intervenants extérieurs, pour collecter et analyser de manière systématique les informations susceptibles de lui permettre d'améliorer la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement, qu'il s'agisse d'informations issues de l'expérience des activités mentionnées à l'article 1er.1 sur son installation, ou sur d'autres installations, similaires ou non, en France ou à l'étranger, ou issues de recherches et développement. »
Les inspecteurs se sont intéressés à la prise en compte par le site du retour d'expérience issu de cas de fraudes avérés rencontrés par d'autres CNPE et ayant fait l'objet de déclarations d'événements significatifs pour la radioprotection. Ils se sont particulièrement intéressés à l'événement significatif pour la radioprotection survenu sur le site de Dampierre, objet du compte-rendu [8] qui concernait des fraudes relatives à des contrôles de propreté radiologique de certains locaux. Ils se sont également intéressés à l'événement significatif pour la radioprotection [9] qui portait sur l'absence de contrôle technique réglementaire et la falsification de signatures à l'occasion de la sortie sur le domaine public de matériel en provenance de zone contrôlée. Vos représentants ont déclaré aux inspecteurs que le retour d'expérience issu de ces événements significatifs pour la radioprotection avait été pris en compte par le site et avait donné lieu à :
- un renforcement des contrôles radiologiques en sortie de zone contrôlée en application de votre directive interne DI n° 82 ;
- la réalisation par votre service de prévention des risques (SPR) de contrôles d'irradiation et de propreté radiologiques contradictoires au cours de l'arrêt pour maintenance et rechargement en combustible du réacteur 1 en début d'année 2019.
Cependant, au cours de leur inspection dans votre service SPR, les inspecteurs ont constaté que les relevés des contrôles radiologiques réglementaires effectués par votre prestataire dans le bâtiment réacteur 2 à l'arrêt ne faisaient l'objet d'aucun enregistrement accessible. Les informations enregistrées dans votre logiciel CARTORAD
ne comportaient qu'une information de l'irradiation moyenne par local et une information globale par local du niveau de propreté radiologique sans aucune valeur associée de contamination mesurée. En l'absence d'enregistrement des valeurs réelles effectivement mesurées par votre prestataire, une comparaison avec les valeurs mesurées par vos services n'est techniquement pas possible. De plus, comme précisé dans la suite du présent courrier, les inspecteurs ont mis en évidence un niveau de contamination dans un local contaminé supérieur au niveau de contamination affiché dans CARTORAD et sensé être issu de contrôles menés par votre prestataire. En l'absence d'enregistrement de ces contrôles, les inspecteurs n'ont pu vérifier la réalisation effective de ces contrôles par votre prestataire. Demande A.47 : Je vous demande de renforcer la connaissance et la prise en compte du retour d'expérience issu d'événements déclarés par d'autres CNPE sur le thème de la fraude. Vous me préciserez notamment comment vous prévoyez de tenir compte du retour d'expérience issu de l'événement objet du rapport [8].
L'article 2.6 .4 - I dispose que : *« L'exploitant déclare chaque événement significatif à l'Autorité de sûreté nucléaire dans les* meilleurs délais. La déclaration comporte notamment :
- *la caractérisation de l'événement significatif ;*
- *la description de l'événement et sa chronologie ;*
- ses conséquences réelles et potentielles vis-à-vis de la protection des intérêts mentionnés à l'article L.593-1 du code de l'environnement ;
- *les mesures déjà prises ou envisagées pour traiter l'événement de manière provisoire ou définitive. »* Par ailleurs, vos représentants ont évoqué un cas particulier susceptible d'être apparenté à une fraude concernant un agent EDF et détecté le 25 février 2019. Une analyse approfondie de cet événement, réalisée au titre du retour d'expérience, n'a pas conduit vos représentants à mettre en évidence un cas similaire avec le même intervenant. Ce cas avait donné lieu à une information téléphonique de la division de Bordeaux, sans que cette information orale soit suivie d'une information plus formalisée.
Les inspecteurs vous rappellent que le paragraphe 1.1 de la note de l'ASN [10] vous demande de l'informer en deux temps des cas potentiel de fraude mis en évidence « sur le même mode que la déclaration des événements significatifs, dont les modalités sont détaillées dans les guides de l'ASN ».
Demande A.48 : Je vous demande de prendre les dispositions organisationnelles nécessaires vous permettant de respecter l'exigence d'information à la suite d'une détection d'un cas susceptible d'être apparenté à une fraude mentionnée dans la note [10] en application de l'arrêté [2] ;
Enfin, à l'occasion des investigations menées sur un risque de fraude éventuel, les inspecteurs se sont intéressés au dossier de fin d'intervention relatif aux contrôles réalisés par votre prestataire sur les ancrages du diesel LHP du réacteur 2 (CMY GF 304D). Ils ont constaté que ce dossier présentait de graves lacunes d'enregistrement. Les contrôles ont été menés une première fois les 18 et 19 juin 2019, puis une seconde fois sans que les dates soient précisées. Les rapports de fin d'intervention et les conclusions relatives à la conformité des ancrages contrôlés ont tous été modifiés à la main sans que le ou les agents prestataires qui ont procédé aux nouveaux contrôles soient identifiés et sans préciser la date de leur intervention. Par ailleurs, les inspecteurs n'ont pu accéder aux données d'entrée/sortie (3K) du site, la période demandée étant trop ancienne. Le contrôle relatif à un potentiel cas de fraude n'a ainsi pas pu être mené à terme par l'équipe d'inspection.
Demande A.49 : Je vous demande de procéder à la vérification de la présence effective des agents identifiés dans les rapports de fin d'intervention dans les locaux diesels du réacteur 2 aux dates et heures indiquées dans les fiches d'enregistrement des premiers contrôles. Vous me ferez part de vos conclusions et des mesures éventuellement prises à l'encontre du prestataire ; Demande A.50 : Je vous demande de me confirmer que les nouveaux contrôles ont bien été réalisés par les mêmes intervenants ayant effectué les premiers contrôles. Vous me préciserez les dates de ces contrôles ultimes et me ferez part de vos conclusions ; Demande A.51 : Je vous demande de me faire part du retour d'expérience que vous tirez de ces constats quant à votre capacité à déceler des fraudes éventuelles lors de vos actions de surveillance en application de l'arrêté [2]. Si aucun cas susceptible d'être assimilé à une fraude n'est mis en avant, je vous demande de m'expliquer précisément ce qui a conduit les agents de contrôle à procéder de cette façon. Je vous demande également de mettre en œuvre des actions correctives pour pallier ce type de pratique.
## Maintenance Identification Des Non-Qualités De Maintenance
Dans le cadre de l'inspection de revue, les inspecteurs se sont attaché à comprendre comment le CNPE
de GOLFECH définit et analyse les non-qualités de maintenance (NQM). Une non-qualité de maintenance est un événement généré par une personne qui réalise un geste inapproprié dans la préparation et/ou la réalisation d'une activité. La thématique NQM est incluse dans les non-qualités de maintenance et d'exploitation (NQME) pilotée par un pilote opérationnel du service travaux. Des correspondants NQME sont désignés dans d'autres services ciblés comme pouvant être à l'origine de NQM.
Le niveau national d'EDF impose des analyses pour les NQM ayant eu pour conséquence un événement significatif ou une perte de production. L'ASN souligne de façon positive le fait que le site analyse des NQM de façon plus large que le périmètre précité.
L'outil principal utilisé pour la détection et donc l'analyse des NQM est l'outil Caméléon qui permet de tracer l'ouverture de constats notamment sur des interventions de maintenance.
Le pilote opérationnel des NQME a présenté à l'ASN son tableau de bord des NQME qui lui permet d'analyser finement les NQME et de définir éventuellement des actions pour pallier à des signaux faibles ou signaux forts sur le thème des NQM. Cette analyse est menée par métiers et à leur intention. Il n'existe pas d'outil permettant de mener une analyse transverse des NQM sur le site. Interrogés sur l'exploitation de la base plans d'actions (PA) dans le cadre de l'identification et de l'analyse des NQM, vos représentants ont indiqué ne pas exploiter cette base de données. Or, l'équipe d'inspection a pu détecter dans la liste des plans d'actions transmis par le CNPE à l'amont de l'inspection des PA dont l'analyse met en évidence des NQM comportant éventuellement des modes communs (exemple : PA107689, PA129684, 128904, etc..) qu'il est indispensable de prendre en compte afin de respecter les exigences de la Directive 135 relative à l'organisation du retour d'expérience.
Demande A.52 : Je vous demande d'exploiter la base de données relative aux plans d'actions du CNPE afin de renforcer l'exhaustivité de l'identification et de l'enregistrement des NQM survenues sur le site ; Demande A.53 : Je vous demande d'assurer une analyse et un retour d'expérience transverse des NQM
identifiées sur le site indépendamment de la répartition des activités de maintenance entre les différents services du CNPE.
Suivi des constats issus des contrôles visuels de la conformité de montage et de l'absence de desserrage de l'ensemble des manchons compensateurs élastomères (MCE) sur les diesels Les gammes relatives aux contrôles visuels de la conformité de montage et de l'absence de desserrage de l'ensemble des manchons compensateurs des diesels des groupes électrogènes d'ultime secours 2LHP et 2LHQ
effectués en juillet 2018 ont été contrôlées au cours de l'inspection. De nombreux constats avaient été relevés par l'agent de contrôle. L'équipe d'inspection a vérifié par sondage, puis sur le terrain, le suivi et le traitement de ces divers constats. Un tableau de suivi tenu à jour par le service « travaux » a été présenté et a confirmé le suivi satisfaisant des constats de la responsabilité du service. Cependant, les constats relatifs à des défauts sur les tresses d'isolement sont quant à eux de la responsabilité du service automatisme électricité (AEE). Interrogés sur le traitement de ces constats, vos représentants ont confirmé que les constats avaient été transmis au service compétent mais qu'ils n'étaient pas traités à ce jour et aucun mode de preuve de suivi n'a été présenté à l'équipe d'inspection. Demande A.54 : Je vous demande de traiter les constats de responsabilité du service automatisme électricité dans les délais compatibles avec l'importance de leur impact sur les intérêts protégés au sens de l'arrêté [2]. Vous me transmettrez le mode de preuve permettant de répondre à cette demande concernant les constats relevés sur 2LHP et 2LHQ lors des contrôles visuels des manchons compensateurs.
Par ailleurs, vous vous attacherez à renforcer l'organisation interne afin de pallier ce type de situation pour tous contrôles issus des programmes de maintenance qui concernent plusieurs services et dont le suivi et le traitement doivent être coordonnés.
Lors de la visite des installations, les inspecteurs ont également constaté qu'un nombre significatif de manchons compensateurs en élastomère (MCE) ne respectait pas précisément les prescriptions de la règle nationale de maintenance « Manchons Compensateurs en Elastomère », notamment, lorsque le montage « tête de vis vers l'extérieur » est mis en œuvre. Un léger marquage du MCE référencé 1LHQ208JD a d'ailleurs été constaté.
Par ailleurs il est apparu que plusieurs housses anti-feu, censées protéger ces MCE de l'effet d'un incendie, étaient dans un état dégradé (1 &2LHQ008JD) ou ne recouvraient que partiellement le MCE (1LHQ 601 et 602 JD) Demande A.55 : Je vous demande de veiller au respect des dispositions de la règle nationale de maintenance concernant le montage des MCE et au bon état des housses anti-feu.
## Rigueur Documentaire
Comme évoqué en introduction de la demande A.9, les inspecteurs ont examiné par sondage trois dossiers d'essais périodiques.
Le dernier essai « *contrôle commande à charge partielle sur le diesel 1LHP voie A (EP LHP102)* » effectué le 23 août 2019 conclut à la conformité des critères importants pour la sûreté issus des règles générales d'exploitation (RGE).
Cependant, la valeur de pression au refoulement de la pompe en service 1LHP061PO, critère non RGE, est relevée à 3,75 bars pour une valeur attendue comprise entre 2 bars et 3,5 bars. Le critère a été noté conforme à l'attendu et validé par le contrôle technique alors qu'il est en dehors des valeurs attendues. L'essai a été déclaré « conforme » sans respecter l'ensemble des résultats d'essai et d'observations.
Demande A.56 : Je vous demande de vous prononcer sur les conséquences potentielles de la valeur de pression au refoulement de la pompe 1LHP061PO mesurée lors du dernier EP LHP102. Vous vous prononcerez notamment sur l'absence de remise en cause des conclusions de l'essai et donc sur la disponibilité du diesel.
Le dernier essai de démarrage par les vannes manuelles (LHQ 506-507 VA) du diesel 2LHQ (EP LHP208)
effectué le 18 juin 2018, conclut à la conformité des critères importants pour la sûreté issus des règles générales d'exploitation (RGE). Au cours de l'essai, l'agent doit vérifier l'absence de l'alarme LHQ915AA « défaut configuration » pour continuer les phases suivantes de la gamme d'essai, or il est indiqué sur la gamme que cette alarme était présente. Par ailleurs, l'essai a été déclaré « conforme sans réserve ». Aucune explication n'est indiquée sur la gamme contrôlée.
Demande A.57 : Je vous demande de vous prononcer sur les conséquences potentielles sur les intérêts protégés au sens de l'arrêté [2] de la présence de l'alarme au cours des premières phases de l'essai. Vous me ferez part de vos conclusions argumentées quant à la conformité de l'essai et à la disponibilité du matériel.
De plus, dans le cadre du déploiement d'une task force 19-023 consistant à mener des essais sur les diesels pour constater la présence éventuelle de suintement d'huile au droit des clapets de surpression des diesels lorsque plusieurs ventilateurs (DVD) sont en service, l'équipe d'inspection a noté que la gamme d'intervention a été rédigée à la main sur une feuille sans réelle assurance qualité et sans que l'agent en charge du contrôle ne remplisse de façon exhaustive la gamme.
Comme indiqué plus haut (voir demande A.49), les inspecteurs ont examiné le dossier de fin d'intervention relatif aux contrôles réalisés par votre prestataire sur les ancrages des tuyauteries du diesel LHP du réacteur 2 (CMY GF 304D) et constaté que ces contrôles ont été menés une première fois les 18 et 19 juin 2019, puis une seconde fois sans que les dates soient précisées. Les rapports de fin d'intervention et les conclusions relatives à la conformité des ancrages contrôlés ont tous été modifiés à la main sans que le ou les agents prestataires qui ont procédé aux nouveaux contrôles soient identifiés et sans préciser la date de leur intervention.
Ainsi outre l'utilisation de plans non à jour pour effectuer ces contrôles (cf. demande A.60), les documents présentaient de nombreuses ratures et corrections manuscrites. Les documents étaient ainsi rendus imprécis et difficilement exploitables.
Application de la DI81 (pérennité de la qualification aux conditions accidentelles des matériels) - respect des exigences de qualification Le recueil de prescriptions liées à la pérennité de la qualification aux conditions accidentelles pour le palier P4/P'4 lot VD2 Ind1 (RPMQ) constitue le recueil des dispositions spécifiques issues de manière explicite du processus de qualification, à prendre en compte lors des interventions de maintenance sur le CNPE de GOLFECH.
L'équipe d'inspection a voulu vérifier par sondage l'intégration effective dans la documentation opérationnelle des exigences du RMPQ sur le matériel qualifié.
Le RPMQ, au travers de la fiche désignée E3-102, définit des exigences sur le type de boulonnerie et sur les couples de serrage qui doivent être appliqués sur les détecteurs de flammes installés dans le cadre de la modification nationale PNPP3196 « rénovation de la détection incendie JDT ». Dans le cadre du processus d'intégration du prescriptif, la fiche E3-102 issue de la fiche d'amendement n°2 du RMPQ, doit être intégrée au plus tard sur l'arrêt pour maintenance en 2020 pour le réacteur n°1 et en 2021 pour le réacteur n°2.
Cependant, à ce jour, le matériel qualifié de la modification PNPP3196 est en cours d'installation, il est donc indispensable que cette modification intègre dès à présent les exigences de qualification du RPMQ puisque le matériel sera exploité très prochainement. Le service automatisme électricité responsable de l'intégration de cette fiche (service AEE) a indiqué sans pouvoir le démontrer que les exigences sont prises en compte par l'équipe commune en charge du déploiement des travaux.
A la demande de l'ASN, les représentants de l'équipe commune ont donc effectué un travail de correspondance entre les données issues des documents opérationnels de la modification et les données du RPMQ. Il s'avère que le couple de serrage appliqué au niveau de la liaison rail/plaque de tête des détecteurs est de 2,9 daN.m alors que l'exigence du RPMQ est de 1,4 daN.m. Un surserrage peut dans certain cas être nocif pour le matériel.
La modification PNPP3196 ne reprend donc pas l'ensemble du prescriptif du RPMQ. Demande A.58 : Je vous demande de justifier la valeur du couple de serrage à retenir pour la liaison rail/plaque de tête des détecteurs installés dans le cadre de la modification PNPP3196 afin de garantir la qualification du matériel. Vous prendrez alors les actions correctives cohérentes avec vos conclusions.
Ce contrôle a finalement mis en évidence des difficultés de coordination et de cohérence entre le processus en charge de définir les exigences de qualifications du matériel et le processus de déploiement des modifications nationales, processus qui sont gérés au niveau local par des services différents et au niveau national par des directions différentes.
Demande A.59 : Je vous demande, en lien avec vos services centraux, de mener une réflexion de fond afin de pallier ce type d'écart réglementaire. Vous définirez avec vos services centraux un plan d'action qui permettra de vous assurer que l'ensemble des exigences de qualifications d'équipements qualifiés déployés dans le cadre de modifications nationales soit en toutes circonstances intégré aux modifications, et d'examiner si d'autres modifications sont concernées par ce type d'écart.
## Contrôles Des Ancrages Du Matériel De Ventilation Eips Au Génie Civil - Conformité Aux Plans
Dans le cadre du programme de base de maintenance préventive référencé PB 1300-AM450-Ind0 (palier P'4), le CNPE doit engager des contrôles sur les ancrages au génie civil des matériels de ventilation importants pour la sûreté (contrôles visuels, contrôles de conformité aux plans et contrôles de scellement). L'analyse par sondage de gammes relatives à cette activité de maintenance a permis de mettre en évidence que les références des plans, tracées dans les gammes d'intervention, ne sont pas toujours celles des plans à jour de l'installation et que ces plans correspondent à des plans d'ensemble ne permettant pas de réaliser concrètement des contrôles de conformité aux plans.
Cependant, les gammes sont remplies en l'état et les agents de contrôle statuent sur la conformité aux plans.
Demande A.60 : Je vous demande de vous assurer que les contrôles du PB 1300-AM450-Ind0 (palier P'4)
relatifs aux ancrages au génie civil des matériels de ventilation importants pour la sûreté ont été réalisés sur la base de plans détaillés permettant de conclure à une réelle conformité aux plans. Vous prendrez des actions correctives pour assurer la traçabilité de l'ensemble des documents utilisés afin de disposer d'une liste des documents applicables exhaustive.
Par ailleurs, il a été constaté dans le cadre de la visite terrain, que les ancrages des matériels de ventilation du système DVL (ventilation importante pour la sûreté des locaux électriques) étaient principalement équipés de contre-écrous bien que les plans et gammes de contrôle ne le précisent pas. Interrogés sur l'attendu exact des dispositions techniques des ancrages, vos représentants ont indiqué que l'attendu était bien la présence de contreécrous en application des bonnes pratiques. Il s'avère qu'aucun référentiel ne précise spécifiquement ce dispositif.
De plus, il a été constaté sur les matériels contrôlés que de nombreuses tiges filetées ne ressortent pas du contreécrou, ce qui n'est pas à l'attendu par rapport aux bonnes pratiques mécaniques. De même, les contrôles sur le terrain ont démontré que la présence de contre-écrou n'est pas systématique sur tous les supportages.
De plus, cette bonne pratique n'est pas partagée par tous les CNPE. À titre d'exemple, certains CNPE
n'ajoutent pas de contre-écrou sur les installations anciennes afin de conserver leur conformité aux plans (l'exploitant utilise un marquage pour vérifier dans la durée l'absence de desserrage des écrous). Seules les installations neuves présentent des contre-écrous et dans ce cas les plans les mentionnent. Demande A.61 : Je vous demande de définir très précisément l'état technique attendu dans les gammes d'intervention relatives aux activités de contrôles de conformité aux plans, afin que les agents en charge de ces contrôles puissent statuer sans ambiguïté sur la conformité des matériels.
## Gestion Des Écarts
L'article 2.6.2 de l'arrêté [2] dispose que *« l'exploitant procède dans les plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin* de déterminer :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ;
- s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ;
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre. » Au cours de l'inspection, il a été constaté à plusieurs reprises des manquements dans la gestion des plans d'actions. En effet, il a été constaté des caractérisations très tardives (PA149106 ouvert dans le cadre de chevilles sous dimensionnées sur le support M202 sur le diesel 2LHQ), et l'absence d'ouverture de plan d'actions sur des sujets pouvant remettre en question des exigences définies du matériel (fiche FCC1867 précitée).
Par ailleurs lors de la visite sur le terrain, il a été constaté la présence de fuites, caractérisées par des traces de bore au niveau de la garniture mécanique de la pompe 2PTR021PO. Il apparaît qu'aucune demande de travaux n'a été effectuée Demande A.62 : Je vous demande de prendre des actions correctives pour répondre de façon robuste à l'article 2.6.2 de l'arrêté [2].
## Surveillance Des Activités Sous-Traitées
L'article 2.4.1 de l'arrêté [2] prévoit que «*l'exploitant définit et met en œuvre un système de management intégré qui permet* d'assurer que les exigences relatives à la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement sont systématiquement prises en compte dans toute décision concernant l'installation. Ce système a notamment pour objectif le respect des exigences des lois et règlements, du décret d'autorisation et des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire ainsi que de la conformité à la politique mentionnée à l'article 2.3.1. »
A la suite de l'étude des rapports de fin d'intervention de plusieurs prestations, les inspecteurs ont constaté plusieurs écarts dans la mise en œuvre du système de management intégré (SMI) relatif à la surveillance des prestataires, et notamment par rapport à la DI 116 « Surveillance des prestataires » et à la note technique NT85/114 indice 17 relative aux « *prescriptions particulières à l'assurance qualité applicables aux relations entre EDF et ses fournisseurs de* service dans les centrales nucléaires en exploitation ».
Par exemple, concernant la maintenance des onduleurs exécutée avec les documents du prestataire, les inspecteurs ont constaté que le VSO (vu sans observation) du CNPE portait uniquement sur la liste des documents applicables (LDA) et ne concernait pas l'analyse de risques (ADR) ni le dossier de suivi de l'intervention (DSI). Le VSO de la LDA datait du 10 octobre 2019, l'intervention ayant débuté le 11 octobre 2019. Cette situation ne correspond pas aux dispositions de la NT85/114 qui précise que le VSO doit également être apposé sur le DSI et l'ADR et que ces documents doivent être mis à disposition d'EDF au plus tard 21 jours avant le début de l'intervention.
Par ailleurs les inspecteurs ont constaté dans les documents cités ci-dessus que la qualification aux conditions accidentelles K3 des onduleurs du tableau LNG n'était pas mentionnée. Ils ont de fait constaté que la porte de cette armoire n'était pas correctement fermée à l'issue de l'intervention sur 2LNG003DL malgré la prescription de la fiche E3-027 issue du RPMQ à cet égard. Demande A.63 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions nécessaires permettant de vous assurer de la conformité et de l'exhaustivité, au regard des exigences de qualification, des documents opérationnels utilisés par vos prestataires pour la maintenance de vos équipements.
L'article 2.2.2 de l'arrêté [2] dispose que la surveillance des intervenants extérieurs « est documentée dans les conditions fixées à l'article 2.5.6 ».
L'article 2.5.6 de l'arrêté [2] prévoit que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies »
Les DSI de remplacement de la goujonnerie de la liaison robinet/actionneur des robinets 2EBA001 à 004 VA prévoient une phase de vérification des pièces de rechange lors de l'intervention, exercée par un chargé de surveillance du CNPE.
Or il apparaît pour ces dossiers que ce point d'arrêt a été levé en amont de la mise en œuvre de l'intervention par le prestataire désigné à cet effet et à une date non précisée dans le DSI.
Cette pratique est susceptible de nuire à la capacité du DSI à démontrer a posteriori le respect des exigences définies. Demande A.64 : Je vous demande de veiller au respect des dispositions réglementaires citées ci-dessus concernant la mise en œuvre de la surveillance des intervenants extérieurs.
## Requalification
Le manuel qualité de la DPN (MET210N) précise que « *l'activité de maintenance inclut la réalisation des* requalifications intrinsèques des matériels et le suivi des requalifications fonctionnelles pilotées par la conduite jusqu'à la satisfaction des critères requis, ainsi que l'analyse des comptes rendus d'intervention »
Les activités de maintenance sur des EIP étant des activités importantes pour la protection des intérêts protégés, les dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] s'appliquent, y compris donc pour les requalifications.
Les inspecteurs ont examiné les dispositions prises pour la requalification du turbo-alternateur LLS concerné par des opérations de maintenance lors du dernier arrêt pour maintenance du réacteur n°2. L'examen des différents documents supports à la requalification interroge quant à la rigueur exercée par les différents intervenants sur cette activité. Ainsi les différents documents consultés ne sont pas explicites sur l'atteinte des critères de la requalification et laisse apparaître de nombreuses corrections manuscrites ou ratures.
Par ailleurs le référentiel managérial de requalification (RM76) précise que les requalifications s'appuient sur une analyse de suffisance de la requalification par rapport aux performances pouvant être altérées par l'activité incluant les risques générés par les requalifications intrinsèques (RQI) et fonctionnels (RQF).
Les inspecteurs ont constaté, à l'analyse des différents dossiers de requalification examinés, qu'il est difficile de s'assurer que toutes les fonctions à requalifier, telles que mentionné dans l'analyse de suffisance (ADS), l'ont effectivement été. Par ailleurs, la partie détaillant les risques liés à la mise en œuvre des ADS est systématiquement laissée vierge. Demande A.65 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions de l'article 2.5.6 de l'arrêté [2] en veillant à la traçabilité des opérations de requalification des matériels à l'issue des interventions ; Demande A.66 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions du RM76 concernant l'analyse des risques liés à la mise en œuvre des requalifications.
En outre le RM76 précise que « *le métier de maintenance (EDF ou prestataire) s'engage sur la fin de l'intervention et* l'atteinte de résultats de RQI auprès de l'entité en charge de l'exploitation, en préalable à la réalisation de la RQF ». Les inspecteurs ont ainsi constaté que lorsque l'activité de maintenance est mise en œuvre par un prestataire, le métier de maintenance concerné du CNPE n'exerce plus un contrôle de la bonne mise en œuvre des opérations de maintenance et de l'analyse des résultats de la RQI avant de mettre le matériel à disposition de la conduite pour mettre en œuvre la RQF.
Cette disposition existait dans le référentiel DI76 « *la requalification avant remise en exploitation* » qui a précédé le RM76 comme référentiel interne de mise en œuvre de la requalification.
De la même façon le RM76 précise que le « contrôle des résultats de RQF, conformes à l'ADS, est réalisé par l'entité en charge de l'exploitation ». Lors de l'inspection il est apparu que le métier de maintenance n'est plus associé à cette analyse. Cette disposition semble contraire à celle mentionnée dans votre manuel qualité où le métier est en charge du suivi des résultats jusqu'à l'atteinte des critères requis. Là encore, la DI76 prévoyait clairement que le métier de maintenance était en charge de l'analyse des résultats de la requalification.
A cet égard, je considère que la déclinaison du RM76 sur le Parc est venue affaiblir la ligne de défense que constitue la requalification des matériels à l'issue d'une intervention permettant de vous assurer de la qualité des activités de maintenance. La mise en retrait des métiers de maintenance du CNPE sur la requalification, notamment pour celle confiée à des prestataires, revient à considérer que l'expertise de ceux-ci n'est plus utile pour juger de la qualité des opérations de maintenance mise en œuvre. Demande A.67 : Je vous demande de me présenter l'analyse SOH mise en œuvre lors du déploiement du RM76 sur le CNPE de Golfech ; Demande A.68 : Je vous demande de maintenir, conformément à votre manuel qualité, pour les requalifications à l'issue des opérations de maintenance, des dispositions permettant de vous assurer de l'atteinte des résultats de la RQI avant mise en œuvre de la RQF ; Demande A.69 : Je vous demande de veiller, conformément à votre manuel qualité, à l'analyse par le métier de maintenance des résultats de la requalification.
Les analyses de risques des activités de conduite ne prennent pas assez en compte l'impact potentiel sur la sûreté d'une non-qualité. Par conséquent, les parades mises en places et notamment les contrôles techniques sont souvent insuffisants au regard du risque sur la sûreté.
Les inspecteurs appellent votre attention sur la nécessité de sécuriser les analyses de risques à mener avant de mettre en place une mesure curative réactive. En effet, les inspecteurs ont informé vos représentants des anomalies qu'ils avaient constatées. Ces derniers ont voulu corriger certaines situations rapidement mais n'ont pas pris le temps nécessaire pour effectuer une analyse de risques. L'une de ces actions a d'ailleurs conduit à une nouvelle erreur. Demande A.70 : Je vous demande de revoir l'organisation mise en place pour les analyses les risques des activités de conduite afin de la rendre plus robuste. Vous m'informerez des mesures prises en ce sens.
Les inspecteurs ont observé que les confrontations entre le chef d'exploitation (CE) et la filière indépendante de sûreté (FIS) étaient de bonne qualité. Toutefois, l'avis de cette dernière est insuffisamment pris en compte. En effet, les inspecteurs ont constaté que les dysfonctionnements observés dans la gestion des consignes temporaires avaient déjà été soulevées par la FIS et n'avaient pas fait l'objet de mesures correctives. Demande A.71 : Au-delà de la demande A.23 relative aux audits de la FIS, je vous demande de réaffirmer plus globalement le rôle de la FIS auprès des autres services du CNPE. Vous établirez un plan d'action permettant de suivre rigoureusement la prise en compte des demandes de la FIS à la suite de ses vérifications.
## Gréement Des Équipes De Conduite
La note référencée D5067NOTE00927 relative aux conditions de fonctionnement du service conduite détaille notamment la composition des équipes de quart, leurs horaires de travail et la gestion des absences.
Cette note précise ainsi que :
- une équipe normale d'exploitation est notamment constituée de 6 agents de terrain en tranche 1 et de 5 agents de terrain en tranche 2 ;
- une équipe minimale d'exploitation est composée de 5 agents de terrain en tranche 1 et de 4 agents de terrain en tranche 2 ;
- une équipe minimale RGE est composée de 7 agents de terrain (de façon optimale 4 en tranche 1 et 3 en tranche 2).
Suite aux constats formulés par l'ASN lors de l'inspection INSSN-BDX-2018-0054 des 22 et 23 octobre 2018 (cf. courrier CODEP-BDX-2018-051347), les inspecteurs ont pu constater la mise en place au service Conduite d'un tableau de suivi visant à s'assurer d'un gréement satisfaisant des équipes de conduite des réacteurs 1 et 2. Ce tableau confirme le fait que la composition des équipes des réacteurs 1 et 2 au niveau des agents de terrain n'a jamais été sous le minimum RGE ces derniers mois mais que celui-ci a été atteint à plusieurs reprises. De fortes disparités ont par ailleurs été observées avec la présence de 5 agents de terrain pour le réacteur 1 et 2 pour le réacteur 2.
Dans votre courrier en réponse à la lettre de suite de l'inspection des 22 et 23 octobre 2018 précitée, vous avez présenté certaines mesures qui seraient mises en places avant fin 2019 dans le but de respecter le gréement cible d'exploitation. Toutefois cet objectif n'est pas atteint. Demande A.72 : Je vous demande de me faire part de votre analyse quant à l'efficacité des mesures mises en place afin d'atteindre de manière pérenne le gréement cible pour les équipes de quart. Le cas échéant, vous m'informerez des mesures complémentaires prises en ce sens.
Les inspecteurs ont contrôlé, par sondage, le respect de la note D5067NOTE03651 relative à l'organisation de la surveillance et de la sérénité en salle de commande.
Ils ont noté l'application de bonnes pratiques telles que l'utilisation de drapeaux magnétiques pour repérer, sur les pupitres, les paramètres spécifiques à surveiller lors de transitoires ou l'utilisation d'une minuterie pour rappeler à l'opérateur la durée maximale de deux heures qui doit séparer deux tours de bloc complets.
Par contre, plusieurs écarts ont été relevés dans l'application de cette note locale prise en application du référentiel national des exigences liées à la surveillance en salle de commande dite « pratique performante n°62 » :
- L'opérateur traite une alarme sans s'appuyer sur la fiche prévue à cet effet et commet une erreur ;
- Un chariot était présent devant des pupitres de surveillance ce qui rendait difficile leur accès ;
- les accès et les appels téléphoniques en salle de commande ne sont pas limités au strict minimum ; de nombreux personnels, dont des prestataires, accèdent aux pupitres situés en salle de commande, y compris lors des relèves de quart ;
- des opérateurs consomment des boissons ou s'alimentent au-dessus des pupitres de surveillance ; les inspecteurs considèrent que ces comportements sont inacceptables.
- Aucune fiche d'anomalie de sectorisation incendie (FASI) n'était affichée en salle de commande du réacteur 1 le 16 octobre et aucune boucle de détection n'était identifiée comme concernée par un problème de sectorisation sur le coffret de détection incendie, malgré l'existence d'une anomalie de sectorisation gérée par le Chargé de Consignation de type C1 entre les secteurs de feu 1HLE0901LO et 1HLD0906LO ;
- L'écran informatique normalement affecté sur le réacteur 1 à la surveillance des paramètres clés (et utilisé également pour afficher la minuterie précitée) était utilisé pour la surveillance continue, par caméra, d'une fuite sur un organe de robinetterie ;
- Le trait de changement de jour et le coup de tampon de datation n'avaient pas été apposés sur les rouleaux de papier des enregistreurs, lors du passage du 15 au 16 octobre 2019 ;
- La vérification du bon état de marche, sur leur rack, des Saphymo PUI n'est plus réalisée par la conduite en salle de commande mais par le référent PUI au local technique de crise.
La note D454418019552 relative à la maîtrise de la qualité de maintenance et d'exploitation sur le CNPE de Golfech prévoit que *« Pour chaque activité* NQ0, NQ1 ou NQ2 (classement de la sensibilité de l'activité au regard de l'enjeu sûreté - les activités les plus sensibles **sont classées NQ2)***, un temps doit être consacré par les* intervenants à l'appropriation de l'activité et du dossier associé. Pour les activités NQ1 et NQ2, hormis les fortuits qui ne le permettent pas, l'appropriation doit avoir lieu au plus tard la semaine précédant l'activité. L'appropriation est nécessaire y compris pour les intervenants expérimentés, car le contenu du dossier ou les conditions d'interventions peuvent avoir évolué depuis la précédente intervention ».
Les inspecteurs ont suivi la préparation d'une activité classée NQ1. Ils ont constaté que l'agent de terrain en charge de cette préparation a été perturbé par un fortuit. Il lui a été demandé d'arrêter sa préparation en cours pour préparer la nouvelle activité relative au fortuit. Un nouveau contre-ordre lui a ensuite été donné afin de revenir à la préparation de la première activité. Les inspecteurs estiment que cette situation n'est pas acceptable. Les agents de terrain doivent disposer du temps nécessaire pour préparer les activités sensibles dans un environnement serein conformément à votre référentiel. Demande A.73 : Je vous demande de prendre toutes les dispositions nécessaires pour assurer une surveillance en salle de commande et une sérénité conformes à votre référentiel. Vous m'informerez des mesures correctives prises en ce sens.
## Consignes Temporaires De Conduite (Ctc)
Les inspecteurs ont contrôlé, dans les salles de commande des deux réacteurs, la manière dont était appliquée votre note référencée D5067NOTE03464 relative à « l'élaboration, la mise à jour, l'application et l'archivage des documents conduite » et notamment son paragraphe 4.5 consacré aux consignes et instructions temporaires
(CT/IT).
## Gestion Des Ct/It
Le sommaire des CT/IT placé en tête de classeur sur le réacteur 1 le 16 octobre (quart du matin) listait 17 CT/IT pour 20 documents présents dans le classeur. Le sommaire des CT/IT placé en tête de classeur sur le réacteur 2 le 16 octobre (quart de nuit) listait 21 CT/IT pour 23 documents présents dans le classeur. Le sommaire ne tient compte que des documents encore valides. Parmi les documents non présents dans les sommaires figuraient des CT/IT :
- qui n'étaient plus applicables et qui auraient dû être retirées du classeur (2019-00066 sur le réacteur 1 ou 2019-00044 sur le réacteur 2) ;
- qui avaient été rajoutées sans que le sommaire ne soit mis à jour (2019-00076 sur le réacteur 1) ; - qui restaient d'application mais n'avaient pas fait l'objet d'une prolongation (2019-00049 sur le réacteur 1).
A contrario, la CT 2018-00058 sur le réacteur 2, bien qu'encore en cours de validité et présente au sommaire, n'est plus applicable depuis que des modifications matérielles sur le clapet coupe-feu 2LLS003VA et documentaires sur les FAI 2K05-103 et 2K05-203 font que cette consigne temporaire n'a plus de raison d'être.
Cette gestion n'est pas conforme à votre note D5067NOTE03464 et les écarts identifiés par les inspecteurs n'ont pas été vus ni corrigés lors des contrôles prévus chaque week-end par les opérateurs et dont la formalisation sur le dernier week-end les qualifiait de satisfaisants sur les deux tranches.
## Nombre Et Prise De Connaissance Des It/Ct
Le nombre de 17 CT/IT sur le réacteur 1 et 21 sur le réacteur 2 est trop important pour garantir leur parfaite connaissance par les agents de conduite. Les inspecteurs avaient connaissance d'une cible de 10 CT/IT au maximum par réacteur, figurant dans un référentiel qui n'a pu être retrouvé mais dont la teneur était également connue de la filière indépendante de sûreté.
Les entretiens menés pendant trois jours avec différents agents de conduite des deux réacteurs et sur plusieurs quarts différents montrent une connaissance très disparate de ces documents par les agents de conduite voire même une méconnaissance complète de l'existence de certaines CT/IT.
Les agents interrogés ont indiqué que la « pression temps réel » et l'organisation actuelle des briefings ne permettaient pas de respecter les logigrammes figurant en pages 22 et 24 de votre note D5067NOTE03464 en matière d'information des agents lors de la mise en application et mise hors application d'une CT/IT.
## Insuffisances De L'Analyse Et Du Contrôle Technique Lors De La Rédaction D'Une Ct Ou D'Une It
L'IT 2019-00049 sur le réacteur 1 a été rédigée du fait de l'inétanchéité de la vanne 1JPT021VE obligeant à consigner fermée la vanne amont 1JPT031VE. Du fait de cette mise en indisponibilité volontaire de la protection incendie, l'instruction temporaire visait, en cas de détection incendie, à envoyer un agent de terrain en local pour déconsigner la vanne 1JPT031VE et rendre la protection incendie à nouveau opérationnelle.
Dans la mesure où c'est l'alarme de détection incendie qui déclenche l'application de l'IT et l'action de l'agent de terrain, la fiche d'alarme incendie aurait dû être accompagnée d'une fiche renvoyant vers l'IT qui, de fait, aurait dû être une CT puisqu'ayant un impact documentaire.
Cette IT avait une date de validité fixée au 30/09/19 et était encore présente dans le classeur le 16 octobre 2019 (mais pas au sommaire). Les inspecteurs ont contrôlé la demande de travaux ouverte sur la vanne 1JPT021VE,
qui s'est avérée être clôturée, avec un ordre de travaux (OT 02109525) clôturé également. L'absence de prolongation de l'IT pouvait donc, de prime abord, paraître légitime sauf qu'un contrôle réalisé par l'ingénieur sûreté (IS) a montré que ce n'était pas la vanne 1JPT021VE qui était fuyarde. La condamnation a donc été maintenue en place sur 1JPT031VE et l'IT prolongée le 16 octobre.
Sur le fond, la protection incendie est restée inhibée du 30/09/19 au 16/10/19 sans CT valide pour indiquer la conduite à tenir en cas de détection incendie et, sur la forme, l'IT a été prolongée en l'état sans changer la référence de la vanne inétanche.
Un deuxième exemple de défaut d'analyse se trouve dans une IT présente sur le réacteur 2, dont le libellé concerne le maintien du débit de la cheminée au-delà de 180 000 m3/h et dont les explications techniques argumentent sur la nécessité de maintenir un débit de ventilation suffisant pour assurer le refroidissement des locaux abritant les pompes du système de contrôle volumétrique et chimique (RCV). L'explication technique de cette IT a été demandée à deux opérateurs et au chef d'exploitation (CE), qui n'ont pas su la donner aux inspecteurs. Il a été suggéré un rapport probable avec le fait que le système de ventilation des locaux des pompes de charge du système RCV (DVH) était utilisé en soutien du système de ventilation du bâtiment des auxiliaires nucléaires (DVN) en tranche 2 pour garantir un débit supérieur à 180 000 m3/h à la cheminée. L'opérateur pilote de tranche (OPPT) interrogé à son tour a donné comme explication probable que la configuration adoptée sur DVH pour assurer ce soutien à DVN empêcherait le désenfumage des locaux RCV en cas d'incendie. L'objectif de cette IT semble être donc, au final, une remise en configuration normale de DVH pour permettre le désenfumage des locaux RCV en cas d'incendie.
Cet exemple montre un défaut d'analyse, qui rend cette CT incompréhensible pour ceux qui ont à l'appliquer, une insuffisance du contrôle technique, prévu par votre procédure pour interroger la pertinence d'une CT/IT, une absence de regard critique de la part des opérateurs qui ont certifié avoir pris connaissance de ce document. Ceci renforce le constat de la méconnaissance des CT/IT par les personnels de conduite.
## Impact Des Ct Sur Les Documents De Conduite
Votre note D5067NOTE03464 prévoit qu'une page soit placée en tête du (ou des) document(s) modifié(s)
pour renvoyer vers les CT. Quand un dispositif de manœuvre des pupitres de commande est concerné par une CT, un macaron de couleur est disposé sur le bouton de commande, renvoyant vers la CT concernée.
Les écarts suivants ont été relevés par les inspecteurs :
- absence de fiche de renvoi sur la fiche d'alarme REN concernée par la CT 2019-00027 en tranche 1 ;
- absence de fiche de renvoi sur la procédure AR1 concernée par la CT 2019-0029 en tranche 1 ; *a contrario*,
fiche de renvoi encore présente sur la procédure AR2 avec renvoi vers une CT de 2016 qui n'existe plus ;
- absence de fiche de renvoi sur la procédure I12 concernée par la CT 2019-0029 en tranche 1 ;
- absence de fiche de renvoi, sur les fiches d'alarme CUS, vers la CT 2019-00060 qui demande de ne pas les prendre en compte ;
- absence de renvoi sur les FAI 2K05-103 et 2K04-203 vers la CT 2018-00058 en tranche 2 ;
- alors que ce sont les boutons « tourner lumineux » 1GGR 801 et 802TL qui sont concernés par la CT
2019-00029 en tranche 1, les macarons ont été trouvés par les inspecteurs sur les boutons 1 GGR 803 et 804TL ; de plus, l'un des deux macarons renvoyait à la CT 2019-0027 et non 2019-00029.
Les inspecteurs ont constaté que certaines procédures, concernées par une CT, avaient pu être mises à jour depuis la mise en place de la CT. Ces mises à jour sont réalisées en salle de commande par votre service « documentation » qui pourrait ne pas avoir identifié que la fiche de renvoi était à reporter de l'ancienne version vers la nouvelle placée en salle de commande.
Demande A.74 : Je vous demande de renforcer votre organisation en matière de gestion des consignes temporaires de conduite. Cette organisation doit permettre de garantir que l'ensemble des acteurs concernés a connaissance de ces consignes, que les documents concernés sont clairement identifiés et que les CT en fin de validité sont retirées ou réexaminées à la fin de leurs échéances. Demande A.75 : Je vous demande de m'indiquer les causes profondes de la défaillance des lignes de contrôle prévues dans ce processus et figurant dans votre note D5067NOTE03464 (contrôle technique de votre Pôle Méthode Conduite lors de la rédaction, contrôle hebdomadaire par le CED, plan de contrôle du CE, information des opérateurs par votre service STC de la mise à jour d'un document concerné par une CT) et d'étudier la pertinence d'un contrôle temps réel de ce processus par votre filière indépendante de sûreté.
## Gestion Des Dispositions Et Moyens Particuliers (Dmp)
Les inspecteurs ont contrôlé, notamment par une visite de terrain, votre gestion physique des DMP en s'appuyant sur le référentiel national composé de la Directive DI 074 et de son guide méthodologique d'application ainsi que sur votre note locale D5067NOTE00084 relative à la « gestion des dispositions moyens particuliers
(DMP) et des modifications temporaires d'installation (MTI) sur le site de Golfech ». Les inspecteurs ont identifié quelques écarts que vos contrôles périodiques, lors du redémarrage d'un réacteur puis tous les 6 mois, visant notamment à vérifier l'adéquation entre la gestion administrative et la gestion physique, n'avaient pas mis en évidence.
## Identification Des Dmp
Le guide méthodologique d'application de la Directive 74 référencé D4550.34-09/4808 prévoit que les DMP
de site soient identifiés DMPS nnn où le repère « nnn » correspond aux 3 chiffres retenus pour le DMP avec, pour éviter les confusions, une incrémentation au fil de l'analyse entre les nombres 800 et 999 pour les DMP de site.
Cette disposition n'est pas reprise dans votre note D5067NOTE00084 et n'est pas appliquée sur le site de Golfech.
Le DMP 1GGR001SYST présent dans l'aire grillagée du plancher turbine 15 mètres, en tranche 1, comporte une erreur d'identification (GST au lieu de GGR).
Le DMP 1FPB035FP ne possédait plus la plaque de repère fonctionnel sur la tige du fond plein. Le marquage réalisé au marqueur, au centre du fond plein, ne permettait pas son identification lorsqu'il est posé ; cet écart a été corrigé avant la fin de l'inspection.
## Cadenassage Des Dmp
Votre organisation prévoit que les DMP déposés soient cadenassés sur leur support dédié, dans leur enclos grillagé d'entreposage. Quatre DMP, appariés à des tapes, étaient posés à terre et non cadenassés dans l'enclos grillagé du plancher turbine du réacteur 1 ; même constat sur les DMPP 86 et 87 dans l'enclos grillagé d'entreposage des DMP du BAN du réacteur 1. Il a été remédié à ces écarts de manière réactive dans la journée.
Absence d'un DMP à son emplacement dans un état de tranche non prévu.
Dans l'enclos du BAN du réacteur 1 dédié à l'entreposage des DMP, un diaphragme se trouvait à la place du DMPS 1TEP001SYST qui est le repère fonctionnel d'un fond plein. Après investigation, vous avez indiqué que des travaux étaient en cours sur le dégazeur TEP et que le fond plein avait été posé en lieu et place du diaphragme le 30 septembre 2019. Ce fond plein figure sur le rack des DMP dont la dépose est requise lorsque le réacteur est en fonctionnement (ce qui était le cas) ; les inspecteurs vous ont donc demandé l'analyse de risques qui vous avait permis de le poser sur l'installation dans un état non requis.
L'analyse de risques de ce DMP local figure à la page 182 de votre note D5067NOTE00253 et précise que ce DMP est posé pour garantir le double isolement azote d'un dégazeur en gardant l'autre dégazeur disponible. Il indique également qu'en arrêt de tranche, il est nécessaire de garder les deux dégazeurs disponibles pour l'oxygénation du circuit primaire principal (RCP) et qu'il est nécessaire de déposer le DMP avant que l'installation ne bascule dans un état de tranche ou de circuit interdit.
Vous avez alors justifié la pose de ce DMP, le jour de l'inspection, par le fait que tous les domaines d'exploitation de la chaudière sont autorisés pour ce DMP (couleur verte, correspondant à l'utilisation autorisée, pour tous les domaines d'exploitation sur l'analyse de risques susvisée). Cette réponse appelle trois observations de la part des inspecteurs :
- Etait-il pertinent de créer un DMP local pour un outil de consignation utilisable dans tous les domaines d'exploitation (cf. définition d'un DMP dans la directive 074) ?
- Comment l'utilisation du DMP peut-elle être considérée comme autorisée dans tous les domaines d'exploitation alors que votre analyse de risques interdit de rendre indisponible un dégazeur lors des arrêts de tranche ?
- S'il est avéré que son utilisation est interdite en arrêt de réacteur, la position de ce DMP dans l'aire grillagée du BAN devrait être sur le rack des DMP qui doit être totalement rempli lors des arrêts et non sur le rack des DMP qui doit être totalement rempli tranche en marche.
## Dmp Du Service Automatisme
Les inspecteurs notent que le service automatisme a été doté d'un système performant de gestion des DMP
de sa responsabilité, au moyen d'une armoire de stockage qui fait le lien entre la présence ou l'absence du DMP
dans son tiroir dédié et son état, posé ou déposé, renseigné in situ au moment du geste sur un périphérique portatif.
Néanmoins, ce dispositif indiquait que les deux DMP destinés aux essais périodiques KRT 012 aurait dû être déposés et présents dans leur tiroir de stockage, alors qu'ils ne s'y trouvaient physiquement pas. Les inspecteurs ont vérifié que ces DMP n'étaient pas posés sur l'installation. Il semble donc que votre bilan gestionnaire semestriel, qui n'avait pas identifié cet écart, se fonde sur les informations renseignées sur le périphérique portatif au moment du geste alors que le contrôle technique semestriel devrait être une ligne de défense supplémentaire fondée sur une information indépendante.
Lors de leur contrôle de non-présence, sur l'installation, des deux DMP liés aux essais KRT 012, les inspecteurs ont identifié la présence d'un DMP GRE 001 SYST posé en tranche en marche et déposé en arrêt pour rechargement, suite à un REX du CNPE de St Alban. Les inspecteurs ont noté que votre agent du service automatisme, compétent et parfaitement au fait de la gestion des DMP du service, ignorait l'existence de celui-ci car non géré par le système décrit auparavant. Demande A.76 : Je vous demande d'améliorer la qualité de vos contrôles biannuels de l'état des DMP
prévus à la page 31 de votre note D5067NOTE00084. Demande A.77 : Je vous demande de me confirmer la pertinence de l'analyse de risques du DMPS002CHA sur le système TEP et son bon positionnement dans l'aire grillagée du BAN.
## Condamnations Administrative (Ca)
Les inspecteurs ont contrôlé par sondage la gestion des condamnations administratives du réacteur 2. Ils estiment que celle-ci est plutôt de bonne qualité. Ils ont constaté la présence d'un dispositif visuel permettant de vérifier très rapidement les CA requises dans l'état actuel du réacteur ainsi que dans celui à suivre. Toutefois ils ont constaté quelques anomalies décrites ci-après.
Les inspecteurs ont contrôlé la CA 3.1 (démin. RCV-PTR) et ont demandé à vos représentants de leur présenter les éléments justifiant la bonne réalisation du contrôle technique des positions de vannes, qui doit être réalisé en temps réel. Les inspecteurs n'ont pas été en mesure de vérifier ce point.
## Demande A.78 : Je Vous Demande De Me Confirmer La Bonne Réalisation De Ces Contrôles Techniques. Vous
prendrez les mesures nécessaires pour assurer une bonne traçabilité des contrôles techniques réalisés sur les CA.
La prescription 9.25 de la CPC 1300 prévoit que la CA de type I (ISOLEMENT DE LA LIAISON RRA -
PTR) doit être posée lorsque le réacteur est dans l'état API-EO. Toutefois celle-ci était toujours posée le jour de l'inspection alors que le réacteur était dans l'état APR. Demande A.79 : Je vous demande de prendre les mesures nécessaires pour maîtriser la gestion des CA en fonction des arrêts de tranche. Vous m'informerez des mesures prises en ce sens.
## Prévention Du Risque Incendie
La décision n° 2014-DC-0417 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 28 janvier 2014 relative aux règles applicables aux installations nucléaires de base (INB) pour la maîtrise des risques liés à l'incendie fixe les dispositions réglementaires suivantes :
- article 2.3.1 : « *les travaux par point chaud ne peuvent être effectués qu'après délivrance d'un permis de feu ayant fait l'objet* d'une analyse spécifique des risques pour la sûreté nucléaire et dûment signée par l'exploitant, en veillant aux interactions entre d'éventuels chantiers simultanés » ;
- article 2.3.3 : « *le permis de feu indique les dispositions particulières à prendre pour la préparation et l'exécution des travaux* à l'égard du risque d'incendie […] Il identifie les éventuelles indisponibilités prévues des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie et définit les dispositions compensatoires. Des mesures sont prévues pour la remise en service des dispositions de maîtrise des risques liés à l'incendie rendus indisponibles pour ces travaux dès que leur indisponibilité n'est plus requise ».
La gestion des permis de feu délivrés pour la réalisation de travaux par point chaud en salle des machines du réacteur 2 a été examinée par les inspecteurs lors de la journée du 16 octobre 2019. Les inspecteurs se sont ainsi intéressés aux modalités de gestion du permis de feu n° 346 relatif aux travaux d'ouverture et de fermeture réalisés sur l'équipement 2GCT992DD.
Les inspecteurs ont pu notamment constater les éléments suivants :
- via un logiciel informatique, le service prévention des risques (SPR) transmet au prestataire en charge de la gestion des permis de feu en arrêt de tranche les données des permis de feu afin que celui-ci les vérifie et les valide ;
- l'analyse des risques réalisée par le SPR mettait en évidence la nécessité d'inhiber la boucle de détection incendie n° 188. Bien que le prestataire n'ait pas la connaissance exacte des activités réellement réalisées via ce permis de feu (il n'a ainsi pas été en mesure de préciser si des opérations de meulage ou soudage étaient effectivement effectuées ou non), celui-ci a complété l'analyse de risque en inhibant deux boucles de détection incendie supplémentaires (boucles n° 99 et 187) après examen des plans de la salle des machines, en considérant que les fumées produites lors des travaux par point chaud pourraient possiblement activer les détecteurs des boucles n° 99 et 187.
Il ressort donc d'une telle pratique que l'analyse de risques effectuée par le SPR n'est pas complète s'il est nécessaire d'inhiber des boucles de détection supplémentaires par rapport à celles initialement identifiées, ce qui constitue un écart à l'article 2.3.1 précité.
Par ailleurs, les inspecteurs ont mis en évidence que la gestion des permis de feu pour l'arrêt du réacteur n° 2 fait l'objet de l'instruction temporaire n° 2019-00064 en date du 7 octobre 2019. Celle-ci mentionne que la totalité des asservissements associés aux boucles incendie de la salle des machines est inhibée en début de matinée. Les asservissements sont remis en service par le prestataire à 17h si tous les travaux par point chaud exécutés en salle des machines sont terminés avant 17h. Dans le cas contraire, seuls les asservissements des locaux concernés par les travaux par point chaud ne sont pas réactivés et le service Conduite assure la gestion des désinhibitions.
Lors de la matinée du 16 octobre 2019, deux permis de feu étaient en cours dans les locaux ME0502 et MD0603 de la salle des machines; l'application de l'instruction temporaire précitée vous a donc conduit à inhiber l'ensemble des asservissements associés aux boucles de détection incendie implantées en salle des machines qui est composée de plusieurs dizaines de locaux.
En mesure compensatoire, vous avez indiqué qu'une ronde de surveillance est effectuée par un prestataire en salle des machines. Interrogé par les inspecteurs, ce prestataire a indiqué que les rondes réalisées ne font l'objet d'aucune traçabilité et il n'a pas été en mesure de préciser les heures de passage dans les locaux concernés par les permis de feu. Les inspecteurs considèrent donc que vous n'êtes pas en mesure de justifier que la surveillance des travaux par point chaud pour vérifier l'absence de feu couvant est réalisée pendant une durée minimale de deux heures.
Enfin, les inspecteurs ont souhaité connaître les modalités de gestion des inhibitions des asservissements de la détection incendie lors de la pause méridienne des agents en charge des travaux par point chaud. Vous avez précisé que les inhibitions ne sont pas levées, et ce alors que vous ne connaissez pas a priori la durée de la pause méridienne prise par les intervenants et que le site a la possibilité de gérer cette situation de deux façons au titre des spécifications techniques d'exploitation (STE) :
- soit vous posez la prescription particulière n° 35 qui dispose que « les systèmes de détection incendie requis peuvent être rendus indisponibles si du personnel séjourne en permanence dans le ou les locaux concernés durant l'indisponibilité » ;
- soit vous posez l'évènement de groupe 2 JP1 relatif à l'indisponibilité partielle ou totale de la protection incendie dans un ou plusieurs volumes de feu de sûreté ou zones de feu d'accès dont la conduite à tenir est la réparation sous 14 jours.
Le site ayant déclaré en 2019 un évènement significatif sûreté relatif à l'absence de personnel en permanence dans les locaux concernés lors de la pose de la prescription particulière n° 35, vous avez indiqué privilégier la pose de l'évènement STE pour gérer l'indisponibilité des asservissements de la détection incendie pendant la pause méridienne.
Les inspecteurs considèrent que la pose volontaire d'un évènement de groupe 2 au titre des STE ne constitue pas une pratique acceptable pour la gestion du risque incendie lié à la réalisation des travaux par point chaud et que les asservissements doivent être désinhibés dès lors que les travaux sont suspendus pour une durée significative.
Au regard des éléments précités, les inspecteurs considèrent que la gestion des permis de feu lors des arrêts de réacteur n'est pas conforme aux dispositions des articles 2.3.1 et 2.3.3 de la décision n° 2014-DC-0417. En particulier, la gestion des permis de feu délivrés en salle des machines et la gestion des inhibitions/désinhibitions des asservissements associés à la détection incendie doit être intégralement revue au regard des risques associés à la réalisation de travaux par point chaud.
Demande A.80 : Je vous demande de mettre en œuvre les dispositions nécessaires au respect des articles 2.3.1 et 2.3.3 de la décision n° 2014-DC-0417. Vous m'informerez des modifications apportées à votre organisation concernant la gestion des permis de feu afin de prendre en compte l'ensemble des constats précités.
## Contrôles Techniques
Les inspecteurs ont interrogé vos représentants sur votre organisation relative aux contrôles techniques mis en œuvre au sein du service conduite. Vos représentants ont communiqué aux inspecteurs la note D5067NOTE08743 relative à la définition de la liste des AIP et des modalités du contrôle technique au service conduite du CNPE de Golfech. Cette note précise dans son paragraphe 4 les activités pour lesquelles le contrôle technique apparait comme une parade pertinente face au risque identifié. Les contrôles techniques in situ sont prévus pour les lignages des capteurs importants pour la sûreté, les lignages propres au démarrage de gros matériel ou les lignages soumis à l'application d'une gamme de conformité.
En outre, l'activité de lignage à l'origine de l'ESS précédemment cité n'a pas fait l'objet d'un contrôle technique in situ malgré le risque sur la sûreté d'une non qualité.
Les inspecteurs considèrent que cette liste est insuffisante et que les contrôles techniques in situ doivent être étendus à tous les lignages sensibles dont l'impact sur la sûreté d'une non-qualité est jugé élevé.
Demande A.81 : Je vous demande de mettre en place systématiquement un contrôle technique in situ des lignages dont l'impact sur la sûreté d'une non-qualité est jugé élevé.
## Analyse Sûreté Des Activités Planning
A la suite de la survenue de l'événement relatif au non-respect des règles générales d'exploitation lors des opérations de vidange du CPP, vous avez mis en place un dispositif afin d'analyser sous l'angle sûreté les activités prévues au planning en temps réel. Il s'agit d'une analyse approfondie des activités au regard des exigences et requis sûreté et des bonnes pratiques d'exploitation pour éviter les erreurs. Les inspecteurs estiment que ce dispositif est très utile au regard des questions et écarts soulevés par ces analyses. Ils ont constaté que les deux agents qui réalisent cette analyse sont compétents et impliqués. Toutefois, les inspecteurs estiment que cette cellule est sous-gréée au vu du nombre d'activités à contrôler.
Demande A.82 : Je vous demande de pérenniser ce type de dispositif et de lui garantir un gréement
## Suffisant. Vous L'Informerez Des Mesures Prises En Ce Sens. Caractérisation Et Traitement Des Écarts Au Service Conduite
Les articles 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté [2] disposent respectivement que « *l'exploitant prend toute disposition pour* détecter les écarts relatifs à son installation ou aux opérations de transport interne associées » et que « *l'exploitant procède dans les* plus brefs délais à l'examen de chaque écart, afin de déterminer :
- son importance pour la protection des intérêts mentionnés à l'article L. 593-1 du code de l'environnement et, le cas échéant, s'il s'agit d'un événement significatif ;
- s'il constitue un manquement aux exigences législatives et réglementaires applicables ou à des prescriptions et décisions de l'Autorité de sûreté nucléaire le concernant ;
- si des mesures conservatoires doivent être immédiatement mises en œuvre ». L'article 1.3 de l'arrêté [2] définit par ailleurs un écart comme « *le non-respect d'une exigence définie, ou le non-respect* d'une exigence fixée par le système de management intégré de l'exploitant susceptible d'affecter les dispositions mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 593-7 du code de l'environnement ».
Enfin, l'article 2.4.1 de l'arrêté [2] mentionne que « le système de management intégré comporte notamment des dispositions permettant à l'exploitant d'identifier et de traiter les écarts ».
Le service Conduite dispose de plusieurs documents appartenant au système de management intégré du site visant à expliciter la démarche mise en œuvre pour identifier, caractériser et traiter les écarts : référentiel réglementaire et référentiel managérial pour la gestion des écarts, procédure référencée D5067NOTE08999
(« guide et repères pour l'ouverture des plans d'actions constat »), etc.
Pour la gestion des écarts, la doctrine mise en œuvre par EDF consiste à ouvrir des plans d'actions (appelés PA-CSTA), à déterminer si les anomalies concernées relèvent ou non d'un écart au titre de l'arrêté INB sur la base d'une analyse de la nocivité matérielle et fonctionnelle de l'anomalie et à définir si nécessaire les actions curatives, préventives et de mesure d'efficacité des actions de traitement.
Plusieurs plans d'actions de responsabilité conduite ont été examinés lors de l'inspection du 17 octobre 2019 et leur analyse fait ressortir les constats suivants :
- plusieurs plans d'actions ont été ouverts suite au non-respect de critères A ou B constatés lors des essais périodiques réalisés au titre du chapitre IX des règles générales d'exploitation (RGE). Ces plans d'actions sont systématiquement caractérisés par le service Conduite en constat et non en écart. Or, un critère A est défini comme « *un critère d'essai dont le non-respect compromet un ou plusieurs objectifs de sûreté ».* Dans ces conditions, un critère A doit par définition être considéré comme une exigence définie et donc son nonrespect nécessairement comme un écart au titre de l'arrêté INB (cf. définition supra).
EDF considère qu'en l'absence de nocivité matérielle et fonctionnelle, l'anomalie ne relève pas d'un écart, ce qui ne correspond pas aux exigences réglementaires portées par l'arrêté [2] ;
- vous n'avez pas été en mesure de préciser aux inspecteurs les exigences définies associées aux équipements 1DVH013VA et 1DVH014VA ; outre le fait que ceci constitue un écart à l'article 2.5.1 de l'arrêté [2] qui dispose que « *l'exploitant identifie les éléments importants pour la protection, les exigences définies et en tient la liste à jour* », les inspecteurs s'interrogent sur les modalités de caractérisation d'une anomalie en écart si les exigences définies ne sont pas rapidement identifiables ;
- la complétude des plans d'actions sur la définition des actions curatives, correctives et préventives est largement perfectible, certains plans s'avérant particulièrement succincts.
Demande A.83 : Je vous demande d'apporter les adaptations nécessaires aux modalités de fonctionnement de votre organisation en matière de « traitement des écarts » pour respecter les dispositions des articles 2.4.1, 2.6.1 et 2.6.2 de l'arrêté [2]. Vous m'informerez des dispositions prises en ce sens. Demande A.84 : Je vous demande de procéder au réexamen de l'ensemble des constats enregistrés et non clos, notamment les constats faisant l'objet d'un plan d'action (PA CSTA), en tenant compte des évolutions apportées à votre processus et d'actualiser en conséquence et si nécessaire la liste des écarts affectant votre installation.
## Confrontations Ce/Is
Les inspecteurs ont assisté à une confrontation journalière entre le Chef d'exploitation (CE) et l'Ingénieur Sûreté (IS) et ont également eu un entretien de 30 minutes environ avec deux IS, en s'appuyant sur votre note référencée D5067NOTE05781 relative à « l'organisation de la confrontation entre le chef d'exploitation et l'ingénieur sûreté ».
La confrontation à laquelle les inspecteurs ont participé leur a paru rigoureuse, bien préparée, sereine et conforme à l'organisation décrite dans la note susvisée.
Dans le cadre de la préparation de l'inspection, vous avez transmis aux inspecteurs les comptes rendus (CR)
de confrontation CE/IS de tout le mois de septembre pour les deux réacteurs. L'objectif pour les inspecteurs était d'analyser la bonne prise en compte des conclusions des confrontations et le suivi des actions engagées à leur issue.
Ces CR, jugés par ailleurs très riches, sont établis chaque jour, sur la base du CR de la veille. Dans ce cadre, les inspecteurs ont relevé que certains éléments (techniques, demandes de positionnement métier…) disparaissent d'un CR à l'autre sans que la justification de ce retrait ne soit systématiquement enregistrée. Dans certains cas, l'information était reportée dans le cahier de quart du CE, pour d'autres le mode de preuve justifiant de la réalisation d'une action a été plus difficile à fournir (les inspecteurs n'ont pas pu avoir accès pendant la semaine, par exemple, à la nature des travaux réalisés sur la balise 0KRS932MA qui apparaissait « muette » sur tous les CR de confrontation de septembre et avait disparu du CR du 16 octobre 2019), enfin certains « écarts et faits marquants »
disparaissent des CR de confrontation sans être portés par des outils restant accessibles aux CE et aux IS (par exemple, le capteur 0LHT002MN noté à remplacer et à requalifier jusqu'au 8 septembre 2019 dans les CR, disparait dans le CR du 9 septembre : il a été indiqué qu'un dossier de modification devait être élaboré pour cause d'obsolescence des pièces de rechange et ce dossier, porté désormais par un métier, n'est plus visible, en termes de réalisation et de délais ni par le CE ni par les IS comme le serait par exemple une demande de travaux).
La Directive DI 106 demande pourtant « qu'un suivi formalisé des actions décidées issues de la confrontation CE/IS soit mis en place afin de s'assurer de leur mise en œuvre ». Les inspecteurs notent que le cadre du modèle de CR de confrontation dénommé « suivi des actions » n'est pas utilisé sur le site de Golfech.
## Demande A.85 : Je Vous Demande De Renforcer La Rigueur Du Suivi Des Actions Décidées En Synthèse Des Confrontations Ce/Is.
Le CR de la confrontation CE/IS du 24 septembre 2019 sur le réacteur 1 considère la fonction refroidissement « affectée » alors qu'aucun écart nouveau n'est apparu depuis la veille où cette fonction était considérée « satisfaisante ». De l'entretien réalisé avec les IS, il ressort que la situation a été ré-analysée depuis la veille et que la présence d'une demande de travaux (DT) sur le matériel 1SFI532MN justifie notamment la dégradation de cette fonction de sûreté. Or cette DT 791320 apparait dès le CR de confrontation du 15 septembre 2019. Les IS ont convenu que, rétroactivement, la fonction refroidissement aurait dû être déclarée affectée dès le 15 septembre. Les CR de confrontation n'ont pas été modifiés de manière rétroactive.
Il s'avère que la fonction refroidissement est passée par l'état « défiabilisée » le 19 septembre 2019. De fait, le cumul des écarts ayant conduit, ce jour-là, à défiabiliser la fonction « refroidissement » et de ceux affectant la source froide du fait de la DT présente sur le capteur 1SFI532MN depuis le 15/09/2019 n'a pas été analysé.
Les IS, lors de leur entretien, ont indiqué que la situation compliquée rencontrée durant l'été sur la source froide de Golfech aurait probablement conduit à un déclassement de la fonction refroidissement plus important qu'il ne l'a été, avec une analyse identique à celle qui avait conduit au déclassement pratiqué entre le 23 et le 24 septembre 2019.
Demande A.86 : Je vous demande de ré-analyser l'état de sûreté de votre fonction refroidissement le 19 septembre 2019 et durant les journées d'été qualifiées de « compliquées » par vos IS, en tenant compte des éléments nouveaux qui vous ont fait reconsidérer votre position entre le 23 et le 24 septembre 2019.
## Pré-Job Briefing (Pjb)
Les inspecteurs ont assisté au PJB d'une activité de vérification de positions de matériels dans les armoires électrique des groupes électrogènes. Le PJB a été succinct et n'a pas identifié de risque particulier. Toutefois, lors de ces contrôles il est apparu qu'un organe n'était pas dans la bonne position. L'agent de terrain devait donc intervenir dans une de ces armoires. Ne disposant pas des équipements de protection individuelle nécessaires, l'agent de terrain a eu la bonne attitude et a suspendu son activité.
L'intervention dans une armoire électrique moyenne tension présente un risque d'électrisation (risque vital).
Toutefois, ce risque n'a pas du tout été abordé lors du PJB de l'activité. Les inspecteurs estiment que les risques vitaux doivent systématiquement être abordés lors d'un PJB lorsqu'ils existent.
Demande A.87 : Je vous demande de prendre les mesures nécessaires pour vous assurer que les PJB
abordent systématiquement les risques vitaux pour les activités concernées. Vous m'informerez des mesures correctives prises en ce sens.
## Gestion Des Modifications Surveillance Des Locaux Nucléaires En Cas De Perte Du Système De Détection Incendie
En 2014, l'ASN avait donné sous accord sous réserves [11] à la mise en œuvre de la modification nationale PNPP3196 relative à la rénovation globale de la détection incendie, en demandant à vos services centraux de
« s'assurer que votre organisation vous permet d'assurer la surveillance des locaux affectés par la défaillance d'une ou de la totalité des centrales incendie, en tenant compte du retour d'expérience de l'événement survenu le 29 novembre 2006 sur la centrale nucléaire de Saint-Alban ».
Par courrier [12], vos services centraux avaient répondu : *« Hors bâtiment réacteur, l'événement JDT*
(indisponibilité totale ou partielle de la détection incendie) demande une surveillance permanente du local concerné ou la mise en place d'une ronde une fois par heure. […] Pour la réalisation des rondes, dans un premier temps, le Chef d'Exploitation utilisera les ressources humaines présentes en quart et hors heures ouvrables (agent de conduite de sa paire de tranche, voire de l'autre paire de tranche et éventuellement de la protection de site). La refonte de l'organisation de crise permet à PCD1 face à ce type d'événement de déclencher un PAM GAT (Plan d'Action et de Mobilisation avec Gréement de l'Assistance Technique). L'équipe de quart est ainsi renforcée, sous 1 heure, localement par du personnel technique pour assurer les rondes […] ».
Les inspecteurs ont procédé à une mise en situation visant à observer le comportement de l'équipe de conduite en cas de perte du système de détection incendie de l'îlot nucléaire du réacteur 1, en production le jour de l'inspection. La mise en situation consistait à simuler la perte totale de l'armoire de détection incendie 1 JDT
001 AR, entraînant l'absence de remontée d'informations des détecteurs incendie situés dans les locaux de l'îlot nucléaire. Ce scénario était similaire, dans son principe, à l'événement rencontré à Saint-Alban. L'objectif était de contrôler l'organisation mise en place par EDF pour assurer la surveillance des locaux par des rondes, et notamment pour mobiliser le personnel nécessaire, conformément aux dispositions mentionnées dans le courrier [12].
Lors de l'exercice, l'opérateur en charge de l'incendie a consulté les procédures appropriées de manière réactive et a fait le point avec son chef d'exploitation sur les conséquences de la perte de l'armoire sur la disponibilité des équipements de détection incendie.
Dans une telle situation, les spécifications techniques d'exploitation (STE) du réacteur 1 prescrivent notamment :
« Réacteur en production - Evénement JDT 3 : Si dans un volume de feu de Sûreté contenant du matériel requis, ou zone de feu d'accès, ou local non sectorisé de Sûreté contenant un matériel requis dans les STE, l'indisponibilité est totale, **une surveillance**
permanente ou une ronde effectuée une fois par heure sera mise en place*. En cas d'une indisponibilité, la* réparation doit être effectuée sous 14 jours. En cas de deux indisponibilités, la réparation doit être effectuée sous 7 jours. En cas de trois, ou plus, indisponibilités, la réparation doit être effectuée sous 3 jours. **En cas de trois, ou plus, indisponibilités totales,**
la réparation devra être effectuée sous 24 heures si la ronde mise en place ne peut respecter une fréquence horaire*. »*
Lors de l'exercice, le chef d'exploitation a considéré immédiatement que son équipe n'avait pas la capacité d'assurer une ronde horaire dans l'ensemble des locaux concernés. Il a donc privilégié l'analyse de l'événement et les échanges avec le service en charge de la réparation de l'armoire afin de garantir sa réparation sous 24 heures, et de respecter ainsi la conduite à tenir de l'événement JDT 1. Il n'a pas mis en place de surveillance, par des agents de terrain, des locaux affectés par la perte de la détection incendie. Un éventuel départ de feu dans les locaux concernés n'aurait donc pas été détecté par l'équipe de conduite.
Le chef d'exploitation a fait par ailleurs appel à l'ingénieur sûreté, qui a établi manuellement la liste des locaux affectés par la perte de l'armoire 1 JDT 001 AR. Il a également contacté le directeur de crise d'astreinte
(PCD1) qui a pris des mesures réactives appropriées, 1h20 après le début de l'exercice : suspension des permis de feu, sollicitation des astreintes PUI, du prestataire d'assistance chantier, et du service protection de site pour assurer une ronde horaire dans les locaux, appel du directeur de crise national d'astreinte (PCD-N) pour déclenchement du PAM-GAT. Ce dernier a validé le déclenchement (fictif) du PAM-GAT.
Cette mise en situation montre que l'organisation valorisée par EDF dans le cadre du dossier national de modification du système de détection incendie n'est pas connue ni adaptée aux contraintes de terrain. Ainsi, les STE comportent des dispositions inapplicables (la réalisation d'une ronde horaire dans tous les locaux concernés) et des dispositions imprécises (elles ne mentionnent pas la nécessité d'assurer une surveillance des locaux par des agents de terrain même si la fréquence horaire ne peut pas être respectée). Elle montre également que l'équipe de conduite ne dispose pas de documents opérationnels lui permettant de recenser les locaux concernés et de mettre en œuvre une surveillance « a minima ».
Demande A.88 : Je vous demande de tirer le retour d'expérience de la mise en situation réalisée par les inspecteurs, notamment en :
- vous assurant de la bonne connaissance, par les équipes de conduite, des dispositions décrites dans le courrier [12] ;
- vous prononçant, en lien avec vos services centraux, sur l'opportunité de modifier les STE et les documents d'exploitation afin de les rendre plus opérationnelles et adaptées à la réalité du terrain ; - vous prononçant sur l'opportunité de mettre à disposition des équipes de conduite un document opératoire permettant d'identifier rapidement les locaux concernés par la perte de détection incendie en fonction de l'armoire indisponible ; - vous prononçant sur l'opportunité de réaliser une ronde de surveillance des panneaux synoptiques incendie situés en zone contrôlée comme mesure compensatoire de la non-réalisation de la ronde horaire dans l'ensemble des locaux concernés par une perte de l'armoire 1 JDT 001 AR.
## Manipulation Du Terminal D'Exploitation Du Système De Détection Incendie
En 2014, dans le cadre de l'instruction de la modification nationale PNPP3196 relative à la rénovation globale de la détection incendie, vos services centraux avaient indiqué à l'ASN et à l'IRSN par courrier [13] que «
dans le cadre du contrat de l'affaire PNPP3196, des **formations de l'exploitant** sur les nouveaux terminaux incendie IPS-NC
sont prévues. D'autre part, l'ensemble des essais périodiques, de périodicité annuelle, est réalisé à partir d'un terminal d'exploitation classé IPS-NC ».
Les inspecteurs ont procédé à une mise en situation visant à vérifier la bonne connaissance par les opérateurs de conduite du nouveau terminal d'exploitation du système de détection incendie, introduit dans le cadre de la modification nationale de rénovation du système de détection incendie PNPP 3196. La mise en situation consistait à simuler l'appel d'un intervenant ayant détecté un départ de feu dans un local du bâtiment électrique. L'objectif était de vérifier que l'opérateur appliquait correctement sa procédure (le DOIS) et savait retrouver toutes les informations nécessaires à la gestion de l'incendie (secteur de feu concerné, détecteur concerné, alarme associée, emplacement précis du local…) à partir du seul terminal d'exploitation, classé « de sûreté » (l'utilisation de matériel non classé de sûreté étant exclue pour cette mise en situation).
Les inspecteurs ont constaté que l'opérateur en charge de l'incendie a appliqué de manière rigoureuse sa procédure et a su naviguer de manière satisfaisante dans le terminal d'exploitation. Toutefois, il a été gêné par le manque d'ergonomie de ce terminal d'exploitation, dont le rétroéclairage s'éteint automatiquement après quelques secondes de navigation et qu'il est impossible de réactiver sans changer d'affichage. Les inspecteurs ont par ailleurs constaté que l'opérateur ne savait pas que l'outil superviseur JDT, très ergonomique et utilisé au quotidien pour la gestion de la détection incendie, n'était pas classé de sûreté contrairement au terminal d'exploitation. L'opérateur ne savait pas non plus accéder à l'historique des alarmes incendie dans le terminal d'exploitation.
Les opérateurs ont indiqué aux inspecteurs qu'ils avaient été « sensibilisés » à la modification de la rénovation incendie par l'intermédiaire des référents incendie du service Conduite, qui sont intervenus très en amont. Les inspecteurs n'ont pas été en mesure de consulter les enregistrements de cette sensibilisation des opérateurs. Ils n'ont pas non plus pu consulter les preuves de la formation des équipes de maintenance à la modification. Enfin, l'opérateur a indiqué qu'aucun essai périodique annuel n'avait été réalisé dans la mesure où la modification n'était pas encore totalement soldée.
Demande A.89 : Je vous demande de vous assurer que tous les intervenants susceptibles d'être concernés par la rénovation de la détection incendie ont été formés aux nouveautés induites par la modification (notamment l'utilisation du terminal d'exploitation) et de garantir la traçabilité de ces formations. Vous transmettrez les enregistrements de ces formations pour les équipes de conduite et de maintenance des 2 réacteurs. Demande A.90 : Je vous demande d'étudier en lien, avec vos services centraux, l'opportunité de modifier l'ergonomie du terminal d'exploitation afin de faciliter son utilisation par les équipes de conduite.
## Surveillance Du Prestataire En Charge Des Essais De Mise En Service Des Diesels D'Ultime Secours
En application de la décision [14] de l'ASN, la centrale nucléaire de Golfech est tenue de mettre en service les deux diesels d'ultime secours (DUS), amélioration de sûreté exigée à la suite de l'accident de Fukushima, d'ici le 31 décembre 2019.
Les inspecteurs se sont intéressés à la surveillance mise en place par le service équipe commune d'EDF,
en charge des modifications, vis-à-vis du prestataire en charge des essais de mise en service des DUS, Westinghouse. Ces essais sont considérés comme une activité importante pour la protection des intérêts au sens de l'arrêté [2].
## Elaboration Du Programme De Surveillance
Votre référentiel [15], qui fait partie de votre système de gestion intégrée, indique : « Suivant la nature des résultats de la surveillance, le programme de surveillance peut être ajusté ».
Les inspecteurs ont noté l'existence d'un programme de surveillance unique pour les essais de mise en service des DUS des 2 réacteurs, couvrant la période du 01/04/2018 au 31/12/2019, et validé le 26/04/2018 par le coordinateur essais d'EDF.
Par ailleurs, les inspecteurs ont reçu deux copies du programme de surveillance. Ils ont constaté que la 2e copie transmise par vos représentants comportait, dans l'encart « analyse préalable », une indication qui ne figurait pas dans la 1ère copie. Cette mention a donc été ajoutée au cours de l'inspection. Demande A.91 : Je vous demande d'adapter les programmes de surveillance du service équipe commune en tirant le retour d'expérience des chantiers similaires. Demande A.92 : Je vous demande de garantir la véracité des informations figurant dans vos documents.
## Formation Des Agents De L'Équipe Commune
Les inspecteurs se sont intéressés à l'application, par l'équipe commune, de votre note [16] et guide [17]
relatifs aux formations et habilitations des intervenants.
Votre note [16], qui fait partie de votre système de gestion intégrée, indique notamment : « pour l'activité sensible de réalisation d'essais de requalification, la qualification dans l'exercice de l'emploi doit être prouvée et tracée par la mise en œuvre de l'observation en situation de travail (une OST annuelle minimum) ».
Les inspecteurs ont consulté le carnet de formation du coordinateur EDF des essais des DUS. Ils ont constaté que celui-ci avait obtenu une équivalence pour la formation obligatoire des agents de l'équipe commune à la qualité, sans justification. Ils ont également constaté que l'agent n'avait pas suivi la formation obligatoire à la surveillance en équipe commune, ni obtenu d'équivalence pour cette formation.
Ils ont également consulté les carnets de formation de deux essayeurs de l'équipe commune. Ils ont constaté que ceux-ci n'avaient pas fait l'objet d'une observation annuelle en situation de travail. Vos représentants ont indiqué aux inspecteurs que ces essayeurs avaient toutefois effectué des essais au cours de l'année écoulée.
Demande A.93 : Je vous demande de respecter votre référentiel relatif aux formations et habilitations des agents de l'équipe commune. Vous me transmettrez les justificatifs correspondants.
Intégration de la modification 3818 (local LLS)
La modification PNPP 3818 vise à résorber l'écart (EC 249) relatif à la température élevée du local dans lequel se trouve le turbo-alternateur (TAS) du système de production de l'alimentation électrique 380 V d'ultime secours (système LLS), déclaré à l'ASN par courrier en référence [18]. Elle consiste en l'ajout dans ce local d'une nouvelle ventilation composée d'un ventilateur de soufflage, d'un clapet anti-retour, d'un clapet coupe-feu, de thermostats, d'un registre de réglage, d'un coffret électrique et de gaines de ventilation. En cas de situation de perte totale de l'alimentation électrique (PTAE), la nouvelle ventilation sera alimentée en électricité par le système LLS.
Cette modification permet de retrouver une gestion des situations de PTAE conforme à celle décrite dans le rapport de sûreté.
Les inspecteurs se sont intéressés au local du LLS du réacteur 1 afin de vérifier sa conformité par rapport à la modification réalisée. A l'entrée du local LLS du réacteur n°1, ils ont constaté :
- l'absence de marquage des écrous de fixation du caisson de protection de l'aspiration de la nouvelle ventilation ;
- l'absence de grille de protection horizontale au niveau du dernier tronçon de tuyauteries vapeur afin de protéger la bâche PTR d'une explosion ;
Dans le local du LLS, les inspecteurs ont constaté la présence d'un macaron concernant une demande de travaux référencée DT 643933 et clôturée depuis le 31 janvier 2019.
Par ailleurs, dans le cadre des tests JDT1, la procédure d'exécution des essais (PEE 301) indique que « le générateur de fumée doit être placé de manière pénalisante ». Cette condition est d'autant plus importante que l'essai réalisé à la centrale de Golfech était un essai « tête de série » pour les réacteurs du palier P'4.
Lors de l'inspection, vos représentants n'ont pas été en mesure de justifier le caractère pénalisant du positionnement du générateur de fumée lors des essais. Les inspecteurs ont constaté que le générateur de fumée n'avait pas été placé au niveau de la caisse à huile, qui semble pourtant représenter la charge calorifique dimensionnante dans le local LLS. Demande A.94 : Je vous demande de justifier que le caisson de protection de l'aspiration de la ventilation situé en façade du local LLS, est fixé dans les règles de l'art (incluant le contrôle de l'absence de desserrage des écrous). Demande A.95 : Je vous demande de finaliser le montage de la grille de protection horizontale au niveau du dernier tronçon de tuyauterie vapeur afin de protéger la bâche PTR d'une agression causée par une rupture de canalisation sous pression. Le cas échéant, je vous demande de me justifier la non-nécessité de cette protection.
Demande A.96 : Je vous demande de procéder à la vérification de la réalisation effective de la demande de travaux référencée DT 643933 et de procéder, si nécessaire, au retrait du macaron présent dans le local du LLS. Demande A.97 : Je vous demande de justifier le caractère pénalisant du positionnement retenu pour le générateur de fumée lors des essais. Le cas échéant, je vous demande de procéder à de nouveaux tests répondant aux critères de la procédure d'exécution d'essai (PEE 301).
Demande A.98 : Je vous demande de rajouter un repère fonctionnel sur le nouveau clapet DVG situé dans le local LLS.
Les inspecteurs ont contrôlé la mise en œuvre, au CNPE de Golfech, de la modification nationale relative à la rénovation globale de la détection incendie (JDT) de l'ensemble des bâtiments des 58 centrales nucléaires, décidée par EDF en 2008.
Le périmètre de la modification exclut les zones déjà rénovées (volumes de feu de sûreté et zones de feu d'accès) dans le cadre du Plan d'action incendie (PAI) sur les paliers CPY et P4 et les bâtiments hors process et tertiaires. Sur le palier P'4, auquel appartient la centrale de Golfech, la rénovation du système de détection incendie JDT se traduit par un remplacement quasi-total des matériels de détection incendie (détecteurs, armoires électroniques, centrales incendie...). Seuls les coffrets synoptiques installés dans le cadre du PAI sont conservés.
Les inspecteurs ont examiné, par sondage, deux relevés d'exécution d'essais (REE) réalisés dans le cadre de la modification (BR tranche 1 et automate programmable tranche 1). Pour le bâtiment réacteur (REE 420), deux problèmes ont été identifiés par les inspecteurs :
l'opérateur en charge de la réalisation de l'essai a modifié de lui-même certaines références d'éléments à tester dans la procédure d'essai en portant dans le champ observation le numéro réellement utilisé. Cette modification de la procédure n'a pas été validée formellement par une personne habilitée (absence de tampon ou visa face aux modifications apportées). Le REE renseigné a été validé sans réserve sans qu'il soit possible, à l'examen du dossier, d'attester que les modifications apportées à chaud étaient conformes à l'attendu ;
le « texte clair » apparaissant sur le terminal d'exploitation lors des essais sur l'armoire JDT 001AR était parfois différent du texte attendu, mentionné dans la procédure d'essai. L'opérateur a pourtant considéré le résultat comme conforme. Le REE a été validé sans réserve, sans observation ni conclusion relative à ces différences entre l'attendu de la procédure à l'état bon pour accord (BPA) et le résultat de l'essai.
Demande A.99 : Je vous demande de veiller à la traçabilité des actions engagées lors des essais réalisés lors de l'intégration d'une modification. Toute modification apportée à une PEE à l'état BPA doit faire l'objet d'une validation formelle par une personne habilitée. Demande A.100 : Je vous demande par ailleurs de vous positionner sur la validité des éléments figurant dans le REE 420 examiné par les inspecteurs et leur éventuel impact sur le résultat des essais réalisés.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Intégration Du Référentiel
Les inspecteurs ont noté une dérive à la hausse du nombre de référentiels en retard d'intégration. Il a été indiqué aux inspecteurs que cette évolution était pour grande partie liée à la manière de calculer cet indicateur. Il a par ailleurs été précisé que le CNPE n'avait pas d'inquiétude quant à sa capacité à maîtriser correctement le volume de référentiels à intégrer.
Demande B.1 : Je vous demande de me transmettre, lorsqu'ils seront disponibles, les indicateurs relatifs aux référentiels en retard d'intégration à la fin 2019.
Les inspecteurs ont constaté l'existence d'une divergence d'interprétation entre le site et les services centraux d'EDF concernant la rédaction d'une prescription du recueil national de maintenance en arrêt de tranche
(RNPMS), relative à la réalisation d'une ronde sur le circuit RRA. Le site considère, d'une manière logique, que cette ronde ne doit être réalisée que lorsque le RRA est en service mais constate que le RNPMS ne précise pas ce point essentiel. Les services centraux d'EDF considèrent au contraire que la rédaction actuelle est satisfaisante, avis qui n'est pas partagé par les inspecteurs.
Demande B.2 : conformément à ce qui a été indiqué en inspection, je vous demande de me confirmer que vous avez bien prévu de déposer une demande de modification DED3 pour proposer une nouvelle rédaction du RNPMS concernant ce dossier.
## Prévention Des Fraudes
Demande B.3 : Je vous demande de m'informer de l'analyse menée et des mesures de long terme qui ont été prises par le site au titre du retour d'expérience issu du cas susceptible d'être apparenté à une fraude mis en évidence en février 2019.
## Gestion Du Retour D'Expérience (Rex)
Vous avez indiqué aux inspecteurs qu'un groupe de travail sur l'adhérence aux procédures avait réalisé un compte rendu de synthèse sur la base des réunions organisées avec les métiers.
Les agents de conduite interrogés par sondage par les inspecteurs n'avaient pas connaissance de ce compterendu ou de ses conclusions. Vous avez par ailleurs indiqué aux inspecteurs que ce compte-rendu n'avait pas été diffusé car ses conclusions n'avaient pas été validées par les services nationaux d'EDF, en particulier du fait d'un audit réalisé par vos pairs sur ce sujet cet été. Demande B.4 : Je vous demande de me transmettre les conclusions de votre groupe de travail de 2019 concernant l'adhérence aux procédures, ainsi que les conclusions de l'audit réalisé par vos pairs sur ce sujet à mi-année.
Les inspecteurs rappellent, pour mémoire, que le CNPE de Nogent a développé une méthode d'adhérence aux procédures pour les lignages.
Comme indiqué en préambule de la demande A.26, il existe une différence entre les pratiques du CNPE
et le référentiel national de l'exploitant (annexe 1 de [6]) concernant la périodicité des réunions RRC et RMPAC. Demande B.5 : Je vous demande de me communiquer les éléments de justification que vous avez transmis à vos services nationaux pour obtenir une dérogation à l'application de la DI 135 [6] pour la tenue hebdomadaire et non plus quotidienne des réunions RMPAC
Actions correctives suite à événements significatifs Les inspecteurs ont noté que le site n'a pas été en mesure de retrouver dans Caméléon les deux fiches eBRID
élaborées pour la conduite dans le cadre du traitement de l'action corrective ACS2 (61-169) de l'événement significatif du 14/05/2019. Demande B.6 : Je vous demande de me transmettre et d'enregistrer dans Caméléon les fiches eBRID élaborées suite à l'événement du 14/05/2019 sur la tranche 1.
## Rex Maintenance
La « fiche intervenant REX » annoncée par le dernier dossier de maintenance de 2 RIS 029 VP faisant suite à un contrôle en date du 03/07/2018 ne figurait pas dans l'original du dossier examiné.
Demande B.7 : Je vous demande de me transmettre la fiche REX à l'intervenant réalisée dans le cadre de la dernière maintenance de 2 RIS 029 VP. Vous veillerez à disposer d'une copie des « fiches à l'intervenant » dans les dossiers d'intervention correspondants.
## Rex De Ssq
Les ingénieurs sûreté du Service Sûreté Qualité (SSQ) disposent du REX national diffusé par le PiREX du site. L'ingénieur sûreté (IS) d'astreinte peut être amené à débattre d'un événement avec l'équipe de quart lors de son week-end d'astreinte. Le chef de service conduite délégué peut être amené à demander l'analyse particulière d'un événement au SSQ.
Les inspecteurs ont contrôlé comment le bilan de sûreté de l'année n-1 modifie le programme de vérification du SSQ du site pour l'année n. Ils ont en particulier cherché à voir comment le manque d'adhérence aux procédures identifié dans le bilan de sûreté 2018 a été décliné dans le programme de vérifications de 2019 du SSQ. Le programme d'audit du SSQ suit la note DI 122. Il en ressort que l'adhérence aux procédures se trouve intégrée à chaque thème d'audit du SSQ. Le service SSQ a par ailleurs été sollicité en 2019 pour vérifier les pratiques de PFI (Pratiques de Fiabilité) du service ST (section Essais), ce qui a conduit à identifier plusieurs points de vigilance.
Après chaque arrêt de tranche (AT), l'ingénieur sûreté de l'arrêt (l'ISAT) produit un REX :
- ce REX est capitalisé sous l'outil « One Note »,
- il est aussi capitalisé sous forme d'une affiche de communication pour l'arrêt suivant. Cette affiche plastifiée est alors disposée en salle de conduite.
Les inspecteurs se sont intéressés par sondage à l'événement du 03/08/2015 relatif à la perte du REX lors de la mutualisation des consignes 1300 P'4 en ce qui concerne le balayage du ballon RCV à 2,5 bar en AN/RRA avec introduction de 3 m3 d'eau borée pour passer en API. Cet événement a généré une fuite primaire à la soupape du ballon 2 RCV 111 BA avec une entrée dans le DOSR. L'action corrective ACS1 vise à produire une demande DED4 aux services nationaux pour modifier la consigne de pression.
L'information concernant l'aboutissement de cette action n'a pas pu être donnée par le site en séance en raison des complexités informatiques liées au changement d'outil de suivi sur le site.
Demande B.8 : Je vous demande de m'informer de l'issue de l'action corrective ACS1 prise dans le cadre du CRESS de l'événement du 03/08/2015.
## Activités De Maintenance Contrôles Des Ancrages Du Matériel De Ventilation Eips Au Génie Civil :
Les ancrages au génie civil des matériels de ventilation importants pour la sûreté doivent être contrôlés en respectant le programme de base de maintenance préventive référencé PB 1300-AM450-Ind0 (palier P'4).
L'équipe d'inspection a donc consulté les gammes datant de 2017 sur le système DVL (ventilation importante pour la sûreté des locaux électriques). Il s'avère que de nombreux ancrages de gaines de ventilation DVL n'ont pas pu être contrôlés, les supportages se situant sous des protections incendie. Cependant, le programme de maintenance n'indique pas la possibilité de ne pas faire le contrôle visuel et le contrôle de conformité au plan dans cette configuration. Techniquement, les protections incendie sont démontables et donc le contrôle serait possible. Demande B.9 : Je vous demande de vous positionner clairement sur l'acceptabilité de l'absence de contrôle visuel et de conformité au plan d'ancrage de matériels de ventilation importants pour la sûreté qui sont situés sous des protections incendie. En cas d'absence de justification, je vous demande d'effectuer les contrôles dans les meilleurs délais afin de respecter le PBMP.
La visite du local KA0818 a permis de contrôler l'état des ancrages des matériels de ventilation présents au sein de ce local. Les inspecteurs ont constaté une modification apportée à l'ancrage du ventilateur 2EDE052ZV (support du ventilateur/châssis).
Demande B.10 : Je vous demande de justifier la tenue mécanique du ventilateur suite aux modifications apportées aux ancrages.
## Visite Sur Le Terrain Lhp/Lhq
Sur le CNPE de Tricastin en décembre 2018, il a été constaté que les portes des armoires 3LHQ003AR et 4LHQ005AR présentaient un serrage insuffisant des vis moletées remettant en cause la tenue sismique de ces armoires. Cet écart constitue l'écart de conformité n°418 (EC418).
Le CRESS de l'évènement en référence D455018005071 ind1 précise que l'exigence associée à la fermeture de ces armoires est qu' « *après chaque intervention, les portes, les tiroirs de puissance et de contrôle doivent être refermés et verrouillés* en utilisant les moyens prévus à la conception (exemple : serrures, vis moletées, poignées verrouillables) ».
Lors de la visite sur le terrain des installations du CNPE de GOLFECH, les inspecteurs ont constaté que les poignées de l'armoire 2LHQ003AR (qualifiée K3) étaient cassées. La demande de travaux DT801724 était créée pour traiter ce constat. Cependant celle-ci n'évoquait pas la perte de la qualification de l'armoire compte-tenu de l'impossibilité de verrouiller la porte à l'aide de sa poignée.
Par ailleurs le verrouillage de vis moletées était mis en œuvre à l'aide de rondelles non planes (de type
« élastique ») impliquant l'absence de contact direct entre la vis et la porte de l'armoire.
Demande B.11 : Je vous demande de m'informer des raisons pour lesquelles la perte de qualification de l'armoire n'est pas retenue dans la DT cité ci-dessus ; Demande B.12 : Je vous demande de me préciser si l'utilisation de rondelle « élastique » est conforme à la conception ;
Demande B.13 : Compte tenu des exigences pour le maintien de la qualification de cette armoire et du retour d'expérience issu de l'EC418, je vous demande de me préciser si la fermeture et le verrouillage constaté lors de la visite sur le terrain sont conformes.
## Surveillance Des Activités Sous-Traitées
L'article 2.2.2.I de l'arrêté [2] prévoit que « I. ― L'exploitant exerce sur les intervenants extérieurs une surveillance lui permettant de s'assurer :
- *qu'ils appliquent sa politique mentionnée à l'article 2.3.1 et qui leur a été communiquée en application de l'article 2.3.2 ;*
- *que les opérations qu'ils réalisent, ou que les biens ou services qu'ils fournissent, respectent les exigences définies ;* - *qu'ils respectent les dispositions mentionnées à l'article 2.2.1.* ».
L'inspection du 16 octobre a donc porté sur les dispositions prises à cet égard. Les inspecteurs ont constaté que le déploiement de l'outil ARGOS permet aux chargés de surveillance (CSI) de disposer d'un outil efficace de pilotage de la surveillance des prestataires. Notamment la prise en compte des points d'arrêt de la surveillance, en lien avec la démarche NQM, dans cet outil permet de disposer d'une vision plus intégrée de la surveillance.
Néanmoins les inspecteurs estiment que cet outil doit permettre d'intégrer plus largement les différentes étapes de la surveillance des prestataires, notamment celles situées en amont de la prestation (réunions d'enclenchement et de levée des préalables) ou en systématisant l'intégration des points d'arrêt de la surveillance dans le programme de surveillance géré par ARGOS.
Demande B.14 : Je vous demande de m'informer des éventuelles dispositions qui seront prises afin d'améliorer l'intégration de la surveillance des prestataires par l'application ARGOS.
Les inspecteurs se sont intéressés aux essais menés en 2018 à l'occasion de la requalification du turboalternateur de secours 2 LLS 010 TC à l'issue de la visite partielle n° 18 du réacteur 2. Ils ont constaté que la gamme renseignée pour l'essai à 15 bars (D130014001848 indice 1) comportait de très nombreuses ratures qui rendaient parfois illisibles les valeurs relevées au cours de l'essai ainsi que les conclusions tirées. De même le dossier de suivi d'intervention (D200012009205 indice 3) relatif à l'essai de 2 LLS 010 TC à 82 bars ne mentionnait pas de contrôle technique et les gammes renseignées associées présentaient de nombreuses informations manquantes.
L'article 2.5.3 de l'arrêté [2] dispose que « Chaque activité importante pour la protection fait l'objet d'un contrôle technique assurant que :
- L'activité est exercée conformément aux exigences définies pour cette activité et, le cas échéant, pour les éléments importants pour la protection concernés ;… »
Application de la DI 81 Demande B.15 : Je vous demande de me confirmer que l'essai de requalification à 82 bars de 2 LLS 010 TC à l'issue de l'arrêt du réacteur 2 en 2018 a bien fait l'objet du contrôle technique conformément aux dispositions de l'article 2.5.3 l'arrêté [2].
## Conduite
Demande B.16 : Je vous demande de me confirmer la pertinence de l'analyse de risques du DMPS002CHA sur le système TEP et son bon positionnement dans l'aire grillagée du BAN. Demande B.17 : Je vous demande de me confirmer que la gestion du DMP GRE001SYST est aussi rigoureuse que celle des autres DMP du service automatismes ; vous m'indiquerez comment vous situez l'outil de gestion du service automatismes vis-à-vis de la prescription 3.4.1 de la directive 074 qui demande de gérer administrativement tout DMP par un système d'information unique sur le site.
Les inspecteurs ont constaté l'absence de pose de la prescription particulière PP27, normalement présente dans l'état de tranche effectif le jour de l'inspection sur le réacteur 2, sur une condamnation administrative P5.4 (isolement traversée enceinte). Vos représentants ont justifié cette absence par la mise en place d'un « dispositif provisoire qualifié ». Demande B.18 : Je vous demande de me communiquer l'avis de la FIS sur la conformité de cette disposition par rapport au règles générales d'exploitation (RGE).
Votre note référencée D5067NOTE05781 relative à « l'organisation de la confrontation entre le chef d'exploitation et l'ingénieur sûreté » indique que les préparations faites par les IS doivent être indépendantes et formalisées sur des supports distincts. Le CE réalise sa préparation en s'appuyant sur le cahier de quart informatique. L'IS réalise sa préparation en repartant du CR de la confrontation du jour précédent et en le modifiant au vu notamment de différentes prises de notes réalisées pendant son évaluation des tranches réalisée avant la confrontation. Ce projet de compte rendu est ensuite modifié et complété pendant la confrontation avec le CE. De fait, les documents formalisant la préparation faite par les IS et leur positionnement initial, vis-à-vis des fonctions de sûreté, n'existent plus dès l'instant où la confrontation a commencé et que le projet de compte rendu a été amendé puisque celui-ci ne retrace que la position commune des deux intéressés.
Outre le fait que cette manière de procéder ne parait pas aux inspecteurs totalement conforme à ce que définit votre organisation, cette disposition vous fait perdre les éventuels avis contradictoires initiaux qui pourraient être autant de signaux faibles utilisables dans le cadre d'une démarche d'amélioration continue de la qualité de ces échanges.
Demande B.19 : Je vous demande de m'indiquer les mesures que vous allez mettre en place pour conserver la traçabilité de la préparation réalisée par les IS en vue de la confrontation CE/IS.
Demande B.20 : Je vous demande de m'indiquer si votre gestion informatique des comptes rendus de confrontation CE/IS vous permet de ré-indicer un compte rendu a posteriori en conservant les différentes versions, dans la mesure où ces comptes rendus sont seulement datés, sans numéro d'enregistrement.
## Gestion Prévisionnelle Des Emplois Et Des Compétences
Les inspecteurs ont relevé dans un CR CF3 une décision du 13/05/2019 faisant suite au constat suivant :
« les outils de suivi des entraînements sur les activités NQ1 et NQ2 ont évolué en 2018 et depuis le reporting des services n'est plus à l'attendu ». Or l'un des objectifs du projet de site des services est de vérifier que les entraînements nécessaires à la préparation des activités à risques sont réalisés. La décision CF3 se traduisait par une demande de pilotage et de mesure du nombre d'entraînements et de répétitions sur les activités à risque NQ1 NQ2 et du suivi du volume des entraînements et formations réactives. L'échéance des actions associées à cette demande était fixée à juin 2019. Les inspecteurs n'ont pas relevé de résultats probants de ces actions car il persiste aujourd'hui, selon les interlocuteurs des inspecteurs, des problèmes de traçabilité. La DRH a indiqué la mise en place d'un nouvel outil en 2020 qui devrait permettre de mieux tracer les taux de réalisation des entraînements.
Demande B.21 : Je vous demande de me tenir informé sous 6 mois de la mise en place du nouvel outil de suivi des entraînements et de me transmettre à échéance de fin 2020 les résultats en terme de suivi des entraînements issus de ce nouvel outil. Ces résultats devront porter prioritairement sur les activités sensibles et les activités à risque NQ1 et NQ2.
Les inspecteurs ont noté au cours des différents entretiens qu'il pouvait y avoir pour certains agents de réelles difficultés à intégrer les temps de e-learning dans leur emploi du temps (en journée ou en quart). L'exploitant assure accompagner sur ce point les différents services et prendre en considération les contraintes planning. Les différents interlocuteurs n'ont cependant pas été en mesure le jour de l'inspection de décrire précisément ces modalités d'accompagnement et de présenter un bilan intermédiaire global et étayé de la perception et de l'acceptation du principe du e-learning par les agents.
Demande B.22 : Je vous demande de me transmettre au plus tôt le détail des modalités d'accompagnement du e-learning au sein des services pour garantir la compatibilité de ce mode de formation avec les contraintes de planning (en sensibilisant notamment les managers de première ligne et les managers de deuxième ligne sur les dispositions à prendre pour préserver des temps alloués aux agents). Vous me transmettrez également sous 6 mois le REX que vous avez tiré des premières séances de e-learning.
## Gestion Des Modifications
Identification par vos prestataires des activités importantes pour la protection Article 2.5.2 de l'arrêté [REF arrêté INB] I. ― L'exploitant identifie les activités importantes pour la protection, les exigences définies afférentes et en tient la liste à jour.
II. ― Les activités importantes pour la protection sont réalisées selon des modalités et avec des moyens permettant de satisfaire a priori les exigences définies pour ces activités et pour les éléments importants pour la protection concernés et de s'en assurer a posteriori. L'organisation mise en œuvre prévoit notamment des actions préventives et correctives adaptées aux activités, afin de traiter les éventuels écarts identifiés.
Les inspecteurs se sont intéressés à l'organisation du service équipe commune concernant l'identification des activités importantes pour la protection au sens de l'arrêté [2], parmi les activités liées à la gestion des modifications matérielles de vos installations.
Vos représentants ont indiqué que les prestataires assurant la réalisation des modifications étaient en charge d'identifier les AIP relatives à votre intervention et que cette disposition figurait dans les contrats de prestation. Ils n'ont pas été en mesure de préciser quels moyens (documentaires, matériels, humains) le CNPE
mettait à la disposition des prestataires pour leur permettre d'identifier de façon exhaustive les AIP.
Demande B.23 : Je vous demande de prouver que vos prestataires disposent de tous les moyens nécessaires pour l'identification des AIP relatives à la gestion des modifications.
## Analyse Soh De La Modification Pnpp 3196 (Rénovation De La Détection Incendie)
Les inspecteurs ont examiné l'analyse socio-organisationnelle et humaine (SOH) de la modification PNPP
3196 volet B, figurant en annexe de la note d'éléments de conception (NEC). Cette analyse, rédigée par vos services centraux, est apparue correcte sur la majeure partie des points. Elle comporte cependant de grosses lacunes techniques qui trahissent l'absence de vision terrain des rédacteurs. La note exclut par exemple les risques anoxie et atmosphère explosive en phase de réalisation de la modification, ce qui ne correspond pas à la réalité de ce chantier.
Dans le même ordre d'idée, l'analyse de risques figurant dans la NEC n'étudie, pour le séisme événement, que les risques liés à la création de nouvelles cibles par la modification, mais n'évoque pas les risques induits par la modification en phase travaux, qui sont nombreux (poses d'échafaudage autour de matériels requis, etc.). Il en va de même pour la prévention incendie.
Enfin, la NEC indique que l'instance décisionnelle n'a pas prévu de REX d'exploitation de la modification sous l'angle SOH, ce qui paraît très surprenant compte tenu de l'impact de la modification sur le travail des opérateurs en salle de commande, et de ce qu'ont pu voir les inspecteurs (voir question A.90). Dans la pratique, le CNPE de Golfech a organisé son propre retour d'expérience de la modification, compte tenu de son impact sur les opérateurs, ce qui semble pertinent. La décision prise par l'instance décisionnelle est donc très surprenante. Demande B.24 : Je vous demande de transmettre ces remarques à vos services centraux et de me tenir informé des pistes d'amélioration qu'ils auront identifiées afin d'améliorer la qualité technique des analyses SOH des modifications.
Demande B.25 : Je vous demande par ailleurs d'interroger vos services centraux sur les raisons ayant conduit l'instance décisionnelle pour la modification PNPP 3196 à ne pas demander de REX
d'exploitation sous l'angle SOH.
## C. Observations
Observation C.1 : L'article 2.5.6 de l'arrêté INB dispose que « les activités importantes pour la protection, leurs contrôles techniques, les actions de vérification et d'évaluation font l'objet d'une documentation et d'une traçabilité permettant de démontrer a priori et de vérifier a posteriori le respect des exigences définies. Les documents et enregistrements correspondants sont tenus à jour, aisément accessibles et lisibles, protégés, conservés dans de bonnes conditions, et archivés pendant une durée appropriée et justifiée ».
Au cours de l'inspection, de nombreuses difficultés ont été rencontrées par les différentes équipes afin d'obtenir les documents demandés (évaluation contrôle ultime n°20 pour pouvoir changer d'état au niveau du réacteur 2, gammes opératoires de réalisation des essais périodiques au titre du chapitre IX des RGE, dernier rapport de contrôle trimestriel sur la gestion des condamnations administratives,…), certains n'ayant toujours pas été transmis à la clôture de l'inspection. Les inspecteurs considèrent donc que les dispositions de l'article 2.5.6 précité ne sont pas systématiquement respectées. Il conviendra de rappeler cette exigence réglementaire aux agents du CNPE.
## Rex
Observation C.2 : Les fiches de retour d'expérience (FIREX), jadis archivées dans l'outil CID de « Lotus-Note », ont migré dans Caméléon depuis 2010.
## Démarche Signaux Faibles Et Débriefings
Observation C.3 : Les inspecteurs ont noté que l'action corrective AC1 « identifier et déployer les actions de renforcement de l'adhérence aux procédures conformément au GT adhérence aux procédures » prise pour le traitement de l'événement du 26/05/2019 s'est déclinée par l'expérimentation, sur la tranche 2, d'une solution ergonomique conduisant à la mise en place d'un chevalet permettant à l'opérateur la lecture de la procédure face au pupitre de surveillance du réacteur. Un troisième opérateur (en supplément du gréement nominal de l'équipe en AT) permet par ailleurs de faire l'interface avec les agents de terrain afin de protéger la sérénité des deux opérateurs de conduite de la tranche à l'arrêt.
Observation C.4 : Les inspecteurs ont constaté que les agents ont des difficultés informatiques pour suivre les actions issues des rapports d'événements significatifs datant d'avant janvier 2019, en raison de l'évolution des outils informatiques et des liens associés. En particulier, les modes de preuve pour certaines actions de progrès définies pour les événements choisis par sondage par l'ASN (événement du 03/08/2015 ; ACS1 et ACS2 de l'événement du 01/08/2017) s'avèrent absents de l'application « LOTUS-Notes » qui est l'outil qui a précédé Caméléon.
Observation C.5 : Les inspecteurs ont constaté la bonne organisation de l'Equipe Commune (EC) sur le site
(ITM) en matière de REX : les chargés d'affaire disposent le REX national dans les classeurs des Dossiers de Réalisation des Travaux locaux (DRT), et le l'outil informatique national e-DRT, en cours de développement, leur permet un accès rapide au REX relatif aux modifications engagées sur le Parc national.
Les inspecteurs notent que l'outil eBRID du site n'est pas accessible à ITM, mais le chargé d'affaire correspondant d'ITM sur le site peut réaliser, s'il le souhaite, un enregistrement du REX lié à la modification engagée sur la base eBRID du site.
Les métiers du Parc disposent par ailleurs d'un réseau technique puissant pour ce qui est du REX sur le matériel.
## Rex Des Exercices Pui
Après chaque exercice de crise, l'ingénieur PUI (service SSQ) qui assure le pilotage du sous-processus SP SP3 URG effectue une collecte de REX à chaud (débriefing global, individuel et papier), puis une collecte de REX à froid (analyse des communications enregistrées et des actions) de chaque exercice.
Tous les acteurs des exercices sont invités à contribuer à la collecte de données. Le journaliste qui participe à l'exercice dispose d'une trame de collecte de REX ; il évalue la qualité des informations échangées lors des appels téléphoniques. Tous les chefs de PC ont une note d'auto-évaluation à remplir pendant l'exercice et tracent dans Caméléon au fil de l'eau les difficultés rencontrées pendant l'exercice. Dans un second temps, à l'issue de l'exercice, ils envoient un mail de REX à l'ingénieur PUI.
Les constats issus de ce REX sont saisis dans Caméléon par l'ingénieur PUI.
Les actions correctives issues du REX sont validées avec les acteurs de l'exercice, puis en commission
« URG ». Il y a trois commissions par an. Ces commissions se déroulent en présence de l'ingénieur PUI, du PCDM,
de représentants des différents PC et de la conduite.
Les inspecteurs ont examiné le tableau de suivi des actions en rapport avec les exercices (fichier Excel avec des liens Caméléon). Les pilotes d'actions sont identifiés (métiers) et les actions sont priorisées avec une date objectif.
Les inspecteurs ont relevé le fait que 40% des actions sont en retard sur les 33 en cours. Cependant, la majeure partie d'entre elles dépend des services nationaux d'EDF. Les inspecteurs considèrent que cet outil de suivi est efficace ; il manque cependant un codage particulier pour mettre en évidence les actions en retard.
Dans le cadre du partage du REX, l'ingénieur PUI réalise des films de REX (par exemple sur la gestion des moyens locaux de crise). Il partage également les actions validées avec les autres sites et le national (base
« SharePoint ») et en interne, via les comptes rendus des exercices de crise synthétisés dans le bulletin d'actualité de la Filière Indépendante de Sûreté (le BILFIS).
Les inspecteurs considèrent que le pilotage REX des exercices PUI à travers le sous-processus SP SP3 URG
est globalement performant.
Les inspecteurs s'étonnent cependant, compte tenu de la nature et de la complexité des données à collecter pendant les exercices (compétences mobilisées par les acteurs, fonctionnement et résilience du collectif, efficacité du leadership, prises d'initiatives, gestion du stress, clarté des rôles et responsabilités, etc.), de l'absence de compétences FOH pour contribuer à cette collecte.
## Prise En Compte Du Rex
Observation C.6 : en tant qu'observateur, le CFH pourrait utilement contribuer à une collecte pertinente des données FOH issues des exercices de crise et participer à leur analyse. Observation C.7 : Les inspecteurs ont demandé les fiches de REX transmises par les métiers au planificateur TEM. Ce REX est introduit dans l'outil de planification (GPS) à la main du préparateur. Il reste local. Les inspecteurs ont constaté qu'il n'y avait qu'une seule fiche REX TEM depuis le début de l'année 2019. Observation C.8 : Le métier machines tournantes souligne que les procédures du Palier sont exclusivement techniques et ne prennent pas en compte l'organisation, contrairement à ce que faisaient jadis les procédures locales. De ce fait, les points d'organisation locaux sont désormais transmis oralement (par exemple l'identification de l'endroit où il faut prendre le dosimètre, la nature des huiles à utiliser qui dépend de contrats régionaux avec les pétroliers, …). Les inspecteurs notent que l'ensemble des éléments locaux requis pourraient, pour plus de robustesse, faire l'objet d'un document chapeau local.
Lors de la visite sur le terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de plusieurs agents en charge de la surveillance des prestataires. Les échanges ont montré que ces agents connaissaient leurs missions, disposaient des outils adéquats et semblaient compétents dans leur domaines respectifs. Observation C.9 : l'ASN encourage le CNPE dans sa dynamique d'amélioration de l'analyse de tendance des NQM en ciblant les causes profondes ;
## Etat Des Installations
Observation C.10 : Dans le local LD802, le support d'un matériel de ventilation situé à proximité du support de l'armoire 2DNL132PJ était endommagé. Le CNPE devra remédier à cet état. Observation C.11 : Dans l'état standard APR (arrêt pour rechargement), les STE prescrivent la disponibilité d'une voie EAS en recirculation sur puisard. Lors de la visite des installations le 16/10, il a été constaté la présence de colmatants potentiels (vinyles, sur-chaussures…) en quantité significative dans les zones des deux puisards. L'absence de colmatage de ces puisards constitue un critère A du chapitre IX des RGE.
Par ailleurs des échafaudages étaient également présents sur les deux puisards.
## Conduite
Observation C.12 : Le caractère « temporaire » des CT/IT est discutable au vu des considérations suivantes :
- la CT 2017-00028 mise en place sur les deux tranches depuis 2017 dans l'attente de la fiabilisation de l'alimentation de l'automate sur la turbine à combustion (TAC) : cette CT est ancienne et, malgré les questions réitérées des inspecteurs durant toute la semaine, vos services n'ont pas été en mesure d'indiquer quel service était porteur de la résolution de ce problème et avec quelle échéance ;
- votre formulaire type de CT/IT ne prévoit que 3 prolongations. Dans les faits, il a été indiqué aux inspecteurs qu'à l'issue des 3 prolongations, une nouvelle CT/IT était rédigée ce qui fait perdre la traçabilité, au vu de sa nouvelle numérotation, de sa date initiale de création ;
- les dates figurant en tranche 2 sur la CT 2019-00035, à savoir 27 juin 2019 pour sa rédaction et 1er juin 2019 pour sa seconde prolongation, témoignent d'un manque de rigueur dans le suivi dans le temps des CT/IC dont la vocation est d'être temporaires.
Observation C.13 : La consigne temporaire 2018-00058 en tranche 2 mentionnait un impact documentaire sur les deux FAI 2K03-103 et 2K05-203. Cette seconde FAI n'a été retrouvée par les agents de conduite qu'après plusieurs dizaines de minutes de recherche car la FAI concernée par la modification est en réalité la 2K04-203. L'examen de cette FAI, pourtant validée, montre qu'elle porte en fait les deux références à deux endroits du même document pour le même secteur de feu concerné K0482.
## Secteurs De Feu De Sûreté
Observation C.14 : Suite au courrier référencé D400818000409 en date du 5 juillet 2018 relatif aux secteurs de feu de sûreté (SFS) à risque majeur incendie, le service Conduite assure via les rondes Winservir une surveillance particulière des SFS L0680, L0681 et L0781 situés dans les bâtiments électriques. Le 16 octobre 2019, les inspecteurs ont contrôlé les locaux constitutifs des SFS précités dans le bâtiment électrique du réacteur n°1 et n'ont pas mis en évidence d'anomalie de stockage. Les inspecteurs ont par ailleurs constaté l'apposition d'un marquage au sol permettant d'identifier aisément l'appartenance des locaux concernés aux SFS à risque majeur incendie, ce qui constitue une bonne pratique. A noter que lors de ce contrôle, il a été constaté que le joint intumescent installé au niveau de la porte coupe-feu 1JSL953QF commençait à se dégrader. Le référent incendie a informé les inspecteurs de l'ouverture immédiate d'une demande de travaux. Observation C.15 : Suite à la réception du courrier référencé D400818000409 précité, le référent incendie a indiqué aux inspecteurs avoir procédé à une formation de l'ensemble des équipes de conduite au cours du second semestre 2018 sur les SFS à risque majeur incendie. Le document support utilisé lors de cette formation est apparu aux inspecteurs de bonne qualité. Au cours du second semestre 2019, une formation complémentaire est dispensée aux équipes de conduite pour sensibiliser les agents de terrain sur les attendus de la surveillance (anomalie de stockage, bonne fermeture des portes coupe-feu, état des joints intumescents,…). Observation C.16 : La réalisation des comptes rendus de confrontation CE/IS du jour (n) sur la base du compte rendu du jour (n-1) vous a conduit à ne pas comptabiliser de la bonne manière les délais de réparation de ruptures de sectorisation incendie sur le réacteur 2, de classe A entre le 8 et le 12 septembre 2019 puis de classe 3 entre le 23 et le 29 septembre 2019.
## Ronde De Surveillance
Observation C.17 : En application de la note référencée D5067/NOTE05788 relative à l'organisation de la surveillance en local au service Conduite de Golfech, les inspecteurs ont contrôlé les modalités de la ronde d'observation réalisée par un agent de terrain en salle des machines de la tranche 1 lors du quart de nuit du 16 au 17 octobre 2019. Les inspecteurs considèrent que la ronde réalisée est conforme à l'attendu, l'agent de terrain ayant engagé de manière réactive les actions préventives, correctives et/ou curatives en lien avec les anomalies rencontrées. Ainsi, pour les fuites vapeur identifiées, un balisage a été mis en place, accompagné quand cela était possible d'un panneau identifiant le risque de fuite vapeur (l'agent de terrain n'ayant en effet pas un nombre suffisant de panneaux à sa disposition) et pour les anomalies rencontrées sur des matériels, l'agent de terrain a indiqué qu'une demande de travaux serait rédigée à l'issue de la ronde.
## Réalisation Des Essais Périodiques
Observation C.18 : Les inspecteurs ont examiné, le 17 octobre 2019, une vingtaine de gammes opératoires associées aux essais périodiques (EP) de vérification de l'efficacité des pièges à iode et filtres sur les systèmes de ventilation, aux EP de vérification des critères permettant de garantir le confinement dynamique des locaux, aux EP de vérification de la manœuvrabilité des robinets inter-files RRI lors des basculements de file, aux EP de comparaison des indicateurs et enregistreurs du panneau de repli et ceux de la salle de commande. Cet examen s'est avéré satisfaisant sur les points contrôlés par sondage, aucune anomalie n'ayant été relevée.
## Protection De L'Environnement
Observation C.19 : Lors de la visite terrain, les inspecteurs ont constaté la présence de fûts plastique contenant du *Ferrolin* en dehors de leur rétention. Cet écart a été corrigé de manière réactive par vos équipes.
Observation C.20 : Les référents métiers constatent que le manque d'intérêt des jeunes recrues pour la technique les amène plus tard sur le terrain à ne se préoccuper que de leur seul périmètre d'intervention (« je connais le capteur sur lequel j'interviens et c'est tout ») et à ignorer parfois les conséquences concrètes des gestes techniques sur l'équipement. C'est un point sur lequel doivent se pencher sérieusement les acteurs du processus Compétences, dans la mesure où la curiosité et la recherche personnelle font partie intégrante de l'apprentissage, de la montée en compétence et donc de la formation. Sans cet état d'esprit, un tutoriel quel qu'il soit ne suffit pas pour être pleinement compétent. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois pour les demandes d'action prioritaires et sous trois mois pour les autres demandes, à l'exception des demandes pour lesquelles un délai spécifique est fixé dans le texte, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R.596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'inspecteur en chef SIGNÉ PAR
Christophe QUINTIN
## Références :
[1] : Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V ;
[2] : Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base ;
[3] : Arrêté du 21 mai 2010 portant homologation de la décision n° 2010-DC-0175 de l'ASN du 4 février 2010 précisant les modalités techniques et les périodicités des contrôles prévus aux article R.4452-12 et R.4452-13 du code du travail ainsi qu'aux articles R.1333-7 et R.1333-95 du code de la santé publique ; [4] : Note EDF D455616070020 - Manuel Qualité des Equipes Communes - Procédure P60 - Surveillance des fournisseurs [5] Manuel Qualité du CNPE de Golfech - D5067/NOTE0673 Ind. 13 du 05/02/2019 [6] DI 135 ; Organisation du retour d'expérience D4550.14-02/1578 Ind. 0 du 07/07/2014 [7] : Courrier d'EDF à l'ASN en réponse à la note [4] référencée D309518024064 ;
[8] : Rapport d'événement significatif pour la protection RER n° 00219 du CNPE de Dampierre en Burly, référencé D5140/TM/RER/0.02.19 survenu le 27 février 2019 ;
[9] : Rapport d'événement significatif pour la radioprotection RER n° 0.08.18 survenu le 29 août 2018 sur le CNPE de Dampierre en Burly, référencé D5140/TM/RER/0.08.18 indice a ; [10] : Note de l'ASN aux exploitants nucléaires de base référencée CODEP-DEU-2018-021313 du 15 mai 2018 relative à la déclinaison de l'arrêté [2] pour la prévention, la détection et le traitement des fraudes ; [11] Courrier ASN CODEP-DCN-2014-023716 du 23 mai 2014 - Accord sous réserves à la mise en œuvre de la modification nationale PNPP3196 relative à la rénovation globale de la détection incendie [12] Courrier EDF D455014035784 du 6 août 2014 - Annexe 1 : Fiche question réponse
[13] Courrier EDF D305514007300 du 21 février 2014 - Modification PNPP3196 « Rénovation globale de la détection incendie Palier P'4 » - Eléments sur l'instruction en cours [14] Décision n° 2019-DC-0662 de l'ASN du 19 février 2019 modifiant les décisions n° 2012-DC-0274 à n° 2012-DC-0283, n° 2012-DC-0285 à n° 2012-DC- 0290 et n° 2012-DC-0292 du 26 juin 2012 fixant à Électricité de France - Société Anonyme (EDF-SA) des prescriptions complémentaires applicables aux sites électronucléaires de Belleville-sur-Loire, Blayais, Bugey, Cattenom, Chinon, Chooz B, Civaux, Cruas-Meysse, Dampierre-en-Burly, Flamanville, Golfech, Gravelines, Nogent-sur-Seine, Paluel, Penly, Saint-Alban et Tricastin au vu des conclusions des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) [15] Note EDF D455616070020 - Manuel Qualité des Equipes Communes - Procédure P60 -
Surveillance des fournisseurs [16] Note EDF D455616069983 Manuel qualité des équipes communes - procédure P53 - Habilitation Sûreté Nucléaire (SN) [17] Guide EDF D455619034930 - Formations et habilitations des intervenants en équipe commune - note guide P53
[18] Courrier EDF D455014053105 du 17 décembre 2014 |
INSSN-DEP-2020-0981 | Dijon, le 15 juillet 2020
# Référence Courrier : Monsieur Le Directeur Du Projet Rjh Codep-Dep-2020-035923 13108 Saint-Paul-Lez-Durance
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base Réacteur Jules Horowitz (RJH) INB 172 Inspection INSSN-DEP-2020-0981 du 26/06/2020 Justification de la demande d'aménagement des tuyauteries des circuits RPP, RUCA et RUCB
## Références :
[1] Code de l'environnement, notamment son article L592-19 [2] Dossier de demande d'octroi d'aménagements aux règles de suivi en service des équipements sous pression nucléaires constitués par les tuyauteries des circuits RPP et RUC du réacteur RJH, situé sur le Centre de Cadarache - TA-6510073 Ind. A du 09/04/2020
[3] Dossier d'accompagnement à la demande d'octroi d'aménagement aux règles d'installation pour les équipements ESPN des circuits RPP, RUCA, RUCB, RUPA et RUPB - TA-6504793 Ind. A du 24/03/2020
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) précisées en référence [1]
concernant le contrôle des installations nucléaires de base, une inspection a eu lieu le 26 juin 2020 sur le thème de la justification de la demande d'aménagement des tuyauteries des circuits RPP, RUCA et RUCB. Par sa teneur exclusivement documentaire et afin de limiter le risque de prolifération du virus de Covid-19, cette inspection s'est déroulée en audioconférence. Je vous communique ci-dessous la synthèse de l'inspection ainsi que les demandes qui résultent des constatations faites, à cette occasion, par l'inspecteur.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection en objet concernait la justification de la demande d'aménagement portant sur l'installation des tuyauteries des circuits RPP, RUCA et RUCB du RJH. La décision de supprimer les ensembles RPP, RUCA et RUCB a rendu non-conformes aux dispositions de l'article L557-4 du code de l'environnement les scénarios de montage associés, élaborés à l'origine dans le contexte précis de ces ensembles. L'objectif aujourd'hui est de redéfinir les équipements tuyauteries et leurs nouvelles séquences de montage, avec comme priorité le souci du respect des exigences de l'article L557-4, tout en assurant la transition depuis la situation existante. Le choix de structurer le document de justification (référence [3]) par tuyauterie, et par comparaison entre le scénario sans aménagement et le scénario de montage initial est probablement la meilleure façon d'organiser la justification des aménagements demandés. Cependant, la justification fournie jusqu'à présent doit être complétée avec certains aspects importants pour la décision d'octroi des aménagements demandés, notamment la dépendance des montages entre tuyauteries et la pertinence de changer leurs périmètres. Compte tenu de son thème, cette inspection formule des demandes qui visent toutes à améliorer les justifications de la demande d'aménagement. La présente lettre de suite comporte des demandes A et des demandes B détaillées ci-après. Le choix entre demande A (action corrective) et demande B (complément d'information) repose ici sur le niveau de précision de la demande : les demandes A portent sur des modifications précises tandis que les demandes B portent sur des thèmes plus généraux et requérant une phase d'analyse.
## A. Demandes D'Actions Correctives Préambule
La suppression des ensembles d'équipements sous pression nucléaires (ESPN) du RJH a rendu saillante l'exigence de l'article L557-4 du code de l'environnement, qui consiste à imposer que la fabrication d'un équipement soit terminée avant que débute son installation.
Article L557-*4 du code de l'environnement* :
Les produits ou les équipements mentionnés à l'article L. 557-1 ne peuvent être mis à disposition sur le marché, stockés en vue de leur mise à disposition sur le marché, installés, mis en service, utilisés, importés ou transférés que s'ils sont conformes à des exigences essentielles de sécurité relatives à leurs performance, conception, composition, fabrication et fonctionnement et à des exigences d'étiquetage. Cette conformité à ces exigences est attestée par un marquage, apposé avant la mise sur le marché du produit ou de l'équipement, ainsi que par l'établissement d'attestations. Pour des raisons techniques ou de conditions d'utilisation, certains produits ou équipements peuvent faire l'objet d'une dispense de marquage. Or, les séquences de montage de certaines tuyauteries prévues initialement dans le cadre des ensembles est en opposition avec la séquence requise par l'article L557-4. En effet, vous avez prévu de raccorder les tuyauteries - et donc de procéder à des opérations d'installation - avant que leur épreuve de vérification finale ne soit réalisée - et donc avant que la fabrication de chaque tuyauterie ne soit terminée. Pour résoudre cette difficulté réglementaire, vous avez transmis à l'ASN une demande d'aménagement visant à obtenir l'autorisation de réaliser les séquences de montage telles qu'élaborées initialement. Les principaux documents en appui de votre demande sont rappelés en référence [2] et [3]. La pièce [3] présente les éléments de motivation de la demande. Elle est structurée par tuyauterie, en comparant les avantages et inconvénients de deux scénarios type :
- le scénario 1, consistant à réaliser le montage sans aménagement et donc à finir la fabrication avant d'installer ;
- le scénario 2, basé sur l'aménagement et consistant à faire l'épreuve après montage et raccordement de la tuyauterie.
Les aménagements sont une possibilité réglementaire fixée par l'article R557-1-3 du code de l'environnement :
Article R557-1-3 *du code de l'environnement* :
L'autorité administrative compétente au sens de l'article R. 557-1-2 peut, sur demande dûment justifiée, *autoriser sur le* territoire national la mise à disposition sur le marché, le stockage en vue de la mise à disposition sur le marché, l'installation, la mise en service, l'utilisation, l'importation ou le transfert de certains produits et équipements sans que ceux-ci aient satisfait à l'ensemble des exigences des articles L. 557-4 et L. 557-5 et du présent chapitre, ou accorder des aménagements aux règles de suivi en service *prévues par le présent chapitre, dans des conditions fixées, le cas échéant, par* un arrêté pris, selon les cas mentionnés à l'article R. 557-1-2, par le ministre chargé des transports de matières dangereuses, le ministre de la défense, le ministre chargé de la sûreté nucléaire ou le ministre chargé de la sécurité industrielle. Ces autorisations et aménagements peuvent être temporaires. L'autorité administrative compétente fixe toute *condition de* nature à assurer la sécurité du produit ou de l'équipement dans le cadre de ces autorisations et *aménagements.* Le silence gardé pendant plus de six mois sur une demande d'autorisation ou d'aménagement vaut décision *de rejet.* L'article précise que les demandes d'aménagement doivent être « dûment justifiée ».
## Condition Préalable Au Montage En Cas D'Aménagement
Dans le cas où des aménagements demandés seraient accordés, le document en référence [3] indique pour chaque tuyauterie :
- Le Fabricant TechnicAtome intègrera dans le processus d'évaluation de cet équipement le fait que des opérations de raccordement seront effectuées avant la fin du processus (ADR), et soumis à la surveillance de l'Apave même s'il n'en porte pas la resp*onsabilité réglementaire,*
Lors de l'inspection, il a été précisé que cela signifiait que la phase d'installation, non prévue initialement, sera ajoutée dans l'analyse de risque (ADR) des tuyauteries concernées. L'aménagement porte sur la frontière entre la fin de la fabrication et le début du suivi en service. A cette étape de la construction d'ESPN d'un réacteur, les responsabilités changent : du fabricant vers l'exploitant d'abord. Mais un parallèle peut aussi être fait de l'organisme habilité (OH) en charge de l'évaluation de conformité de la fabrication de l'équipement vers l'OH en charge de l'évaluation de la conformité de l'installation. Il se trouve que l'organisme est le même dans ces deux cas mais il importe que les gestes d'évaluation qu'il va réaliser s'inscrivent dans le cadre réglementaire adapté et sans que sa responsabilité ne soit modifiée vis-à-vis des opérations réalisées. Or, l'aménagement perturbe ce transfert de responsabilité car il inverse l'ordre habituel des opérations. Il est donc nécessaire de recourir le plus possible aux outils réglementaires idoines. L'ADR devra en effet être mise à jour pour prendre en compte la phase d'installation puisque c'est une phase de vie vue par l'équipement. Il faut néanmoins éviter d'écrire qu'APAVE ne porte pas la responsabilité de la surveillance puisque d'une part, il surveille l'élaboration de l'ADR au titre de l'évaluation de conformité de la fabrication et d'autre part, il surveille le raccordement au titre de l'évaluation de conformité de l'installation. Le document précise aussi :
- *Le Fabricant TechnicAtome dictera à l'Exploitant les prescriptions (spécifiées dans les cahiers de soudage) à* respecter pour la réalisation des soudures d'installation, qui sont identiques aux soudures d'équipement, en *lien* avec son analyse de risque, Lors de l'inspection, il a été précisé que cela visait les prescriptions liées au montage résultant de l'analyse de risque et à destination de la notice d'instructions des tuyauteries. Vos représentants ont ajouté que les notices d'instruction pourraient ne pas être finalisées au moment du montage de la tuyauterie sans que cela ne concerne la partie du montage. La façon règlementaire pour un fabricant de « dicter des prescriptions » à un exploitant pour l'installation, est le recours à la notice d'instructions de la tuyauterie. Il faut donc que la partie relative au montage de la tuyauterie - qui peut ne pas se limiter au soudage - soit finalisée dans la notice d'instructions. Cette partie relative au montage sera examinée par l'OH qui se prononcera spécifiquement sur elle, particulièrement dans le cas où la notice d'instructions ne serait pas entièrement finalisée par ailleurs. Le caractère satisfaisant de cet examen des dispositions de montage est un préalable au montage effectif de la tuyauterie concernée. Cette condition est à prendre en compte par l'exploitant. Enfin, le document en référence [2] décrit ces dispositions dans des termes qui nécessitent d'être harmonisés avec les éléments retenus pour le document [3].
## Demande A1
Je vous demande de modifier le document en référence [3] afin de simplifier chaque itération des citations rappelées supra en indiquant **que :**
- **l'ADR de la tuyauterie est mise à jour pour comporter la phase d'installation** ; - la validation par l'OH de la partie relative au montage de la notice d'instructions dans le cadre de l'évaluation de conformité de la fabrication est un préalable au montage effectif ;
- **l'exploitant assure le respect de ce préalable avant de réaliser le montage.**
Vous modifierez le document en référence [2] **en cohérence avec ces dispositions.** Exactitude des éléments de justification Le document [3] comporte certaines assertions qui se sont révélées inexactes.
Annexe V §4 de l'arrêté ESPN
Il est précisé que l'annexe V §4 de l'arrêté ESPN (arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires et à certains accessoires de sécurité destinés à leur protection) ne permet pas le scénario initial de montage. Cette exigence figure dans l'article L557-4 du code de l'environnement et n'est pas reprise explicitement par cet arrêté. Elle figurait cependant dans l'annexe V de l'arrêté du 12 décembre 2005 aujourd'hui abrogé.
## Manutention
La manutention est un élément de justification mis régulièrement en exergue pour indiquer que le scénario sans aménagement occasionne un risque de choc en manutention qui serait plus élevé que le scénario avec aménagement. Cependant, lors de l'inspection, il est apparu que cela vise les opérations de tronçonnage et qu'en réalité, il pourrait même y avoir plus de manutention, à proprement parler, dans le scénario avec aménagement. Le tronçonnage des sur-longueurs *in situ* est souvent rendu obligatoire par le scénario sans aménagement lorsque la tuyauterie doit être entièrement assemblée avant de subir son épreuve et que ses dimensions et celles de son emplacement imposent son assemblage sur place. Le tronçonnage en casemate se présente alors comme une opération délicate dû au manque d'espace et au risque de laisser des poussières et des débris sur place. Le document doit être corrigé de façon à ne pas confondre les difficultés du tronçonnage avec celles de la manutention.
## Propreté
En référence au scénario sans aménagement, le document [3] affirme parfois :
Ce cas de figure n'est pas acceptable compt*e tenu des exigences de radioprotection applicables.*
Lors de l'inspection, il a été constaté que le guide de radioprotection applicable n'interdisait pas de réaliser des usinages *in situ* sur les tuyauteries. C'est donc un cas de figure acceptable. Il ne faut pas avancer qu'il existerait une exigence du guide de radioprotection s'opposant aux usinages sur place. Ceci étant, il est évident qu'en comparaison du scénario avec aménagement et de ses usinages déportés, les usinages *in situ* augmentent le risque de laisser des particules ou de générer des corps migrants dans les circuits et compliquent le maintien d'un bon niveau de propreté.
## Positionnement Des Interfaces
Le document [3] indique pour plusieurs tuyauteries que le scénario avec aménagement permet de garantir le positionnement des interfaces. Lors de l'inspection, il est apparu que l'usage de cette formulation devait être revu. En effet, que l'on considère le scénario avec ou sans aménagement, le montage des tuyauteries nécessite la mise à la bonne longueur pour assurer le positionnement des interfaces. Le positionnement des interfaces ne paraît pas constituer un problème en soi même s'il ramène aux difficultés du tronçonnage et aux risques de mauvaise propreté.
## Demande A2
Je vous demande de modifier le document en référence [3] afin de corriger les différentes itérations de :
- **la référence à l'arrêté ESPN,** - **l'argumentaire associé à la manutention et au tronçonnage,** - l'argumentaire associé à la propreté suite aux usinages **in situ**, - l'usage de la garantie du po**sitionnement des interfaces.**
## Complétude Des Éléments De Justification
Les échanges tenus au cours de l'inspection ont mis en exergue que des éléments importants dans la comparaison des scénarios avec et sans aménagement ne figuraient pas dans le document [3]. Le processus de décision d'autoriser ces aménagements doit pourtant reposer sur des arguments les plus complets possible.
## Bossages Percés
Vos représentants ont indiqué à l'inspecteur que les bossages étaient soudés pleins sur les tuyauteries et percés ensuite. Cela amène à des considérations similaires à celles évoquées *supra* au sujet du tronçonnage et du maintien de la propreté associés. En effet, l'espace restreint en casemate rend plus difficile le centrage du percement du bossage qu'hors casemate et le retrait des copeaux consécutifs au percement peut s'avérer compliqué selon la situation de la tuyauterie.
## Scénario 1-Bis Des Tuyauteries Rpp-Tn2-011/012/013
Pour les tuyauteries RPP-TN2-011, RPP-TN2-012 et RPP-TN2-013, vous n'avez pas pu identifier un scénario 1 (sans aménagement) réalisable et avez donc proposé un scénario 1-bis, dans lequel les tuyauteries concernées sont modifiées par l'ajout d'une bride permettant la réalisation de leur épreuve en deux étapes. Cependant, les échanges en cours d'inspection ont révélé que le calcul de dimensionnement des tuyauteries avec la bride n'avait pas été validé. Il importe que les scénarios proposés soient tous viables. A défaut, si vous choisissez de tels scénarios aux fins de démonstration, le document que les utilise doit préciser sans ambiguïté les réserves portées par ces scénarios.
## Demande A3
Je vous demande de modifier le document en référence [3**] afin d'ajouter tous les éléments** utiles intervenant dans la comparaison des scénarios avec et sans aménagement. Vous y intégrerez notamment les différentes itérations :
- de la description de la réalisation des bossages et leurs conséquences, - des réserves portant sur la viabilité des scénarios et notamment le 1-bis des tuyauteries
# Rpp-Tn2-011/012/013.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Dépendance Mutuelle Des Tuyauteries Vis-À-Vis De L'Aménagement
Comme déjà vu, la justification de la demande d'aménagement est structurée par tuyauterie, ou par groupe de tuyauteries puisque le réacteur possède trois files fonctionnellement identiques, qui favorisent les regroupements, comme par exemple les tuyauteries RPP-TN2-011, RPP-TN2-012 et RPP-TN2-013 vues *supra* pour la demande A3. Cependant, les échanges en cours d'inspection ont révélé que le découpage par tuyauterie relevait davantage d'un choix de présentation d'un seul scénario global avec aménagement, plutôt que de plusieurs scénarios chacun relatif à une tuyauterie ou à un groupe de trois tuyauteries fonctionnellement identiques. Sur le plan réglementaire comme sur le plan technique, il apparaît néanmoins que l'on peut octroyer l'aménagement demandé pour telle tuyauterie, sans l'accorder nécessairement pour telle autre, si les justifications pour la seconde sont moins fondées que pour la première. Mais les choix de montage d'une tuyauterie peuvent dépendre de ce qui est décidé pour une autre. La décision d'octroyer l'aménagement pour une tuyauterie donnée comporte donc potentiellement des aspects provenant de séquences de montage des autres tuyauteries. Ces liens de dépendance mutuelle entre scénarios de montage des tuyauteries doivent être fournis, pour mesurer les conséquences d'un octroi sélectif, c'està-dire par tuyauterie.
## Demande B1
Je vous demande d'analyser et de faire figurer au titre des documents à l'**appui de la demande** d'aménagement, la dépendance mutuelle des tuyauteries vis-à-vis de l'octroi de l'aménagement.
## Critère De Choix Des Dispositions Pour Les Bossages
Pour réaliser l'épreuve de la tuyauterie dans le scénario 1 (sans aménagement), il faut disposer de surlongueurs sur les différents bossages. Ces sur-longueurs n'ont évidemment pas été prévues dans le scénario de montage initial. Sur ce point, le document [3] prévoit dans plusieurs cas de tuyauteries, soit d'ajouter une manchette par soudage pour obtenir cette sur-longueur, soit d'approvisionner un nouveau bossage équipé de cette sur-longueur. Mais le document ne précise pas le critère de choix entre ces deux options.
## Demande B2
Je vous demande de me transmettre le détail du critère de choix entre souder des sur-longueurs sur les bossages existants ou approvisionner de nouveaux bossages avec sur-longueurs.
## Changement De Périmètre De Certaines Tuyauteries Du Circuit Rpp
La difficulté récurrente conduisant à la demande d'aménagement vient du fait que la réglementation impose de réaliser dans cet ordre : d'abord toutes les soudures d'équipement, ensuite l'épreuve de fin de fabrication et enfin les soudures d'installation. Or, ceci est d'autant plus difficile que les tuyauteries concernées sont longues et imbriquées dans le génie civil. Il n'y a pas de règle rigide pour fixer les limites des tuyauteries en tant qu'équipement sous pression. Cela signifie que, réglementairement, on peut choisir de voir, par exemple, une tuyauterie obtenue par assemblage de deux tronçons entre eux, soit comme un seul et même équipement de tuyauterie, dont les tronçons sont alors raccordés par une soudure d'équipement, soit au contraire comme deux équipements de tuyauterie, raccordés entre eux par une soudure d'installation, en considérant cette fois que chaque tronçon est alors un équipement propre. En cours d'inspection, vos représentants ont indiqué que cette possibilité n'avait pas été étudiée au titre des scénarios 1 accompagnant la demande d'aménagement. Or, sur le principe, on comprend qu'il est d'autant plus facile d'éprouver les tuyauteries avant montage qu'elles sont courtes. La limite à l'extension de ce processus tient dans le nombre d'assemblages entre tuyauteries. En effet, il est préférable de limiter le nombre de soudures car elles constituent des zones de sensibilité métallurgique et des sources potentielles de défaut accrues par rapport aux parties courantes. Au cours de l'inspection, les tuyauteries du circuit RPP dont le changement de périmètre pourrait ainsi présenter un intérêt ont été identifiées. Il s'agit de :
- RPP-TN2-011S2, RPP-TN2-012S2, RPP-TN2-013S2 ;
- RPP-TN2-011S3, RPP-TN2-012S3, RPP-TN2-013S3 ; - RPP-TN2-014, RPP-TN2-015, RPP-TN2-016 ; - RPP-TN2-014B, RPP-TN2-015B, RPP-TN2-016B.
Demande B3 Je vous demande d**'analyser au titre des scénarios sans aménagement (scénarios 1) si la** possibilité de changer le périmètre des tuyauteries inventoriées ci-dessus permet la réalisation des épreuves de vérification finale avant raccordement des tuyauteries à leur environnement, sans toutefois augmenter le nombre global de soudures. Vous préciserez les conséquences sur les approvisionnements **et inclurez votre analyse dans les** documents à l'appui de la demande d'aménagement.
## Changement De Périmètre Des Tuyauteries Des Circuits Ruca Et Rucb
Pour les mêmes raisons que la demande précédente, les tuyauteries des circuits RUCA et RUCB doivent faire l'objet d'une analyse de l'opportunité de la redéfinition de leur périmètre. En outre, à la différence du circuit RPP, ces tuyauteries comprennent des accessoires sous pression dans leur tracé. Cela entraîne que certains assemblages sont traités comme assemblages d'équipement alors qu'ils doivent être traités comme assemblages d'installation dans la demande d'aménagement.
## Demande B4 Je Vous Demande De :
- prendre en compte les assemblages d'installation **que vous avez inclus dans le tracé des**
tuyauteries RUCA et RUCB en tant que tels **dans votre demande d'aménagement** ;
- d'analyser au titre des scénarios 1 si la possibilité de changer **le périmètre des**
tuyauteries RUCA et RUCB permet **la réalisation des épreuves de vérification finale** avant raccordement des tuyauteries en installation, sans augmenter le nombre global de soudures.
Vous préciserez les conséquences sur les approvisionnements et inclurez votre analyse dans les documents à l'appui de la demande d'aménagement. Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour répondre aux demandes susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
## L'Adjoint À La Directrice De La Dep Signé Par Laurent Streibig
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INSSN-LYO-2020-0436 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 30 juillet 2020 N/Réf. : CODEP-LYO-2020-039176 Monsieur le directeur FRAMATOME Établissement de Romans-sur-Isère ZI Les Bérauds - **BP 1114** 26104 Romans-sur-Isère cedex Objet : Contrôle des installations nucléaires de base **(INB)**
Framatome - INB no63 Inspection noINSSN-LYO-2020-0436 du 3 juillet 2020 Thème : « Conception-construction Nouvelle Zone Uranium (NZU) »
Réf. : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence, une inspection a eu lieu le 3 juillet 2020 au sein de l'établissement Framatome de Romans-sur-Isère (INB n o63) sur le thème « Conception-construction de la Nouvelle Zone uranium (NZU) ». Je vous communique 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.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection de l'INB n°63 du 3 juillet 2020 portait sur le sur le thème « Conception-construction de la Nouvelle Zone uranium (NZU) », qui remplacera l'actuelle zone uranium du bâtiment F2. Cette inspection comportait plusieurs étapes : une partie à distance et une partie chez le fournisseur des casiers d'entreposage qui seront ensuite installés dans la NZU. Préalablement à l'inspection sur site, les inspecteurs ont procédé à une inspection en audioconférence afin de procéder à des vérifications sur l'avancement du projet NZU et sur les dispositions mises en place pour assurer la surveillance des travaux de montage. L'inspection sur site avait pour objectif de vérifier les cotes de criticité des casiers d'entreposage et d'analyser l'organisation entre la maîtrise d'ouvrage (MOA assurée par Framatome) et la maîtrise d'œuvre (MOE assurée par Orano Projets) sur cet ensemble. Les inspecteurs ont notamment examiné les fiches de suivi de surveillance (FSS), le traitement de fiches d'adaptations (FAD) et des fiches d'écarts (FEA). Enfin ils ont effectué une visite de l'entreprise fabricant les casiers d'entreposage afin de vérifier la surveillance réalisée sur l'approvisionnement de la matière et constater le respect des cotes de criticité. L'inspection est globalement satisfaisante. La surveillance effectuée par la MOE sur la fabrication des casiers d'entreposage n'appelle pas d'observations. Néanmoins les inspecteurs ont constaté un manque de rigueur dans le respect du programme de surveillance de la part de Framatome. Ils ont également constaté que des écarts répétitifs avaient été relevés chez des entreprises sous-traitantes de rang 2. Enfin l'exploitant devra se positionner sur l'opportunité de mettre à jour l'étude de criticité de dimensionnement des entreposages de la NZU à la suite de l'allongement des voiles réalisés dans les cellules d'entreposage.
## A. Demandes D'Actions Correctives Surveillance
La surveillance des prestataires réalisée par la maîtrise d'ouvrage (MOA) sur le projet NZU est encadrée par la note technique référencée PRO NOT 17 37048. Cette note décrit les actions de surveillance réalisées par FRAMATOME que ce soit documentaire, processuelle ou des visites sur le terrain. Afin de satisfaire aux exigences de surveillance, la MOA doit réaliser des revues de surveillance hebdomadaires entre le chef de projet de la MOA, le responsable sûreté MOA, le chef de projet MOE, le responsable sûreté MOE et le chargé de surveillance.
Les inspecteurs ont examiné les revues de surveillance réalisées depuis le début de l'année 2020 et ont relevé que la dernière revue de surveillance avait eu lieu le 17 mars 2020 alors que le chantier a repris ses activités le 20 mai à la suite de la période d'état d'urgence sanitaire. Entre le 20 mai et la date de l'inspection, aucune revue de surveillance n'a été effectuée. Demande A1 : Je vous demande **de respecter vos objectifs d'actions de surveillance décrits dans**
## La Note Technique Référencée Pro Not 17 37048.
Par ailleurs, l'exploitant a indiqué qu'une surveillance par Framatome était réalisée à chaque levée de préalables, étapes présentes notamment dans les Listes des Opérations de Fabrication et de Contrôle (LOFC). La levée des préalables réalisée dans le cadre de la fabrication des casiers a été réalisée par audioconférence car elle s'est déroulée pendant la période d'urgence sanitaire. Cette action de surveillance n'a pas été tracée par l'exploitant dans le document attendu par le plan de surveillance. Demande A2 **: Conformément à votre plan de surveillance, je vous demander de tracer toutes** vos actions de surveillance dans les documents prévus à cet effet.
## Sous-Traitance
Les inspecteurs se sont intéressés au traitement des écarts (ECA) identifiés par la MOE. Ils ont analysé par sondage les ECA ouverts depuis la fin d'année 2019. Une série de fiches d'écarts, numérotées de 3001 à 3005 et 3007, concerne des non-conformités et écarts réalisés par des fournisseurs et sous-traitants d'une entreprise A, qui est un sous-traitant de rang 1 dans le cadre du projet NZU. Ces récurrences dans les écarts traitent de dysfonctionnements au niveau des processus (fabrication sans levée des préalables, fabrication avec des documents qui ne sont pas au dernier indice,…). A la suite de ces écarts, une visite de surveillance a été effectuée par la MOE chez l'entreprise A et a identifié des lacunes dans les actions de surveillance de celle-ci sur ses fournisseurs et sous-traitants. Les inspecteurs ont relevé, dans les actions correctives mises en œuvre par l'entreprise A, qu'un rappel des processus avait été réalisé auprès de ses fournisseurs et sous-traitants. Néanmoins, les inspecteurs ont relevé qu'une des entreprises de rang 2, faisant l'objet d'un écart, n'a pas été sensibilisée à ce rappel de processus. Demande A3 **: Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires afin de vous assurer** d'une part que la surveillance de l'entreprise A sur ses fournisseurs et sous**-traitants soit** conforme à l'attendu et d'autre part que l'ensemble de ces fournisseurs et sous**-traitants de rang** 2 soient sensibilisés au respect des processus. Demande A4 **: Au vu de la répétitivité de ces écarts, je vous demande de vous questionner sur** l'opportunité de tracer cet écart dans votre **référentiel.** De plus dans les constats relevés par la MOE lors de sa visite de surveillance, l'entreprise A n'a pas transmis la liste de l'ensemble de ses fournisseurs et sous-traitants. Or l'article R. 593-10-II. du code de l'environnement précise que « lorsque l'exploitant confie à un intervenant extérieur la réalisation, dans le périmètre de son installation à compter de sa mise en service et jusqu'à son déclassement, de prestations de service ou de travaux définis à l'article R. 593-13, ceux-ci ne peuvent être réalisés que par des sous-traitants de premier ou de deuxième rang. »
Demande A5 : **Je vous demande de me transmettre la liste des sous-traitants intervenant sur le** projet NZU en précisant leur rang conformément à l'article R.593**-10-II du code de** l'environnement.
## B. Demandes D'Informations Complementaires
Dans le cadre de la fiche d'écart n°1026, les voiles en béton présents dans les cellules d'entreposage de matières ont été rallongés. La note de calcul sur le risque de criticité des casiers d'entreposage de matière n'a pas été mise à jour à la suite de cette modification des voiles. Demande B1 : Je vous demande d'évaluer l'impact de ces allongements de voiles dans les cellules d'entreposage vis**-à-vis du risque de criticité. Le cas échéant, je vous demande de mettre à jour** l'étude de criticité de dimensionnement des entreposages de la NZU.
## C. Observations
Cette inspection n'appelle pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part sous deux mois, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef du pôle LUDD délégué, Signé pae :
Fabrice DUFOUR |
INSSN-LYO-2020-0449 | # Division De Lyon Lyon, Le 15 Juillet 2020 N/Réf. : Codep-Lyo-2020-36815 Monsieur Le Chef De Base Edf - Bcot Bp 127 84504 Bollene Cedex
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Inspection de la Base chaude opérationnelle EDF du Tricastin (BCOT) - INB n°157 Identifiant à rappeler dans la réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2020-0449 Thème : « visite générale »
Réf. : [1] Code de l'environnement (articles L. 596-1 et suivants)
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux INB
Monsieur le Chef de Base, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu aux articles L. 596-1 et suivants du code de l'environnement [1], une inspection a eu lieu le 3 juillet 2020 sur la Base chaude opérationnelle du Tricastin (BCOT), INB n°157, sur le thème mentionné en objet. 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 de l'ASN.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection de la BCOT (INB n°157) du 3 juillet 2020 a porté sur le thème « visite générale ». Les inspecteurs ont visité les bâtiments 853 et 854 puis le parc chaud dont ils ont contrôlé le débit de dose en clôture. Ils ont examiné les éléments de preuve de réalisation des engagements pris par l'exploitant suite aux précédentes inspections et événements significatifs, notamment via les bases de données « CAMELEON » et « TERRAIN ». Ils se sont particulièrement intéressés à la machine de découpe des tubes guides de grappe (TGG) dont la configuration a été légèrement modifiée afin de permettre la découpe de TGG issus du palier 1300 MWe. Les conclusions de l'inspection s'avèrent globalement satisfaisantes. Les bâtiments visités étaient propres et bien tenus. L'exploitant a respecté les engagements envers l'ASN qui ont été contrôlé par sondage. Toutefois, les inspecteurs ont noté la présence de deux sacs à déchets nucléaires non étiquetés et utilisés pour conditionner du matériel réutilisable. En outre l'exploitant devra apporter des justifications complémentaires concernant des modifications prévues sur le groupe hydraulique de la machine de découpe des TGG et leur absence d'impact sur l'analyse du risque incendie de l'installation.
## Machine De Découpe De Tgg :
Les inspecteurs ont consulté le dossier de suivi d'intervention (DSI) de la reprise de découpe de TGG et ont remarqué une modification sur la machine de découpe des TGG dont l'ASN n'avait pas eu connaissance. Cette modification consiste en l'ajout d'une canne chauffante dans le bain d'huile du circuit hydraulique de la machine. Celle-ci est motivée par le fait qu'en cas de faibles températures en hiver, la viscosité trop élevée de l'huile entraine des difficultés de fonctionnement de la machine. Cependant, les inspecteurs se sont étonnés de l'absence d'étude sur l'impact potentiel de cette modification sur l'analyse de risques incendie liée à la machine de découpe. Au cours de l'inspection, l'exploitant a fourni les caractéristiques de l'huile pour justifier l'absence de risque d'inflammation. Par ailleurs, le groupe hydraulique sur lequel est ajoutée la canne chauffante est située dans un sas, ouvert au moment de la visite des inspecteurs, dépourvu de détecteur à incendie.
En outre, une autre modification est prévue sur le groupe hydraulique : une unité de refroidissement afin de remédier au cas de surchauffe de l'huile, notamment en été ou lors de campagnes intensives de découpe de TGG. Dans les temps impartis de l'inspection, aucun document n'a pu être produit pour situer les deux modifications précitées en regard des exigences de la décision ASN n°2017-DC-0616 du 30 novembre 2017 relative aux modifications notables des installations nucléaires de base qui dispose notamment en son article 4.1.3 : « L'exploitant identifie dans son système de gestion intégrée l'ensemble des modifications qu'il considère non notables, dans le respect de la présente décision. L'exploitant tient à la disposition de l'Autorité de sûreté nucléaire la justification de cette identification au regard de la protection des intérêts. » Demande A1 : Je vous demande de justifier que les modifications consistant en l'ajout de canne chauffante et d'une **unité de refroidissement n'impactent pas votre étude de risque** incendie. **Je vous demande également de situer ces modifications en regard de la décision ASN** n°2017-DC-0616. Demande A2 : **Je vous demande de me confirmer que le sas dans lequel est installé le groupe** hydraulique de la machine de découpe des TGG restera ouvert. Dans le cas contraire, vous installerez dans ce sas un dispositif de détection d'incendie, ou à défaut vous justifierez **que les** dispositifs déjà **en place permettent de détecter au plus tôt un départ d'incendie dans ce sas.** Les inspecteurs ont visité la casemate 16.1, dans laquelle est installée la machine de découpe des TGG dans un sas dédié. Des travaux sont en cours, en arrière de ce sas, afin d'installer un système de refroidissement du circuit hydraulique de la machine de découpe des TGG. Les inspecteurs ont relevé, aux abords de ces travaux, la présence de gants en tissu et de gants en latex, posés sur la desserte utilisée lors des travaux, ainsi qu'au sol à proximité de la pompe du circuit hydraulique. Les inspecteurs se sont interrogés sur la présence de ces gants, n'excluant pas la possibilité qu'un opérateur ait retiré ses gants de protection pour manipuler avec davantage de précision sur le groupe hydraulique de la machine de découpe. Par ailleurs, les inspecteurs ont remarqué une petite quantité de copeaux de métal dans un des coupons (tronçons de découpe) d'un gabarit de TGG inactif découpé lors des tests de requalification de la machine de découpe. Demande A3 : Je vous demande de mettre en propreté la casemate 16.1. Demande A4 : Je vous demande d'analyser l'origine de la présence des gants en tissu et latex dans cette casemate. Vous vous assurerez que le personnel intervenant en zone contrôlée respecte bien les dispositions relatives au port des équipements de protection individuelle prévues dans votre référentiel de radioprotection.
## Tri Et Conditionnement Des Déchets Et Matériels :
Les tirets I et II de l'article 6.2 de l'arrêté [2] disposent que l'exploitant mette en place un tri à la source ou, à défaut, au plus près de la production du déchet, qu'il prévienne tout mélange entre les catégories de déchets incompatibles et qu'il appose un étiquetage approprié sur les emballages ou les contenants. Les inspecteurs se sont rendus dans la casemate 2, ont demandé d'ouvrir les armoires « coupe-feu » contenant des produits chimiques. Ils ont relevé la présence de deux sacs à déchets nucléaires non fermés, non-étiquetés, contenant tous deux des matériels réutilisables non considérés comme déchets. Demande A5 : Je vous demande de prendre les dispositions nécessaires pour vous assurer que les sacs destinés à recevoir des déchets nucléaires ne soient utilisés qu'à cette fin et **qu'ils** soient convenablement étiquetés, ceci de manière à respecter entièrement les tirets **I et II de** l'article 6.2 de l'arrêté [2].
## Trou Dans Le Plexiglass De La Cellule « Tri Des Déchets » De La Casemate 16.2 :
Les inspecteurs ont remarqué un trou dans la paroi en plexiglass de la cellule « tri des déchets » dans la casemate 16.2. Ce trou devait servir historiquement à un passage de câbles ou de tuyaux car il possède un manchon avec un pas de vis. Sans remettre en cause le sens d'air ni la dépression de la cellule, les inspecteurs n'ont pas jugé utile de conserver cette ouverture. L'exploitant a rejoint l'avis des inspecteurs et a immédiatement bouché cette ouverture à l'aide de scotch « tarlatane ». Demande A6 : **Je vous demande de boucher de façon robuste l'ouverture dans le plexiglass de** la cellule « tri des déchets **» de la casemate 16.2, considérant que le manchon présent le permet** aisément.
## B. Demande De Compléments D'Information Dosimétrie :
Avant leur entrée en zone contrôlée, les inspecteurs ont examiné le tableau des dosimètres passifs. Un dosimètre passif en particulier a attiré l'attention des inspecteurs : de couleur rouge, portant une inscription « 6-10/6-10 », celui-ci ne possédait pas de date de péremption clairement identifiable. Interrogé par les inspecteurs, l'exploitant n'a pas été en mesure, dans le temps imparti de l'inspection, de confirmer la validité du film dosimétrique ni de se renseigner si la personne à qui correspond ce dosimètre intervient encore à la BCOT. Demande B1 : Je vous demande de me préciser la validité du dosimètre passif **portant** l'inscription « 6-10/6-10 » **et en cas de perte de me préciser les modalités de contrôle du tableau** de rangement des dosimètres situé dans les vestiaires.
## C. Observations
Pas d'observation.
Vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points dans un délai de deux mois. Pour les engagements que vous seriez amenés à prendre, je vous demande de bien vouloir les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division, Signé par Éric ZELNIO
E
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INSSN-LYO-2020-0407 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 17 juin 2020 N/Réf. : CODEP-LYO-2020-032306 Monsieur le directeur Direction du site Orano du Tricastin BP 16
# 26701 Pierrelatte Cedex
Objet : **Contrôle des installations nucléaires de base (INB)**
Site nucléaire Orano du Tricastin Thème : « Respect des engagements »
Identifiant à rappeler en réponse à ce courrier : INSSN-LYO-2020-0407 du 2 juin 2020 Référence : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) en référence [1], une inspection à distance du site nucléaire Orano du Tricastin a eu lieu 2 juin 2020, sur le thème « Respect des engagements ». À la suite des constatations faites à cette occasion par les inspecteurs, j'ai l'honneur de vous communiquer ci-après la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthese De L'Inspection
L'inspection du 2 juin 2020 portait sur les engagements pris par la direction Orano du Tricastin suite aux inspections menées par l'ASN en 2018 et en 2019 et donnant lieu à des plans d'action portés par la direction du site. Les inspecteurs se sont notamment intéressés au processus de suivi des engagements et ont procédé à des vérifications du respect des engagements pris sur les thèmes du management de la sûreté, de la surveillance des intervenants extérieurs, de la gestion des écarts, de la gestion des déchets et de la prévention des pollutions et des nuisances. Les inspecteurs ont noté que l'organisation, avec la mise en place de l'exploitant unique, commence à se clarifier et les actions de fond avancent avec un pilotage opérationnel globalement satisfaisant. Ils ont relevé toutefois de nombreux décalages et retards à répétition pour de nombreuses actions et pas uniquement dus au contexte sanitaire actuel. En ce qui concerne la formalisation du processus de suivi des engagements, des progrès ont été réalisés depuis la précédente inspection mais d'autres restent encore à faire. Les efforts sont également à maintenir sur la surveillance des intervenants extérieurs afin de faire aboutir le travail de fond engagé pour permettre de répondre entièrement aux exigences réglementaires de l'arrêté du 7 février 2012 [2]. D'autre part, la prise en compte des directives du groupe Orano lors de la mise à jour de document du système de gestion intégré pourrait être améliorée.
## A. Demandes D'Actions Correctives Processus De Suivi Des Engagements
Dans le cadre des suites de l'inspection du 21 mai 2019, l'ASN avait demandé à Orano de formaliser le processus de suivi des engagements afin d'en permettre le pilotage et la hiérarchisation des engagements et des actions selon leur enjeu. Les inspecteurs ont consulté la version 2 du mode opératoire TRICASTIN-19-002407 « Suivi des indicateurs de performance sûreté » du 2 décembre 2019 mis à jour pour répondre à cette demande ainsi que les documents de référence de cette note. Le premier document de référence est le guide AREVA GU ARV 3SE GEN 19 « Indicateurs de performance sûreté » du 1er janvier 2014 et figure dans son intégralité en annexe du mode opératoire du site Orano Tricastin.
Ce guide s'appuie sur la politique sûreté nucléaire 2013-2016 du groupe AREVA et n'est pas le guide en vigueur. Il a en effet été mis à jour par le guide GU DHSE RSK SUR 3 « Indicateurs de performance sûreté environnement » du 1er septembre 2017 qui s'appuie sur la politique SûretéEnvironnement New AREVA pour 2017-2020. Les inspecteurs s'interrogent sur la raison pour laquelle le guide national de 2017 n'a pas été intégré lors de la mise à jour du mode opératoire Tricastin fin 2019. D'autre part, les inspecteurs ont relevé une régression sur le suivi des engagements avec cette nouvelle version du guide. En effet, le nombre d'engagement soldés dans les délais suivi via l'indicateur « IND-8 /indicateurs à court terme» avec un objectif 2014 supérieur ou égal à 75%, n'existe plus dans le guide en vigueur, qui comprend uniquement le nombre d'engagements en cours de traitement à date via l'indicateur « KPI-6 /En-cours engagements ». L'objectif de cet indicateur KPI-6 pour l'année 2017 au niveau national est de 1000. L'exploitant a indiqué que la dernière valeur remontée en 2020 au titre de cet engagement est de 429 engagements pour la plateforme Orano du Tricastin. Enfin, l'annexe 3 du guide national en vigueur, qui liste les thèmes pouvant être suivis en local, n'identifie pas non plus le nombre d'engagements soldés dans les délais. Aucun des thèmes listés n'a d'ailleurs trait au suivi des engagements. Les inspecteurs estiment que ces points mériteraient d'être revus lors de la révision du guide qui intégrera la prochaine politique Sûreté-Environnement. Le troisième document de référence du mode opératoire Orano Tricastin est intitulé « Standard Orano TRICASTIN - Suivi des engagements ASN/ASND/DHSE » mais l'exploitant n'a pas été en mesure de produire ce document lors de l'inspection. Il a été indiqué aux inspecteurs que l'objectif de respect des engagements au niveau de la plateforme Orano du Tricastin est de 90%. Il n'a toutefois pas présenté de document de son système de gestion intégré (SGI) dans lequel cet objectif est défini et déterminé, autre que dans des comptes rendus d'entretiens individuels. Au vu des explications apportées lors de l'inspection, pour le calcul de cet indicateur, une fois une demande de report formulée auprès de l'ASN, un engagement est considéré comme respecté. Ce chiffre ne permet donc pas de connaitre la proportion d'engagements pour lesquels un report est demandé. Il vise à limiter le nombre d'engagements pour lesquels un retard de mise en œuvre n'aurait pas été notifié à l'ASN. D'autre part, les inspecteurs ont relevé que les engagements pris au niveau de la plateforme Orano du Tricastin ne sont pas intégrés dans le logiciel de suivi des indicateurs du site du Tricastin, TABORA, contrairement à ce que prévoit le mode opératoire TRICASTIN-19-002407 susvisé. Il en est de même pour les engagements pris auprès de la direction Hygiène-Sûreté-Santé-Sécurité-Environnement (DHSE) d'Orano Cycle. Orano a indiqué que ces engagements sont suivis par l'intermédiaire d'un outil dédié et partagé avec l'inspection générale, ce qui permet d'avoir une vision commune des engagements. Ce mode de fonctionnement n'est toutefois pas décrit dans le mode opératoire susvisé. Ne disposant pas d'un outil unique adapté aux différents besoins, Orano utilise plusieurs outils à différentes fins pour assurer le suivi (Excel®), la remontée d'indicateur (TABORA) et définir les plans d'actions (CONSTAT) associés aux engagements. Les inspecteurs estiment donc que le mode opératoire TRICASTIN-19-002407 mérite d'être clarifié sur l'utilisation et l'articulation de ces différents outils.
L'exploitant a indiqué qu'une réflexion est en cours pour améliorer l'efficience du dispositif et éviter les ressaisies et doublons entre ces différents outils indépendants et qui ne communiquent pas entre eux. Demande A1 : **Je vous demande de définir au niveau du système de gestion intégré** (SGI) de la plateforme Orano du Tricastin un standard associé à **des objectifs chiffrés et** documentés en matière de suivi et de respect des engagements. Au-delà du suivi du nombre d'engagement pris, un suivi du ratio des engagements pour lesquels **un report est** demandé nécessite d'être mis en place. Demande A2 : **Je vous demande de veiller dans ce cadre à intégrer dans votre** documentation la bonne version du guide national, et à le compléter pour la thématique du suivi des engagements. Vous veillerez par la même occasion à harmoniser vos pratiques et le mode opératoire, notamment pour les engagements pris au niveau de la plateforme Orano du Tricastin ou pris auprès de la DHSE. Demande A3 : D'une manière plus générale, je vous demande de veiller à la **prise en** compte des directives nationales et à la façon de **les intégrer à votre documentation,** notamment lors de leurs **mises à jour.** Demande A4 : Je vous demande de me tenir informé des évolutions éventuelles que vous apporterez à vos outils en lien avec le suivi des engagements.
## Surveillance Des Intervenants Extérieurs
La directive du groupe Orano Cycle pour la surveillance des intervenants extérieur PO ORN HSE
SUR 9 dans sa révision R0 entrée en vigueur le 1er janvier 2019 prévoit une sensibilisation au risque de fraude de tous les chargés de surveillance. Dans ce cadre, un module de e-learning relatif à la fraude a été créé au niveau du groupe et l'information a été transmise aux chargés de surveillance de la plateforme Orano du Tricastin. Les inspecteurs ont relevé que cette disposition ne figure pas dans le parcours de professionnalisation des chargés de surveillance Tricastin susvisé, bien que sa dernière mise à jour date du 7 mai 2019. L'exploitant a toutefois bien identifié dans sa revue transverse 2019 de s'assurer au 30 juin 2020 que la sensibilisation au risque de fraude a bien été réalisée par les chargés de surveillance. La nécessité de mettre à jour le parcours de professionnalisation n'est pas identifiée. Demande A5 : Je vous demande **de mettre à jour le parcours de professionnalisation** des chargés de surveillance afin d'y intégrer la sensibilisation au risque de fraude, conformément à votre procédure groupe.
## Gestion Des Écarts
Lors de l'inspection du 18 février 2016, les inspecteurs avaient relevé que les revues des écarts réalisées par les exploitants de la plate-forme, relatives à l'article 2.7.1 de l'arrêté du 7 février 2012 étaient réalisées avec des pratiques disparates. Cet article stipule qu' « *en complément du traitement* individuel de chaque écart, l'exploitant réalise de manière périodique une revue des écarts afin d'apprécier l'effet cumulé sur l'installation des écarts qui n'auraient pas encore été corrigés et d'identi*fier et analyser des tendances* relatives à la répétition d'écarts de nature similaire ».
Les inspections de 2016 et 2017 sur le thème du traitement des écarts au sein des INB de la plateforme ont montré que cette analyse de la récurrence des écarts et des effets cumulés était perfectible. Par conséquent, lors de l'inspection du 16 mars 2018, l'ASN vous a demandé de définir et de mettre à disposition des exploitants nucléaires des outils leur permettant d'apprécier les effets cumulés sur leurs installations des écarts qui n'auraient pas encore été corrigés et d'analyser les tendances relatives à la récurrence d'écarts de nature similaire, conformément aux exigences de l'article 2.7.1 de l'arrêté du 7 février 2012. Lors de l'inspection du 5 avril 2018 de l'INB n° 105, l'ASN vous a également demandé de mettre en œuvre une revue des écarts qui réponde à l'exigence de l'article 2.7.1 de l'arrêté du 7 février 2012. En réponse à ces demandes, vous vous êtes engagés pour le 15 décembre 2018 à faire un état des lieux des revues des écarts réalisées sur le site et à les harmoniser, si nécessaire. Les inspecteurs ont consulté un compte rendu du 25 février 2019, référencé TRICASTIN-19000125, dans lequel figure un état des lieux assez succinct des différentes réunions périodiques, revues, commissions, audits et contrôles de premier niveau ayant trait au suivi des évènements ou écarts. Le détail de quelles INB sont concernées par quelle instance ne figure pas explicitement. En ce qui concerne l'appréciation de l'effet cumulé des écarts, il y est indiqué que leur analyse ne fait pas l'objet de revue spécifique et formalisée. Il y est fait référence à la prise en compte en temps réel lors de la détection des effets cumulés, ce qui n'est toutefois pas l'attendu réglementaire. En ce qui concerne l'analyse des tendances relatives à la répétition d'écarts de nature similaire, le document mentionne des pratiques disparates, ce qui avait déjà été relevé par l'ASN début 2016, et détaille ces pratiques pour trois des neuf INB de la plateforme Orano du Tricastin. Le document identifie la nécessité d'harmoniser les pratiques en manière d'analyse des tendances relatives à la répétition des écarts. Cette action est suivie dans le logiciel de suivi des écarts, CONSTAT. Initialement prévue pour le 30 juillet 2019, cette action a été reportée de près d'un an, au 30 juin 2020. Le travail engagé sur le sujet a été présenté aux inspecteurs basé sur un extrait de tous les constats de l'année, répartis par thématique. Ce travail n'est toutefois pas finalisé. Demande A6 : **Je vous réitère ma demande de mettre en œuvre une revue des écarts** qui réponde entièrement à l'exigence de l'article 2.7.1 de l'arrêté du 7 février 2012, notamment sur l'appréciation de l'effet cumulé des écarts pas encore corrigés. En ce qui concerne l'analyse des tendances relatives à la répétition d'écarts de nature similaire, vous me tiendrez informé de l'avancement, des conclusions et des suites à donner au travail que vous avez engagé sur le sujet. Vous veillerez à justifier la suffisance de la période considérée pour effectuer cette analyse et à réfléchir à la pertinence **de l'étendre à plus de** douze mois lors de la prochaine revue. Dans le cadre des suites de l'inspection du 17 octobre 2018, Orano s'est engagé à réviser le parcours de professionnalisation des chargés de surveillance (TRICASTIN-16-009588) pour le 30 avril 2019 afin d'intégrer les formations par compagnonnage, incluant les notions d'exigences définies, le rappel de réaliser un acte de surveillance sur une exigence définie et les attendus dans la fiche de surveillance. Cette mise à jour fait l'objet d'une action dans le logiciel CONSTAT de suivi des écarts. Cette action est indiquée comme soldée à la date du 26 mars 2019 alors que le document signé présenté aux inspecteurs est daté du 7 mai 2019. L'action a été soldée au moment de la mise à la signature et non à la signature, ceci n'est pas une bonne pratique. D'autre part, seule la première case du logigramme récapitulatif du parcours de professionnalisation figure dans la version du document en ligne sur le système documentaire de l'exploitant et transmise aux inspecteurs. Il semble qu'il y a eu un dysfonctionnement lors de la mise en ligne. Les inspecteurs s'étonnent que ce point n'ait pas été détecté par des utilisateurs du document, qui est en ligne depuis le 7 mai 2019. Demande A7 : **Je vous demande de vous assurer du solde des actions dans votre** logiciel de suivi des écarts, au moment où celles-ci sont effectivement soldées et non en amont, par exemple lors de la mise à la signature de notes. Demande A8 : **Je vous demande d'analyser le dysfonctionnement au niveau de votre** gestion documentaire, ayant entrainé la mise en ligne d'un document non complet et de sa non-détection.
## B. Demandes D'Informations Complementaires Processus De Suivi Des Engagements
Le guide GU DHSE RSK SUR 3 « Indicateurs de performance sûreté environnement » du 1er septembre 2017 définit un indicateur relatif au nombre d'engagements à enjeux majeurs de sûretéenvironnement, sur les dix prochaines années, intitulé « KPI-1 ». Orano n'a pas été en mesure lors de l'inspection de préciser le nombre et la nature de ces engagements à enjeux majeurs pour le site Orano du Tricastin. Demande B1 : Je vous demande de me transmettre le nombre et la liste des engagements majeurs au périmètre de la plateforme Orano du Tricastin, correspondant à l'indicateur KPI-1 du guide national. Vous préciserez également les ratios complémentaires sur cet indicateur identifiés dans le guide, à savoir la prise de décision d'investissement et la réalisation dans les délais prescrits.
## Groupe De Travail Sur Le Thème Des Rétentions
Les travaux du groupe de travail sur le thème des rétentions devraient aboutir à la mise à jour de la procédure relative à la gestion des rétentions de la plateforme Orano du Tricastin. Celle-ci est en projet et doit être présentée aux responsables sûreté des installations lors d'une prochaine réunion. Ce groupe de travail devait notamment se positionner sur le retour d'expérience négatif des modalités de contrôles actuels des rétentions qui peuvent juger conformes des rétentions non étanches. Demande B2 : **Je vous demande de me tenir informé de la signature de la mise à jour** de la procédure relative à la gestion des rétentions de la plateforme Orano du Tricastin.
## C. Observations Sous-Traitance De Rang Inférieur
Dans le cadre des suites de l'inspection du 17 octobre 2018, Orano s'est engagé à faire une information de l'outil informatique « OSMOSE » auprès des chargés de surveillance de la plateforme Orano du Tricastin. Par l'intermédiaire de cet outil, mis en place par le service « achats », le fournisseur déclare, en amont de la prestation, ses cotraitants et sous-traitants. Cette déclaration sous forme numérique, permet aux acheteurs de gérer plus efficacement les listes des entreprises intervenant sur le site ainsi que leurs fournisseurs. Cet outil est utile pour le chargé de surveillance afin d'orienter ses actes de surveillance sur le titulaire ou sur les sous-traitants de rang inférieur. Les inspecteurs notent qu'il a fallu plus d'un an après l'inspection de 2018 pour qu'un mail d'information soit transmis aux chargés de surveillance, en janvier 2020. Ils considèrent également que l'existence de cet outil devrait figurer dans les supports de formations des chargés de surveillance, ce qui n'est pas encore le cas aujourd'hui. Observation C1 : Je vous invite à **aborder l'existence de l'outil OSMOSE lors du cursus de** formation des chargés de surveillance **de manière à ce que la surveillance d'une activité** sous-traitée puisse être adaptée à la fois au titulaire du contrat mais aussi aux sous-traitants de rang inférieur.
## Gestion Des Écarts
Le programme de contrôles internes de premier niveau (CIPN) défini au niveau de la plateforme Orano du Tricastin prévoit la réalisation d'un CIPN annuel relatif au « Traitement des écarts » pour chaque INB de la plateforme. Ces CIPN en 2019 ont porté sur l'entrée du processus via : - un échantillonnage de la base des Fiches Evénements Radiologiques Et Chimiques (FEREC), Fiche Evénement Environnement (FEE), Fiche Information Fast Action (FIFA) afin d'analyser si les écarts en lien avec les intérêts protégés ont conduit à l'ouverture d'un constat et à son traitement par le décideur. - une analyse des constats en lien avec les FEREC, FEE, FIFA afin de s'assurer de :
o la bonne réalisation d'une analyse des causes et proposition d'un plan d'action pour remise en conformité et la validation du plan d'action par le décideur au titre du contrôle technique, o le solde du constat par le responsable de traitement/décideur après la bonne réalisation des actions de remise en conformité par les chargé(s) d'action(s) et qui assure le contrôle technique.
Les inspecteurs ont consulté les CIPN réalisés en ce sens en 2019 et ont noté positivement la qualité du travail réalisé. Au vu de l'échantillonnage réalisé qui n'a concerné que peu voire pas de constat soldé, les points soulevés lors de l'inspection du 24 juillet 2019, n'ont pas tous été étudiés. A l'issue de cette inspection, l'ASN avait notamment relevé des non-conformités dans les CIPN relatifs au traitement des écarts portant sur une non homogénéité de l'analyse de la récurrence et des effets cumulés des écarts et sur une absence ou une formalisation incomplète de l'évaluation de l'efficacité des actions. Observation C2 : Je vous invite à prévoir dans votre programme de CIPN relatif au traitement des écarts, l'analyse de la récurrence et des effets cumulés des écarts ainsi que la bonne formalisation de l'évaluation de l'efficacité des actions, notamment sur des constats clôturés.
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Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part de vos observations et réponses concernant ces points, incluant les observations, dans un délai qui n'excédera pas, sauf mention contraire, deux mois. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de division Signé par Eric ZELNIO |
INSSN-CAE-2020-0119 | DIVISION DE CAEN
A Caen, le 25 mai 2020 N/Réf. : CODEP-CAE-2020-030135 Monsieur le Directeur de l'établissement Orano Cycle de La Hague 50 444 BEAUMONT-HAGUE CEDEX
OBJET : **Contrôle des installations nucléaires de base**
Etablissement Orano Cycle de la Hague Inspection à distance n° INSSN-CAEN-2020-0119 du 15 mai 2020 Réf. : **Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V.**
Monsieur le Directeur, Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base en référence, une inspection à distance a eu lieu le 15 mai 2020 à l'établissement Orano cycle de La Hague sur le thème du maintien de l'exploitation, de la réalisation des contrôles et essais périodiques et de la surveillance des intervenants extérieurs sur le périmètre de l'atelier DUOA/PE1 **dans le contexte du confinement mis en place relatif à la pandémie de Covid19.**
J'ai l'honneur de vous communiquer, ci-dessous, la synthèse de l'inspection ainsi que les principales demandes et observations qui en résultent.
## Synthèse De L'Inspection
L'inspection du 15 mai 2020 était une inspection à distance, menée dans le contexte des mesures de confinement prises pour faire face à la pandémie de Covid19. Cette inspection a porté notamment sur les dispositions prises pour assurer la poursuite de l'exploitation de l'atelier DUOA/PE et la réalisation des contrôles et essais périodiques réglementaires et prescrits par les RGE pendant la période de confinement. Il s'agissait également d'examiner les mesures prises par ORANO Cycle pour mettre en œuvre la surveillance de l'opérateur industriel en charge de l'exploitation de l'atelier PE dans cette période particulière puis d'examiner le respect des engagements pris lors des dernières inspections. Pour aborder ces points de contrôle, l'inspecteur a examiné et interrogé l'exploitant sur son organisation et la gestion de ses effectifs et compétences pendant la période de confinement et a contrôlé par sondage l'exécution des tâches périodiques d'exploitation (rondes notamment) et des contrôles et essais périodiques (en particulier à fréquence mensuelle ou hebdomadaire), ainsi que la gestion des indisponibilités. L'inspecteur a également contrôlé par sondage la mise en œuvre de la surveillance de l'opérateur industriel pendant la période de confinement. Au vu de cet examen réalisé par sondage, l'organisation définie et mise en œuvre au sein de l'atelier DUOA/PE pour maintenir les activités d'exploitation et de maintenance (incluant les contrôles et essais périodiques) ainsi que pour assurer la surveillance des intervenants extérieurs semble satisfaisante. En particulier, l'exploitant ainsi que l'opérateur industriel chargé de l'exploitation de l'atelier PE ont su être réactifs et mettre en place rapidement une organisation et des outils permettant de maintenir les activités sur l'atelier dans des conditions satisfaisantes. Néanmoins, l'inspecteur a identifié plusieurs points d'amélioration portant notamment sur la cohérence du référentiel relatif aux contrôles et essais périodiques, l'intégration d'une ronde portant sur la condamnation/décondamnation dans les routines d'exploitation et la rigueur concernant les enregistrements (cahiers de quart, fiches « REX » traçant les essais mensuels des groupes électrogènes, etc.).
## A **Demandes D'Actions Correctives** A.1 **Réalisation De La Ronde Mensuelle Condamnation/Décondamnation Définie Dans Les Tâches** Périodiques D'Exploitation.
Afin de vérifier la bonne réalisation des tâches périodiques d'exploitation telles que définies dans la procédure 2012-9774 « *atelier PE - Tâche périodiques d'exploitation* **», l'inspecteur a consulté les copies du**
cahier de quart correspondant à certains postes pris par sondage. En particulier, l'inspecteur a souhaité vérifier l'exécution de la tâche définie comme suit dans la procédure précitée : « **Tous les quatrième dimanche**
AM : mensuellement, une ronde de vérification est à effectuer par les équipes d'exploitation pour vérifier la cohérence entre l'état des organes condamnés et la consigne de décondamnation selon la consigne 2008-10844 **». Pour ce faire,**
l'inspecteur a consulté une copie du cahier de quart pour le poste du dimanche 22 mars après-midi. La ronde susmentionnée n'apparaissait pas et, après recherche dans le cahier de quart, l'exploitant a confirmé qu'elle n'avait pas été réalisée, ni en mars, ni en avril. A l'issue de l'inspection, l'exploitant a indiqué qu'il avait enregistré ce dysfonctionnement dans sa base IDHALL (ID n°26025) et qu'il serait traité selon la procédure de gestion des dysfonctionnements et des écarts applicable sur le site. En effet, cette ronde a été ajoutée aux tâches périodiques pendant la période de confinement et n'a pas été intégrée par les équipes d'exploitation.
Je vous demande de faire réaliser sans délai par vos équipes d'exploitation la ronde mensuelle concernant la condamnation / décondamnation telle que prévue dans votre procédure 20129774 « atelier PE - Tâche périodiques d'exploitation » et de me faire parvenir l'analyse et le plan d'actions relatifs au dysfonctionnement identifié sous le numéro ID 26025 dans votre base de gestion des dysfonctionnements et des écarts (IDHALL).
## A.2 **Remise En Cohérence Du Référentiel Concernant Les Contrôles Périodiques Réalisés Sur Les** Ballons Obturateurs (Matériel Pui2)
Lors de la préparation de l'inspection, l'inspecteur a identifié une incohérence entre les règles générales d'exploitation (chapitre 9) et la procédure 2003-10918 « Secteur industriel DEMC/PE - Contrôles périodiques prescrits » concernant les contrôles périodiques à mener sur les ballons obturateurs. En effet, la procédure 2003-10918 suscitée ne faisait pas mention de la nécessité de réaliser un contrôle mensuel du bon état et du non percement des ballons obturateurs alors que ce contrôle est exigé en application du chapitre 9 des règles générales d'exploitation (RGE). Après vérification sur pièces auprès de l'exploitant, il apparaît cependant que ces contrôles mensuels sont bien réalisés. Dès la fin de l'inspection, l'exploitant a immédiatement lancé une mise à jour de la procédure 2003-10918 afin de la remettre en cohérence vis-à-vis des RGE et en a transmis une copie sous format de projet à l'inspecteur en précisant que le document mis à jour était en cours de relecture et validation.
2 PUI : Plan d'urgence interne Je vous demande de poursuivre votre démarche visant à mettre à jour votre procédure 2003-10918 « Secteur industriel DEMC/PE - Contrôles périodiques prescrits » afin qu'elle soit cohérente vis-à-vis des règles générales d'exploitation. Je vous demande de me transmettre la procédure 2003-10918 précitée mise à jour et validée.
## A.3 **Rigueur Concernant Le Renseignement Des Documents D'Exploitation Et Des** Enregistrements De Contrôles Et Essais Périodiques
Lors de l'inspection, en examinant par sondage le cahier de quart et les « fiches REX » traçant la réalisation des essais mensuels des groupes électrogènes de la CS3**15kV et de la CA20kV, l'inspecteur a**
constaté un manque de rigueur dans le renseignement des enregistrements. En effet, il est apparu que les relevés de paramètres n'étaient pas toujours renseignés dans le cahier de quart (par exemple, paramètres des chaudières dans le cahier de quart du poste après-midi du 22 mars 2020) et que les fiches REX
précitées ne comportaient pas toujours le bon numéro d'Ordre de travail (OT) généré par le logiciel de gestion de la maintenance assistée par ordinateur (GMAO), ou que les champs prévus pour tracer la date de réalisation de l'essai, le type d'essai ou encore les paramètres à enregistrer selon le type d'essai n'étaient pas toujours renseignés. A la suite de l'inspection, sur la base de ce constat et après réalisation immédiate d'une visite de surveillance (Gemba) portant sur le renseignement des documents d'exploitation et de maintenance et ayant conclu de la même manière à un manque de rigueur, l'exploitant a indiqué avoir créé un dysfonctionnement (ID n°26024) dans sa base IDHALL de gestion des dysfonctionnements et des écarts afin d'analyser et de définir des actions correctives *ad hoc*. Je vous demande d'apporter plus de rigueur au renseignement des enregistrements correspondant aux opérations de d'exploitation et de maintenance. Vous me ferez parvenir le plan d'actions que vous aurez défini à l'issue de l'analyse du dysfonctionnement enregistré sous le numéro ID 26024 dans votre base IDHALL traçant l'ensemble des défauts de renseignement des enregistrements constatés lors de l'inspection et de vos propres visites de terrain.
## A.4 **Formation Sur Simulateur De Conduite Électrique**
Afin que les opérateurs de l'atelier DUOA/PE puissent s'entraîner à la gestion d'une perturbation de d'alimentation électrique, il est prévu dans le document 2012-9774 « Atelier PE - tâches périodiques d'exploitation », pour les opérateurs ayant les autorisations d'exercer (AE) de niveau EL3 et EL4, un recyclage hebdomadaire tous les mercredis en poste de nuit sur le simulateur de conduite électrique.
Afin d'évaluer l'impact de la période de confinement sur l'entraînement au simulateur précité, l'inspecteur a consulté les enregistrements concernant le recyclage des opérateurs EL3 et EL4. Or, il est apparu lors de l'inspection qu'il n'était pas prévu d'enregistrement nominatif pour ces recyclages. Ainsi, l'exploitant n'a pas été en mesure de prouver que ces formations avaient bien été réalisées par les personnes concernées. A l'issue de l'inspection, l'exploitant a identifié un axe d'amélioration consistant à tracer et enregistrer nominativement dans le cahier de quart la réalisation du recyclage sur le simulateur en précisant également le scénario utilisé. L'exploitant a indiqué que ces nouvelles dispositions seraient intégrées par une mise à jour de la consigne 2012-9774 susmentionnée.
Je vous demande de définir et de mettre en place les modalités d'enregistrement nominatif et de traçabilité des recyclages sur simulateur de conduite électrique devant être effectués toutes les semaines par les opérateurs disposant des autorisation d'exercer EL3 et EL4. Le cas échéant,
3 CS15kV : Centrale de secours 15 kV et CA20kV : Centrale autonome 20kV
vous me transmettrez la consigne 2012-9774 « **Atelier PE - tâches périodiques d'exploitation** **»,**
une fois qu'elle aura été mise à jour en ce sens.
## B **Compléments D'Information**
B.1 **Suivi d'une fiche de non-conformité (FNC) concernant des défauts de maintenance**
préventive L'inspecteur a bien pris note du fait que vous aviez identifié une non-conformité concernant la réalisation de certaines maintenances préventives par votre opérateur industriel et que vous alliez suivre ce sujet par le biais d'une FNC. Je vous demande de me tenir informé des suites données à cette FNC et, si vous étiez amené à identifier un écart au titre de votre processus de traitement des dysfonctionnements et des écarts, à me fournir l'analyse des causes ainsi que le plan d'actions défini pour traiter cet écart.
## C **Observations** C.1 **Traitement Et Solde Des Discordances Anciennes Concernant La Cs15Kv**
L'inspecteur a bien pris note que vous aviez engagé suite à l'inspection le traitement des discordances anciennes (datant de 2017) concernant la CS15kV, toujours présentes dans votre GMAO et concernant certains équipements non utilisés (bouteilles d'air de démarrage de la CS15kV).
## C.2 **Réactivité De L'Exploitant Suite Aux Constats Opérés En Inspection**
Lors de l'inspection à distance du 15 mai 2020, plusieurs constats d'écarts ont été faits. L'exploitant s'est montré très réactif et a immédiatement défini et mis en œuvre des actions de vérification et d'amélioration suite à l'inspection. Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part, sous deux mois, sauf mention spécifique indiquée dans le libellé de la demande, de vos remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division par messagerie (voir www.asn.fr) pour convenir d'un délai de réponse partagé.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint du chef de division, Signé par Laurent PALIX |
INSSN-LYO-2020-0941 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 26 mai 2020 N/Réf. : CODEP-LYO-2020-027843 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Cruas-Meysse Electricité de France BP 30 07 350 CRUAS
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Cruas-Meysse (INB nos 111 et 112)
Inspection n° INSSN-LYO-2020-0941 du 7 mai 2020 Thème « Surveillance des installations *et gestion des déchets* »
Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base
[3] Décision n° 2017-DC-0592 de l'ASN du 13 juin 2017 relative aux obligations des exploitants d'installations nucléaires de base en matière de préparation et de gestion des situations d'urgence et au contenu du plan d'urgence interne
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base prévu au code de l'environnement, cité en référence [1], une inspection courante a eu lieu le 7 mai 2020 sur la centrale nucléaire (CNPE) de Cruas-Meysse sur le thème « surveillance des installations et gestion des déchets ».
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.
## Synthèse De L'Inspection
www.asn.fr 5, place Jules Ferry - 69006 Lyon Téléphone 04 26 28 60 00 RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
L'inspection menée le 7 mai 2020 sur la centrale nucléaire de Cruas-Meysse portait sur la surveillance des installations et la gestion des déchets pendant la période d'urgence sanitaire, qui vous a conduit à adapter l'organisation du site. Dans ce cadre, les inspecteurs se sont rendus en salle de commande des réacteurs 1 et 2 afin de contrôler la mise en œuvre des adaptations de l'organisation du service conduite, notamment la sanctuarisation des salles de commande, le respect des effectifs minimaux des équipes de conduite présentes le jour de l'inspection, les conditions de réalisation des relèves et des « briefings » des équipes de conduite, la réalisation de la confrontation entre le chef d'exploitation et l'ingénieur sûreté, le traitement des alarmes présentes en salle de commande et, enfin, la gestion des consignes temporaires d'exploitation (CTE) et des instructions temporaires de conduite (IT). Dans un second temps, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment des auxiliaires de conditionnement (BAC) et sur l'aire d'entreposage des déchets très faiblement actifs (TFA) afin de contrôler la gestion du risque incendie, le respect des quantités maximales d'entreposage de déchets autorisées et l'identification des déchets dans les différentes zones du BAC (zone de conditionnement des déchets, zone d'entreposage des déchets, zone « extension ouest », local « presse » dans lequel des déchets sont compressés dans des fûts métalliques ou plastiques) et de l'aire d'entreposage des déchets TFA. A l'issue de ces contrôles, les inspecteurs ont relevé la mise en œuvre satisfaisante des dispositions d'organisation adaptées à la situation sanitaire. Ils ont notamment relevé la sérénité en salles de commande des réacteurs 1 et 2. Les agents de la conduite rencontrés avaient une bonne connaissance de l'organisation en effectifs réduits, des alarmes présentes le jour de l'inspection ainsi que des consignes temporaires applicables aux installations. Toutefois, et comme constaté déjà lors d'une opération de contrôle renforcée et ciblée sur les activités d'exploitation de la centrale du Cruas-Meysse menée par l'ASN entre février et juillet 2019, l'exploitant doit renforcer la traçabilité de la mise en œuvre des dispositions prévues par les instructions temporaires. Les inspecteurs ont également relevé que certains déchets entreposés dans le BAC n'étaient pas correctement identifiés ni conditionnés et que la tenue du BAC mériterait d'être encore améliorée.
## A. Demandes D'Actions Correctives Délai De Traitement Des Demandes De Travaux Associées À Des Alarmes
Les inspecteurs ont relevé la présence de l'alarme repérée 1 LHK 001 AA en salle de commande du réacteur 1, du fait du déclenchement de la cellule 1 LKH 309 JA lors de la mise sous tension. Vos représentants ont indiqué que la demande de travaux n° 641511 était associée à cette alarme qui est due à une anomalie matérielle. Par courriel du 11 mai 2020, vous avez transmis cette demande de travaux. Il s'avère que cette dernière a été émise le 7 novembre 2018 et l'échéance de traitement était fixée au 28 avril 2019. Demande A1 **: je vous demande de mener les actions correctives permettant de traiter la demande** de travaux susmentionnée dans les meilleurs délais. Pour rappel, lors d'une inspection sur la thématique « conduite normale » menée en 2019, les inspecteurs avaient déjà relevé que certaines alarmes associées à des anomalies matérielles n'étaient pas traitées dans les délais adaptés aux enjeux qu'elles représentent.
Par courrier du 27 septembre 2019, vous aviez répondu que : « *depuis juin 2019, une réunion d'exploitation* quotidienne a été mise en place afin de porter les *priorités d'exploitation journalière et hebdomadaire et ainsi améliorer le* traitement des demandes de travaux prioritaires ».
Demande A2 **: je vous demande d'analyser les raisons pour lesquelles cette demande de travaux n'a** pas été traitée dans le délai que vous vous étiez fixé. **Vous m'indiquerez les actions correctives que** vous mettrez en place, notamment pour réexaminer périodiquement les demandes de travaux dont les échéances sont très largement dépassées.
## Traçabilité Des Consignes Et Instructions Temporaires En Salle De Commande
La consigne temporaire n° 2020-0011 relative au contrôle de la fermeture de certaines portes des installations a été mise en place par le CNPE de Cruas-Meysse le 5 avril 2020.
Une des mesures préconisées par cette consigne temporaire est la vérification, une fois par jour, de la bonne fermeture de ces portes. Il est précisé dans cette consigne temporaire que la vérification doit être tracée dans le journal de bord par les opérateurs.
Néanmoins, les inspecteurs ont relevé que, entre le 30 avril et le 7 mai 2020, ces contrôles n'avaient été tracés que deux fois dans le journal de bord : le 30 avril et le 6 mai 2020. La vérification de l'encrassement des filtres GHE, une fois par quart tel que prescrit par la consigne temporaire no 2020-0054 n'était pas non plus systématiquement tracée dans le cahier de quart (elle l'était sur le journal de bord du jour de l'inspection). Les inspecteurs soulignent que le manque de traçabilité des actions mises en œuvre dans le cadre des instructions et consignes temporaires avait déjà été relevé lors d'une précédente inspection menée en 2019 sur la thématique « conduite normale » et avait fait l'objet d'une demande d'amélioration. Par courrier du 27 septembre 2019, vous aviez répondu que des rappels avaient été faits auprès des équipes de quart quant à l'exigence de traçabilité des actions demandées par une instruction temporaire. En ce sens, le tableau d'affichage de type « journal de bord » pourrait utilement être utilisé pour ce faire.
Demande A3 : je vous demande de mettre en œuvre les dispositions **permettant de vous assurer**
que les actions demandées par des instructions ou des consignes temporaires sont systématiquement tracées afin de pouvoir vous assurer a posteriori **que celles-ci ont été mises en** œuvre. **Vous me ferez part de ces dispositions.**
## Ecarts Relevés Lors De La Visite Du Bac
Lors de la visite du BAC, les inspecteurs ont relevé des écarts. Tout d'abord, l'identification de certains fûts métalliques entreposés dans la zone de conditionnement du BAC, entre le local « presse » et le local utilisé pour le séchage des déchets humides, ne correspondait pas au contenu des fûts (fût identifié « néons » et contenant des pièces métalliques ou en plastique, fût identifié
« verre » et contenant du plastique). En outre, si des déchets situés dans ces fûts sont dans des sacs déjà fermés, ce qui était le cas pour les fûts ouverts par les inspecteurs, ils doivent être clairement identifiés par le biais d'une étiquette apposée sur le sac.
Par ailleurs, des sacs de déchets contenant des déchets nucléaires étaient ouverts (sacs de déchets nucléaires ouverts et entreposés dans des fûts métalliques dans la zone de conditionnement, résines APG - déchets liés aux purges des générateurs de vapeur - entreposées dans des grands récipients pour vrac souples ouverts dans la zone d'entreposage) et ne permettaient pas d'éviter le risque de dissémination dans le BAC, voire de contamination des personnes. Ces deux situations ne sont pas conformes au point II de l'article 6.2 de l'arrêté cité en référence [2] qui dispose que « l'exploitant est tenu de caractériser les déchets produits dans son installation, d'emballer ou de conditionner les déchets dangereux et ceux provenant de zones à production possible de déchets *nucléaires, et d'apposer un étiquetage approprié* sur les emballages ou les contenants ». Enfin, des filtres d'air usés étaient entreposés en vrac à même le sol, le long de la rétention des huiles, dans la zone de conditionnement du BAC. Les déchets étaient signalés comme « *filtres démantelés à conditionner* ». Néanmoins, le paragraphe 5.9.5 de la note d'exploitation du BAC référencée D5180/NE/ST/07060 à l'indice 8, dispose que « dès leur arrivée, tous les déchets doivent être entreposés dans des réceptacles (bennes, caissons métalliques, fûts, etc.) *dans la zone de conditionnement. Ils seront repérés par une étiquette où y figurera a minima le type de* déchets, le débit de dose et la date de première introduction de déchets ». Ainsi, les filtres n'étaient pas entreposés dans des réceptacles et aucun débit de dose ni date de première introduction du déchet n'était signalé. Les inspecteurs soulignent que l'entreposage à même le sol de ces filtres d'air ne permet pas d'éviter toute propagation d'un éventuel incendie.
Demande A4 **: je vous demande de remettre en conformité, dans des délais adaptés aux enjeux, les**
écarts susmentionnés ci-dessus. Pour chaque écart, vous me ferez part des actions curatives mises en œuvre pour résorber les situations **et des actions préventives et/ou correctives éviter leur** renouvellement. Des photographies pourront être transmises pour illustrer certaines des actions. Lors de la visite des locaux du BAC, des écarts ont été relevés dans le domaine de la tenue des installations :
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- des capots métalliques destinés aux coques en béton et un élément du pont polaire étaient entreposés sur le toit du local de tri/découpe du BAC. Cet entreposage est interdit puisqu'il est écrit sur le toit de ce local « stockage interdit » ;
- un poste de travail a été installé à proximité du local de tri/découpe pour contrôler les débits de dose de certains sacs de déchets nucléaires à destination de l'aire d'entreposage des déchets TFA. La tenue de ce poste de travail n'était pas satisfaisante : des sacs de déchets étaient entreposés en vrac sur le poste de travail alors qu'aucune activité de traitement et de conditionnement n'était en cours dans le BAC. Par ailleurs, les sacs de déchets ne permettaient pas d'identifier la nature de leur contenu ;
- des aspirateurs étaient entreposés, en vrac dans la zone « extension ouest » du BAC, zone dédiée à l'entreposage des coques en béton ;
- la tenue du vestiaire chaud féminin mérite d'être améliorée afin d'éviter tout risque de contamination des personnes :
le saut de zone à l'entrée du vestiaire chaud féminin n'était pas mis en œuvre (saut de zone pour enlever les chaussures) ;
les sacs dans lesquels sont déposés les vêtements portés en zone contrôlée n'étaient pas correctement attachés aux cerceaux de fixation des poubelles.
Les inspecteurs rappellent que la mauvaise tenue des installations est un facteur de risques d'accidents de personnes, de contaminations et de non qualités de réalisation des activités.
Demande A5 : je vous demande de mettre en œuvre, **dans des délais adaptés aux enjeux, les**
actions permettant d'obtenir une tenue satisfaisante des différents locaux du BAC. Pour chaque point susmentionné, vous me ferez part des actions curatives **mises en œuvre pour résorber ces** situations et des actions préventives et/ou correctives pour éviter leur renouvellement. Des photographies seront transmises pour justifier **les actions mises en œuvre.** Enfin, le jour de l'inspection, vous avez précisé que des déchets humides étaient en cours de séchage dans le local de tri/découpe du BAC (local ventilé). Néanmoins, un local de séchage dans le BAC est dédié à cet effet.
Demande A6 **: je vous demande d'analyser les risques associés à l'entreposage de déchets humides**
dans le local de tri/découpe du BAC. Le cas échéan**t, je vous demande de mettre en œuvre les**
actions afin de résorber ces risques.
## B. Compléments D'Information Audit Sur Le Management De La Sûreté
Un audit interne réalisé par la filière de sûreté du CNPE de Cruas-Meysse sur le management de la sûreté était en cours de réalisation au jour de l'inspection. Demande B1 **: je vous demande de bien vouloir transmettre les principales conclusions de cet audit** ainsi que les actions que vous mettrez en place à l'issue. Les inspecteurs ont relevé la présence d'une alarme, présente depuis au moins septembre 2019, portant sur le système de surveillance de l'environnement lié à des sondes muettes (0 KRS 937 MA et 0 KRS 939 MA).
Selon les interlocuteurs rencontrés, il s'agirait d'un problème du système de communication entre ces sondes et les salles de commande. Demande B2 : je vous demande de bien vouloir **m'indiquer la nature des défauts évoqués et de me** préciser si ces défauts sont susceptibles de conduire à un retard de détect**ion d'une anomalie au** cours d'un rejet radioactif gazeux. Vous m'indiquerez votre analyse du défaut ainsi que les actions correctives prévues et les délais associés.
## Présence D'Un Défaut Sur 2 Dvc 003 Zv
Les inspecteurs ont relevé, dans la salle de commande du réacteur 2, la présence d'un défaut sur 2 DVC 003 ZV. Ils ont relevé que la DT associée était en cours de traitement depuis plusieurs mois, sans que les actions engagées ne puissent être précisées.
Demande B3 **: je vous demande de bien vouloir me transmettre la DT associée à ce défaut et de me**
faire part du traitement prévu ainsi que du délai associé à sa mise en œuvre.
## Visite Du Bac
Lors de la visite du BAC, les inspecteurs ont constaté l'entreposage de cinq fûts métalliques dans la zone d'entreposage (zone où sont entreposés les fûts plastiques/métalliques, les grands récipients pour vrac souples de gravats et les pièges à iode). Vous avez indiqué que ces fûts n'étaient pas conformes pour être expédiés. Les prescriptions du point I de l'article 8.4.2 de l'arrêté cité en référence [2] dispose que « l'exploitant définit une durée d'entreposage des substances adaptée, en particulier, à leur nature et aux caractéristiques de l'installation d'entreposage ».
Demande B4 : je vous demande d'indiquer la durée d'entreposage de ces cinq fûts. **Vous préciserez** les dispositions retenues pour permettre l'expédition de ces déchets et l'échéance **associée.**
## Exercices De Crise
L'article 5.1 de la décision citée en référence [3] dispose que « *l'exploitant établit, tient à jour et met en œuvre un* programme pluriannuel et un calendrier prévisionnel annuel des exercices de crise et des mises en situation. Pour l'applicati*on de* l'article 7.6 de l'arrêté du 7 février 2012 susvisé, au moins un exercice est réalisé chaqu*e année dans chaque établissement. Les* exercices de crise organisés par les pouvoirs publics, notamment ceux prévus par l'article R. 741-32 du code de la sécurité intérieure, sont inclus dans cette planification ». Le jour de l'inspection, vous avez indiqué que les exercices définis au titre du programme pluriannuel et programmés pendant la période d'urgence sanitaire ont dû être reportés du fait des conditions sanitaires.
Vous avez précisé que ces exercices de crise seraient toutefois reprogrammés au second semestre de l'année 2020. Par ailleurs, l'article 5.5 de la décision citée en référence [3] dispose que « *chaque personne désignée comme équipier* de crise participe, en tant qu'acteur, à un exercice de crise au moins tous les trois ans et à une mise en situation chaque année où il ne *participe pas, en tant qu'acteur, à un exercice* ».
Demande B5 : je vous demande de vérifier si les exercices de crise prévus au 2nd semestre de votre programme pluriannuel des exercices de crise permettront de respecter les **dispositions de** l'article **5.5 de la décision citée en référence [3].**
## C. Observations
Les inspecteurs ont apprécié les efforts du personnel du site pour faciliter le déroulement de l'inspection, dans le contexte de crise sanitaire. Ils ont notamment pu obtenir toutes les informations nécessaires auprès des équipes de conduite, pourtant à effectif réduit, ce qui est à souligner.
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Sauf difficultés liées à la situation sanitaire actuelle, vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Dans le cas où il ne vous serait pas possible de respecter les délais de réponse précités, je vous demande de prendre l'attache de la division pour convenir d'un délai de réponse partagé. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer.
Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN
(www.asn.fr).
Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
Le chef de pôle REP délégué Signé par :
Régis BECQ |
INSSN-LYO-2020-0498 | DIVISION DE LYON
Lyon, le 2 septembre 2020 Réf. : CODEP-LYO-2020-042180 Monsieur le Directeur du centre nucléaire de production d'électricité de Saint-Alban SaintMaurice Electricité de France BP 31 38 550 SAINT-MAURICE-L'EXIL
Objet : Contrôle des installations nucléaires de base (INB)
Centrale nucléaire de Saint Alban (INB no119)
INSSN-LYO-2020-0498 des 18 mai, 4 et 15 juin 2020 Thème : « Contrôle de l'arrêt pour maintenance et rechargement partiel du réacteur n° 1 Références : [1] Code de l'environnement, notamment son chapitre VI du titre IX du livre V
[2] Décision n° 2013-DC-0360 de l'Autorité de sûreté nucléaire du 16 juillet 2013 consolidée relative à la maîtrise des nuisances et de l'impact sur la santé et l'environnement des installations nucléaires de base
## Monsieur Le Directeur,
Dans le cadre des attributions de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) concernant le contrôle des installations nucléaires de base (INB) prévu au code de l'environnement, des inspections ont éété réalisées les 18 mai, 4 et 15 juin 2020 sur le thème « Chantiers de maintenance » dans le cadre de l'arrêt pour maintenance programmée et renouvellement partiel du combustible du réacteur n° 1 de la centrale nucléaire de Saint-Alban. Je vous communique, 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.
## Synthese De L'Inspection
Dans le cadre du contrôle de l'arrêt pour visite partielle (VP) du réacteur 1 de la centrale nucléaire de SaintAlban, les inspections des 18 mai, 4 et 15 juin 2020 avaient pour objectif de contrôler les travaux de maintenance sous les angles de la sûreté, de la radioprotection et de la protection de l'environnement, ainsi que la résorption d'écarts de conformité (EC). Les inspecteurs ont également procédé à une visite du bâtiment de traitement des effluents (BTE) où sont traités les déchets issus des activités de maintenance. A l'issue de cet examen, les inspecteurs estiment que le respect du programme d'arrêt et la résolution des différents aléas techniques rencontrés sur l'arrêt ont été réalisés dans des conditions de sûreté globalement satisfaisantes. L'exploitant a pu mener à bien la quasi-totalité des contrôles et travaux prévus malgré le contexte de la crise sanitaire liée à l'épidémie de Covid-19. Les quelques reports de travaux ont été justifiés. Les inspecteurs ont cependant noté des pistes d'amélioration concernant la gestion des déchets et la tenue des installations.
## A. Demandes D'Actions Correctives Gestion Des Déchets
Lors de l'inspection du 15 juin 2020, les inspecteurs se sont rendus dans le bâtiment de traitement des effluents (BTE). Ils ont constaté, dans le local d'huile, la présence d'une rétention amovible contenant un mélange d'huile et d'eau. La présence de liquide dans cette rétention n'est pas conforme aux alinéas III et IV de l'article 4.3.1 de la décision citée en référence [2]. Demande A1 : **Je vous demande d'évacuer ou de vidanger cette rétention et de renforcer votre** système de contrôle de propreté des rétentions présentes sur le site. Les inspecteurs ont également, au rez-de-chaussée du BTE, constaté la présence de quatre conteneurs de déchets dans une zone prévue vide par le plan d'entreposage du BTE de la note d'application du référentiel d'exploitation des bâtiments auxiliaires nucléaires (BAN) et BTE pour la gestion des déchets nucléaires sur le CNPE de Saint-Alban référencée D5380NTDN01255. Les quantités d'entreposage maximales de déchet étaient toutefois respectées. Lors de l'inspection, il a été indiqué que ces conteneurs étaient présents car le plan d'entreposage est établi pour une situation où les deux réacteurs sont en production. Or, lors des arrêts, la production de déchets étant accrue, une quantité plus importante de déchet doit être entreposée et la zone en question est utilisée à cet effet. Demande A2 : Je vous demande de réviser la note référencée D5380NTDN01255 **afin de prévoir** les zones de stockage **du BTE correspondant à toutes les situations d'exploitation des réacteurs**.
Les inspecteurs se sont également rendus dans la zone de conditionnement des déchets sur le plancher « filtre » du niveau 17 mètres du BAN du réacteur n° 1. Ils ont constaté que les quantités maximales de déchets prévues dans la note référencée D5380NTDN01255 présentes étaient dépassées et ce malgré des évacuations de déchets régulières. Cette situation étant connue, le site a mis en place des extincteurs supplémentaires pour compenser l'augmentation de la charge calorifique. Cette situation se présentant à chaque arrêt, il convient de réviser l'étude « déchets » du site et l'étude de risques d'incendie pour y intégrer les quantités de déchets maximales pouvant être entreposées lors des arrêts. De plus, les mesures complémentaires à mettre en place lors des arrêts, notamment en moyens d'extinction, devront être définies dans une analyse de risque formalisée.
Demande A3 : Je vous demande de réviser la note référencée D5380NTDN01255 ainsi que les études « déchets » et « incendie » **afin de prendre en compte dans ces documents la quantité** maximale de déchets **admissible dans la zone de conditionnement des déchets au plancher filtre** du niveau 17 mètre du BA et d'adapter les moyens de prévention des risques au potentiel calorifique maximal susceptible d'y être présent.
## Tenue De L'Installation
Lors de l'inspection du 18 mai 2020, les inspecteurs se sont rendus au niveau des lignes d'échappement du diesel repéré LHQ. Ils ont constaté une erreur dans l'étiquetage d'une ligne qui était indiquée comme appartenant au système LHP. Cet étiquetage est susceptible de conduite à des erreurs entre les voies, lors d'activités de lignage ou de maintenance. Demande A4 **: Je vous demande de corriger l'étiquetage de la ligne d'échappement du diesel**
## Lhq.
Les inspecteurs ont constaté la présence de scotch au niveau d'une ouverture du tronçon repéré 1RIS037TY et ce à l'intérieur même d'une protection prévue la prévention du risque d'introduction de corps étranger (risque « Foreign Material Exclusion » (FME)).
Demande A5 : Je vous demande de renforcer la culture du **risque d'introduction de corps migrant**
dans les circuits lors des opérations de maintenance. Les inspecteurs ont constaté la présence d'eau près de l'appareil de mesure de débit référencé 1RIS481YD dans la salle repérée LA0354 au niveau -7,7 mètre du bâtiment des auxiliaires de sauvegarde (BAS). Demande A6 **: Je vous demande de nettoyer cette zone et de m'indiquer d'où provenait cette eau.**
## B. Demandes D'Informations Complementaires Gestion Des Déchets
Les inspecteurs ont constaté la présence d'un entreposage en face de l'entrée de la zone de conditionnement des déchets au plancher filtre du niveau 17 mètres du BAN du réacteur 1. Cet entreposage était identifié comme lié au chantier sur « 2DVN0432ZV ». Des sacs de déchets ainsi que des contrôleurs mains-pieds étaient présents. Demande B1 : Je vous demande de me confirmer sur quel chantier cet entreposage appartenait ainsi que de justifier son évacuation.
## C. Observations
Les inspecteurs ont également contrôlé les activités de contrôle et de maintenance suivantes :
- Expertises complémentaires et travaux sur les traversées « **Mirion** » : contrôles sur le terrain ; - Contrôle de corrosion des lignes d'échappement de**s groupes électrogènes de secours à**
moteur diesel **LHQ et LHP** : contrôles sur le terrain et plan d'action associé ;
- Modification référencée PNPP2447 C-A - Modifications du système de protection du réacteur
« RPR / SPIN » à l'issue de sa 3ème visite décennale - Isolement automatique de l'ARE et seuil SA :
contrôle sur le terrain ;
- **Modification référencée PNPP2818 B-A** - Correctif de contrôle commande et traitement palliatif de l'EC 249 (T des locaux LLS) : contrôle sur le terrain ;
- **Modification référencée PNRL2059** - Suppression de piquage sensible : contrôle sur le terrain ;
- **EC455** - Défaut de robustesse au séisme des robinets du circuit de balayage à l'arrêt (EBA) et du système de recombinaison d'hydrogène (ETY) : contrôle sur le terrain et dossier d'intervention.
- **EC446** - Absence de supports et étriers des lignes RRI de réfrigération des RIS MP : dossier d'intervention et fiche de constats ;
- **EC484 -** Défauts de freinage de la visserie des matériels MQCA détectés sur le périmètre de la DP
331 : suivi de l'application de la DP 331 ;
- **EC510** - Défaut de serrage de cosses sur armoires rénovées M2C: plan d'action ; - **EC520 -** Absence de freinage vannes thermostatiques pompes RIS-MP et RCV : contrôle sur le terrain ;
- **EC533** - Anomalies de calibre de fusible thermique des clapets CCF - périmètre parc : dossier d'intervention.
A la suite de l'examen de ces activités et des échanges complémentaires avec l'exploitant en préalable à la délivrance de l'autorisation de divergence du réacteur, il ne subsiste pas de remarque particulière de la part de l'inspection.
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Vous voudrez bien me faire part **sous deux mois**, des remarques et observations, ainsi que des dispositions que vous prendrez pour remédier aux constatations susmentionnées. Pour les engagements que vous prendriez, je vous demande de les identifier clairement et d'en préciser, pour chacun, l'échéance de réalisation. Dans le cas où vous seriez contraint par la suite de modifier l'une de ces échéances, je vous demande également de m'en informer. Enfin, conformément à la démarche de transparence et d'information du public instituée par les dispositions de l'article L. 125-13 du code de l'environnement et conformément à l'article R. 596-5 du code de l'environnement, je vous informe que le présent courrier sera mis en ligne sur le site Internet de l'ASN (www.asn.fr). Je vous prie d'agréer, Monsieur le Directeur, l'assurance de ma considération distinguée.
L'adjoint à la chef de la division Signé par Richard ESCOFFIER |